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 Latam Economic Forum 2026: datos macro, superávit energético y pipeline de inversiones que reconfiguran la matriz económica

La 12ª edición del Latam Economic Forum expuso un conjunto de variables macroeconómicas y sectoriales que no habían sido detalladas en las intervenciones previas del Gobierno.

Con los discursos completos del Presidente y del Ministro de Economía, el encuentro dejó un mapa más preciso sobre el estado fiscal, la posición externa, la dinámica de exportaciones y el volumen de inversiones comprometidas en energía, minería y agroindustria, que constituyen el núcleo del crecimiento proyectado para los próximos años.

El Presidente destacó que el riesgo país descendió desde niveles superiores a 3.000 puntos a valores cercanos a 500, en paralelo a una recuperación del Estimador Mensual de Actividad Económica (EMAE), que se ubica 11% por encima del nivel registrado al inicio de la gestión en términos desestacionalizados.

La tendencia ciclo mostró tres meses consecutivos de variaciones positivas del 0,4%, mientras que la comparación interanual marcó un incremento del 5,5%. En materia de precios, el Gobierno atribuyó la desaceleración inflacionaria a la corrección del desequilibrio fiscal y monetario, señalando que la economía transitaba una dinámica de 1,5% diario previo al ajuste inicial.

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En el plano externo, se subrayó que Argentina es el único país del G20 que combina superávit fiscal y superávit energético, condición que fue destacada en reuniones técnicas del organismo internacional.

El Banco Central acumula compras diarias de divisas superiores a los 100 millones de dólares, en un contexto donde la demanda de activos locales se recupera tras la volatilidad generada por la salida de capitales del año anterior.

El Presidente detalló que la corrida financiera representó un movimiento equivalente a 41.000 millones de dólares, que pudo haber alcanzado 70.000 millones sin las medidas precautorias aplicadas sobre los pasivos remunerados.

El Ministro de Economía complementó la exposición con datos sectoriales. La inflación de abril se ubicó en 2,6%, con una variación de la canasta básica alimentaria del 1,1%, el registro más bajo desde agosto del año previo.

Las expectativas del mercado para los próximos doce meses se estabilizaron en torno al 20%. En materia comercial, abril registró exportaciones por casi 9.000 millones de dólares, con máximos históricos en agroindustria (17.000 millones en el primer cuatrimestre) y en manufacturas industriales (2.500 millones, el valor más alto en 14 años).

El superávit energético volvió a consolidarse, en contraste con los años de importaciones netas de gas y combustibles.

El financiamiento al sector privado mostró una expansión significativa: el crédito total pasó de representar 3,8% del PBI a casi 11%, mientras que el financiamiento PyME se duplicó. La cosecha agrícola alcanzó 163 millones de toneladas y la actividad aérea comercial registró 17,9 millones de pasajeros en el primer cuatrimestre, ambos valores máximos recientes.

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El EMAE se ubicó en su nivel histórico más alto, según los datos presentados por el Ministerio.

En materia fiscal, el Gobierno detalló que el déficit consolidado heredado de 5 puntos del PBI fue revertido a superávit, mientras que el déficit cuasi fiscal de 10 puntos fue eliminado. La inflación núcleo mensual, que se ubicaba en 28,3%, descendió a niveles cercanos al 2,3%.

La deuda pública consolidada pasó de 484.000 millones de dólares a 458.000 millones, y las reservas brutas aumentaron de 21.000 a 48.000 millones. La brecha cambiaria se redujo del 200% a valores cercanos al 3%.

El encuentro también permitió precisar el volumen de inversiones comprometidas en sectores estratégicos. El pipeline asciende a 140.000 millones de dólares, con 30.000 millones ya aprobados.

Una proporción relevante corresponde a energía, minería y Vaca Muerta, con proyectos de perforación que tienen plazos de ejecución de nueve meses.

La balanza energética y minera combinada proyecta un superávit de 60.000 millones de dólares hacia 2031 y de 90.000 millones hacia 2034, sin considerar los proyectos recientemente presentados bajo el régimen de grandes inversiones.

El Presidente vinculó estos flujos con el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y su ampliación, el SuperRIGI, orientado a sectores que aún no operan en el país.

La lógica oficial sostiene que la reducción de la carga fiscal en proyectos de gran escala habilita la entrada de capital y la expansión de la frontera productiva, con efectos de convergencia sobre el resto de la economía. El caso de Neuquén, que destinó 3,5 millones de dólares para adherir al régimen y obtuvo compromisos por 1.000 millones, fue citado como referencia.

La lectura integrada del foro muestra un cuadro macroeconómico con superávit gemelos, recuperación de la actividad, expansión del crédito y un volumen de inversiones significativo en energía y minería.

La consolidación de estos flujos dependerá de la estabilidad fiscal, la continuidad de los incentivos a la inversión y la capacidad de ejecución de infraestructura asociada a transporte, logística y procesamiento, que constituyen los cuellos de botella centrales para sostener el crecimiento de mediano plazo.

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El Gobierno desplaza al Estado del financiamiento del GNL y traslada el costo a privados: un cambio político en la arquitectura del invierno

El Gobierno avanzó en un giro central en la política de abastecimiento invernal de gas al lograr que, por primera vez desde 2008, el Estado no subsidie el costo del Gas Natural Licuado (GNL) importado para cubrir el pico de demanda residencial.

El documento señala que “por primera vez en casi dos décadas, el Estado encontró un camino para no tener que subsidiar el costo del gas importado”. La estrategia se apoya en un esquema de subastas anticipadas en el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) que permitió trasladar el costo real del GNL a distribuidoras, industrias, comercializadoras y generadoras eléctricas.

El mecanismo consiste en que Enarsa revende por anticipado los cargamentos de GNL licitados para el invierno. Las empresas privadas deben pagar un 25% del valor por adelantado y el 75% restante al momento de la regasificación.

Según el documento, “el Ejecutivo consiguió que distribuidoras, industrias, comercializadoras y generadoras privadas compren por anticipado el gas importado”, lo que asegura ingresos inmediatos para financiar la importación y evita que el Tesoro absorba un costo superior a los 1.000 millones de dólares durante el invierno.

La decisión obligó a ajustar derivadas regulatorias para garantizar la seguridad operativa del sistema eléctrico. El Gobierno acordó con Trafigura —el trader que adquirió la mayor parte del volumen subastado— un mecanismo para asegurar gas a centrales térmicas críticas en caso de que no logren cerrar contratos privados.

El documento indica que “Cammesa podrá solicitarle a Trafigura que entregue gas a centrales térmicas consideradas críticas para la operación del sistema”, incluso sin acuerdo comercial directo.

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Si la trader no puede colocar determinados volúmenes por razones financieras o de compliance, deberá cederlos a Enarsa, que los entregará a Cammesa.

El rediseño operativo incluyó la corrección de la prima que Enarsa aplica para cubrir costos de regasificación y logística en la terminal de Escobar. Tras fijar inicialmente un valor de 5,16 dólares por millón de BTU —superior a la oferta presentada por Naturgy como agregador comercial— la estatal redujo la prima a 3,90 dólares.

El documento destaca que “Enarsa definió una prima de US$ 3,90 por millón de BTU, lo que dejó al Ejecutivo en una posición mucho más consistente” desde el punto de vista económico.

El nuevo esquema se articula con la reforma eléctrica gradual iniciada en noviembre de 2025, que habilita a los generadores a contratar su propio combustible y a declarar hasta un 25% adicional sobre el costo del gas dentro del Costo Variable de Producción (CVP). Ese margen funciona como incentivo para que las empresas asuman el riesgo de abastecerse por su cuenta.

En ese marco, Trafigura ofreció pagar un spread cercano a 1 dólar por millón de BTU para asegurarse 300 millones de metros cúbicos de gas, superando ampliamente las ofertas de Pampa Energía y Central Puerto.

El desplazamiento del Estado como proveedor de última instancia y la creciente contractualización privada del abastecimiento invernal marcan un cambio político en la arquitectura del mercado energético.

El documento concluye que la decisión de trasladar el costo del GNL a privados “está mostrando niveles de eficacia superiores a los esperados inicialmente”, marcando un esquema donde el riesgo económico del invierno se desplaza desde el sector público hacia los actores del mercado.

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Mindlin en el Latam Economic Forum: la energía como motor de empleo y desarrollo

El presidente de Pampa Energía presentó la hoja de ruta de inversiones del grupo y destacó el impacto que tendrán en la generación de trabajo y en la balanza energética. La empresa tiene proyectos por USD 13.200 millones que califican para el RIGI, con participaciones accionarias que van del 10% al 100% según cada iniciativa.

Marcelo Mindlin participó del Latam Economic Forum con una presentación que combinó datos técnicos, proyecciones de inversión y una lectura humana del impacto que la energía tendrá sobre el empleo argentino.

Su exposición giró alrededor de una idea que repitió varias veces: la energía no es un discurso, son obras concretas que ya están en marcha y que van a generar trabajo en los próximos años.

Según el documento oficial que presentó, Pampa Energía —a través de participaciones directas y de TGS— tiene proyectos que califican para el RIGI por un total de USD 13.200 millones, de los cuales USD 6.600 millones ya están aprobados.

Mindlin aclaró que se trata de inversiones de la empresa y que cada proyecto tiene una participación accionaria distinta, lo que permite dimensionar la escala real del portafolio.

El oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), una obra de USD 3.000 millones, tiene a Pampa con el 10% del proyecto. El caño ya está terminado y se encuentran en ejecución las plantas, los tanques y la terminal marítima.

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Mindlin destacó que la industria completa participó del diseño y que la coordinación entre productores fue clave para destrabar la obra.

El proyecto de GNL, de USD 2.900 millones, es un consorcio entre Pan American Energy, YPF, Pampa y socios japoneses. Pampa participa con el 20%. Mindlin afirmó que hacia fines de 2027 la Argentina exportará GNL por primera vez en su historia.

Para que eso sea posible, explicó, es necesario construir el gasoducto San Matías, una obra de USD 1.300 millones en la que Pampa también tiene el 20%.

La planta de urea —Fértil Pampa— es un proyecto 100% de Pampa, con una inversión estimada de USD 2.500 millones. La empresa lleva dos años de estudios y espera tomar la decisión final en los próximos meses. Mindlin detalló que, una vez aprobada, la obra demandará entre tres y cuatro años de ejecución.

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El objetivo es reemplazar importaciones que hoy llegan desde lugares tan lejanos como Ucrania, Catar o Rusia, y abastecer un mercado regional que consume 11 millones de toneladas anuales.

El proyecto de líquidos del gas natural (LGN), con una inversión de USD 2.800 millones, es 100% de TGS, compañía en la que Pampa es accionista. La iniciativa permitirá procesar, fraccionar y exportar los líquidos asociados al gas de Vaca Muerta. Mindlin explicó que, si no se extraen esos líquidos, se pierde riqueza y el gas no puede ingresar a los gasoductos.

La expansión del Gasoducto Perito Moreno, también de TGS, suma USD 560 millones (USD 780 millones con tramos finales) y permitirá aumentar la capacidad de transporte de 21 a 35 millones de metros cúbicos diarios. Según Mindlin, esta obra eliminará la necesidad de importar GNL, algo que la Argentina hizo durante dos décadas pese a tener uno de los mejores recursos del mundo.

A lo largo de su intervención, Mindlin insistió en que estos proyectos no solo aumentan la producción, sino que generan empleo en todo el país.

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Señaló que las obras movilizan actividad en Neuquén, Río Negro, Buenos Aires, La Pampa, Córdoba y Santa Fe, pero también en el resto de la Argentina a través de proveedores, contratistas, transporte, servicios e ingeniería. “Cada obra mueve proveedores, pymes, contratistas, transporte, servicios, ingeniería. La energía derrama en toda la cadena productiva”, afirmó.

También vinculó la expansión energética con la estabilidad macroeconómica. Según sus proyecciones, la balanza energética pasará de un déficit de USD 4.000 millones en 2022 a un superávit de USD 24.000 millones en 2030. “Vamos a tener otro sector que genere tantos dólares como el campo. Eso hace a la Argentina más sólida”, señaló.

Mindlin cerró con una idea que sintetiza su lectura del momento: con esta magnitud de inversiones, la Argentina tiene por delante un ciclo de crecimiento y generación de empleo que no depende de discursos, sino de obras concretas que ya están en marcha.

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Marín proyectó USD 30.000 millones en exportaciones energéticas para 2031

El presidente de YPF, Horacio Marín, expuso en el 12° Latam Economic Forum, realizado en el Goldcenter de Parque Norte, donde afirmó que la Argentina podría superar los USD 30.000 millones anuales en exportaciones de petróleo y gas a partir de 2031.

La proyección se enmarca en el desarrollo de Vaca Muerta, la expansión de infraestructura de transporte y la consolidación de proyectos de exportación de crudo y gas natural.

Marín sostuvo que el objetivo se alcanzará mediante la articulación entre YPF, el Gobierno nacional y las empresas privadas del sector. Señaló que el sector energético logró avanzar antes que otras actividades por la combinación de inversión, estabilidad operativa y coordinación público‑privada, y consideró que el contexto macroeconómico actual favorece la ejecución de proyectos de ciclo largo.

Durante su intervención, el directivo afirmó que Vaca Muerta presenta condiciones competitivas frente a desarrollos shale de Estados Unidos, lo que posiciona a la Argentina en un nivel relevante dentro del mercado internacional.

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En ese marco, estimó que, en el futuro, dos de cada tres barriles producidos en el país estarán destinados a la exportación, mientras que el restante abastecerá al mercado interno, en línea con la ampliación de oleoductos y la maduración de proyectos colaborativos con operadores privados.

Marín remarcó que el sector privado tendrá un rol central en la expansión del sistema energético y sostuvo que la continuidad del ciclo inversor depende de la capacidad de las compañías para ejecutar proyectos de largo plazo y generar valor.

La estrategia incluye el desarrollo de infraestructura asociada a proyectos de GNL, la ampliación de la red de evacuación de crudo y la consolidación de nuevos polos exportadores.

Tras su participación en el evento, el presidente de YPF destacó en redes sociales la evolución bursátil de la compañía y señaló que el desempeño de la acción refleja la ejecución operativa y la consistencia de la estrategia de inversión. Indicó que el valor de mercado es una consecuencia del trabajo sostenido y no un objetivo en sí mismo.

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Milei en el Latam Economic Forum: energía, competitividad y recursos estratégicos como base del crecimiento

El presidente Javier Milei participó del Latam Economic Forum y centró su exposición en los factores que, según su visión, definen la capacidad de crecimiento de la economía argentina. El eje del discurso estuvo puesto en la competitividad sistémica, la disponibilidad de recursos estratégicos y el rol de la energía como motor de desarrollo.

Milei sostuvo que la estabilidad macroeconómica es condición necesaria pero no suficiente para expandir la actividad. Planteó que la combinación de energía competitiva, reducción de costos estructurales y apertura a la competencia constituye el marco para impulsar inversión y empleo de calidad.

En ese esquema, destacó que la Argentina cuenta con petróleo, gas, energía nuclear, minerales críticos y tierras agrícolas en escala, y que la ubicación geográfica reduce riesgos logísticos para la exportación.

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El Presidente afirmó que el país dispone de una dotación de recursos que coincide con la demanda de las economías desarrolladas. Señaló que la disponibilidad de energía y minerales estratégicos permite proyectar una mayor integración a cadenas globales de valor, especialmente en sectores intensivos en recursos naturales y tecnología aplicada a la producción.

Durante su intervención, Milei también remarcó que la baja de la inflación habilita un entorno de planificación para empresas y familias. Según su planteo, la recuperación de la previsibilidad macroeconómica es un componente central para sostener decisiones de inversión en sectores como energía, minería, agroindustria y manufacturas orientadas a exportación.

El mandatario afirmó que el talento argentino tendrá oportunidades de desarrollo en un contexto de mayor estabilidad y apertura, y vinculó esa perspectiva con la expansión de sectores basados en conocimiento, servicios profesionales y tecnología aplicada a la industria.

La exposición se concentró en los elementos que, desde su enfoque, pueden sostener un sendero de crecimiento apoyado en recursos estratégicos, competitividad y capital humano.

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Lunahuasi: leyes de oro excepcionales en el Distrito Vicuña

Los nuevos resultados de perforación en Lunahuasi confirmaron leyes de oro sin precedentes en la minería argentina y en el registro reciente de la región andina. NGEx Minerals informó intervalos con 1.740 g/t en un tramo de dos metros y 207 g/t en un intervalo de 17,3 metros, valores que superan ampliamente los rangos habituales de los proyectos metalíferos de San Juan y de los depósitos de referencia internacional.

El proyecto se ubica dentro del Distrito Vicuña, un corredor geológico binacional que concentra sistemas mineralizados de cobre, oro y plata asociados a Josemaría, Filo del Sol y Los Helados.

Las campañas previas ya habían mostrado mineralización de alta ley, pero los nuevos resultados amplían la información disponible sobre la continuidad del sistema y la presencia de zonas de ultra alta ley distribuidas a lo largo de varios cientos de metros.

La comparación con operaciones consolidadas de la provincia es directa: Veladero trabajó durante años con leyes cercanas a 1 g/t, mientras que otros proyectos de exploración en San Juan registraron valores entre 2 y 5 g/t en sectores de mayor concentración.

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Los intervalos reportados en Lunahuasi se ubican en un orden de magnitud distinto, lo que confirma la existencia de un sistema epitermal de alta sulfuración con características inusuales para el país.

El sistema permanece abierto en múltiples direcciones, lo que obliga a extender la perforación para definir geometría, controles estructurales y continuidad mineralizada.

La etapa exploratoria no cuenta aún con estimaciones de recursos ni parámetros económicos, pero los resultados incrementan la relevancia técnica del distrito y consolidan a San Juan como una de las jurisdicciones metalíferas más activas de Sudamérica.

La proximidad a proyectos avanzados del mismo corredor geológico aporta infraestructura, logística de altura y conocimiento acumulado que facilitan la continuidad de las campañas.

La combinación de leyes ultra altas, mineralización asociada de cobre y plata y continuidad abierta posiciona a Lunahuasi como uno de los hallazgos más significativos de la exploración reciente en la cordillera.

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El potencial gasífero de Perú abre una ventana para proveedores argentinos de servicios energéticos

La presentación del Ministerio de Energía y Minas del Perú (MINEM) en Cusco confirmó un volumen de recursos prospectivos que reposiciona al país dentro del mapa gasífero sudamericano. Los datos oficiales indican 27,1 TCF entre recursos contingentes y prospectivos en Tumbes, offshore Tumbes, Camisea, Candamo y Madre de Dios.

La magnitud del potencial obliga a un incremento de actividad exploratoria que Perú no puede sostener con su estructura actual de proveedores.

El viceministro de Hidrocarburos, Marco Agama, detalló que el Lote XXIII en Tumbes registra 0,1 TCF contingentes y 0,8 TCF prospectivos, mientras que el Área LXXXVI en el offshore suma 1 TCF contingentes y 5,9 TCF prospectivos. A esto se agregan 20,4 TCF en Camisea y Candamo, distribuidos en los Lotes 88, 56, 57, 58 y la cuenca de Madre de Dios.

El volumen informado supera el potencial exploratorio de Bolivia y coloca a Perú como uno de los sistemas gasíferos con mayor proyección de la región.

La escala del recurso contrasta con la capacidad instalada del país para perforar, completar y desarrollar campos de gas. Fuera del sistema Camisea, la oferta de servicios es limitada: no existe un clúster de perforación comparable al de Neuquén, no hay flotas de fractura hidráulica en operación continua, y la provisión de insumos críticos —tuberías, válvulas, arenas, químicos, bombas de alta presión— depende de importaciones y de la presencia puntual de compañías internacionales.

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Este desfasaje entre potencial geológico y capacidad operativa abre una oportunidad para proveedores argentinos con experiencia en Vaca Muerta y en desarrollos convencionales. La industria local cuenta con empresas de perforación, completación, ingeniería, metalmecánica, transporte especializado y servicios de superficie que operan en escala y con estándares internacionales.

La curva de aprendizaje acumulada en Neuquén permite ofrecer soluciones para exploración temprana, logística en zonas remotas, plantas de tratamiento modulares y servicios de integridad de ductos.

El MINEM señaló que la expansión del gas requiere fortalecer institucionalidad, agilizar permisos y consolidar licencia social. En ese contexto, la participación de proveedores con trayectoria en operaciones complejas puede reducir riesgos operativos y acelerar cronogramas de perforación.

La demanda potencial incluye servicios sísmicos, perforación direccional, cementación, wireline, completación, plantas de separación, ingeniería de ductos y operación de facilities.

La combinación de un recurso de gran escala y una estructura de servicios insuficiente configura un escenario donde empresas argentinas pueden capturar contratos en exploración, desarrollo y midstream.

La proximidad geográfica, la experiencia en formaciones no convencionales y la disponibilidad de proveedores certificados posicionan a la Argentina como un oferente competitivo para el ciclo gasífero peruano.

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El Gobierno impulsa un nuevo marco de biocombustibles con mayores cortes y reconoce un costo fiscal directo

El secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, confirmó en el Congreso Maizar que el Gobierno avanza en un nuevo marco regulatorio para biocombustibles que eleva los cortes obligatorios, redefine la estructura fiscal y reemplaza el régimen vigente, al que calificó como “agotado”.

El proyecto establece un corte mínimo de 10% para biodiésel en gasoil y de 15% para bioetanol en naftas, mantiene exenciones impositivas y fija un horizonte de estabilidad fiscal de 15 años. La definición implica un cambio estructural en la relación entre el Estado, las refinadoras y la cadena agroindustrial.

González señaló que el aumento de los cortes reduce la proporción de combustibles fósiles en cada litro final y, por lo tanto, disminuye la base imponible de los impuestos específicos aplicados sobre gasoil y naftas.

Afirmó que el Gobierno está dispuesto a asumir ese costo fiscal en función del impacto productivo y territorial de la cadena de biocombustibles, que opera con capacidad instalada ociosa y reclama previsibilidad regulatoria desde hace varios años.

El nuevo esquema se diferencia del régimen actual, basado en cupos asignados administrativamente, precios regulados y segmentación de productores.

La propuesta desplaza ese modelo hacia un sistema de cortes obligatorios más altos, con reglas fiscales estables y un marco de largo plazo que busca reducir la conflictividad entre productores de biodiésel y bioetanol, refinadoras y provincias productoras.

González indicó que los porcentajes definidos son mínimos y que las jurisdicciones provinciales podrían autorizar niveles superiores, lo que introduce un componente federal en la política de mezclas.

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El funcionario sostuvo que el objetivo es modernizar el régimen y alinear la política de biocombustibles con la estrategia general de no intervención en los precios de los combustibles. En ese sentido, afirmó que mantener precios artificialmente bajos genera desabastecimiento y que la política oficial es evitar distorsiones que afecten la oferta.

También señaló que el precio del gasoil y las naftas se encuentra “equilibrado”, con un atraso mínimo, y que los precios internacionales del petróleo muestran una tendencia descendente en los contratos a futuro.

El proyecto se inscribe en un contexto de mayor demanda de combustibles y presión sobre la infraestructura energética. González reconoció que en algunos segmentos industriales puede haber faltantes de gas durante los picos de consumo, pero destacó que las obras recientes impulsadas por el sector privado modificaron la dinámica de abastecimiento.

En paralelo, sostuvo que las energías renovables ya alcanzaron un nivel de madurez que permite su expansión sin depender de una ley específica, más allá de la renovación de beneficios fiscales.

La redefinición del marco de biocombustibles introduce un cambio relevante en la estructura del mercado, con impacto directo en la cadena agroindustrial, en la planificación de inversiones y en la recaudación fiscal.

El Gobierno busca ordenar un sector que opera con tensiones persistentes y ofrecer previsibilidad en un contexto de transición energética, donde la competitividad depende de marcos regulatorios estables, infraestructura adecuada y señales claras para la inversión de largo plazo.

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Fitch eleva la calificación de YPF y detalla cambios en producción, costos, deuda y plan de inversiones

Fitch Ratings elevó la calificación de largo plazo de YPF a “B-”, desde “CCC+”, y mantuvo la perspectiva estable, en una actualización que incorpora la mejora reciente en la nota soberana argentina y variaciones positivas en los indicadores operativos y financieros de la compañía.

La agencia señaló que YPF mantiene un rol central en el sistema energético y que su desempeño reciente muestra cambios relevantes en producción, estructura de costos y generación de fondos.

Según Fitch, YPF sostiene una participación cercana al 56% en combustibles refinados, lo que le otorga escala para operar en entornos de volatilidad macroeconómica y adaptarse a modificaciones regulatorias o de precios. La agencia destacó que la convergencia entre precios locales e internacionales mejoró la generación de caja operativa durante el último año.

En materia productiva, Fitch proyecta que YPF alcanzará un promedio cercano a 640.000 barriles equivalentes diarios durante el horizonte de análisis, frente a los aproximadamente 550.000 barriles equivalentes previos.

El incremento estimado se apoya en el avance de proyectos de shale oil y shale gas y en obras de transporte y evacuación que amplían la capacidad disponible para crudo y gas.

El informe también detalla una reducción en la estructura de costos. Fitch estimó que el costo de extracción cayó a USD 11,6 por barril equivalente en 2025, una baja del 44% respecto del año anterior, asociada al mayor peso del no convencional dentro del portafolio y a la salida de activos maduros.

La agencia considera que este cambio operativo impacta de manera directa en los indicadores financieros.

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En ese sentido, Fitch proyecta que la relación deuda total sobre EBITDA descenderá a 1,7 veces en 2026, desde 2,5 veces en 2025, con un promedio cercano a 2,1 veces en los próximos años.

La agencia ubicó a YPF dentro del grupo de grandes petroleras estatales de América Latina, junto con Pemex, Petrobras y Ecopetrol, y señaló que la empresa mantiene relevancia estratégica para el Estado argentino.

El escenario de inversión previsto por Fitch contempla desembolsos promedio cercanos a USD 6.200 millones anuales entre 2026 y 2028. La agencia trabajó con supuestos de precios internacionales del petróleo en torno a USD 87 por barril para 2026 y cerca de USD 60 en los años siguientes.

Pese a la mejora, Fitch indicó que la compañía continúa expuesta a factores vinculados al contexto argentino, entre ellos la volatilidad macroeconómica, la profundidad limitada del mercado financiero local y la exposición al riesgo cambiario.

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La agencia señaló que eventuales subas futuras en la calificación dependerán de nuevas mejoras en la nota soberana, dado el vínculo directo entre YPF y el Estado nacional.

En materia de liquidez, el informe indicó que YPF cerró 2025 con USD 1.195 millones en efectivo y equivalentes. La compañía enfrenta vencimientos por aproximadamente USD 1.000 millones en 2026 y USD 1.900 millones en 2027, lo que mantiene la gestión de deuda como un componente central de su planificación financiera.

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El superávit energético crece y el IAE confirma un aporte mayor del shale a la balanza externa

El sector energético registró en abril un superávit comercial de USD 1.402 millones, según el último informe del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi (IAE). El resultado surge del aumento de exportaciones, la mayor participación del no convencional en la producción nacional y la reducción de importaciones de combustibles y gas.

La producción de petróleo aumentó 18,7% interanual y acumuló 15,3% en los últimos doce meses. El IAE señala que el 70% del crudo proviene de desarrollos no convencionales, con variaciones interanuales de 38,7% en shale oil. En gas, el shale avanzó 19,7%, mientras que el convencional volvió a caer. La formación neuquina aporta 68% del petróleo y 57% del gas del país.

Las exportaciones energéticas crecieron 85,9% interanual, impulsadas por mayores volúmenes y precios internacionales superiores a los de 2025. En el acumulado de doce meses, las ventas externas de petróleo aumentaron 35,6% y las de gas 19,7%. El IAE destaca que el sector mantiene un flujo de divisas netas relevante dentro del comercio exterior.

Las importaciones energéticas disminuyeron 45,4%, principalmente por una menor demanda de gas natural importado y por la reducción de compras de combustibles líquidos. La disponibilidad interna para generación eléctrica también contribuyó a la baja.

En la demanda interna, el IAE registró una caída de 6,9% en las ventas de combustibles, con descensos en gasoil y naftas súper. El consumo de gas por redes también retrocedió. En contraste, la demanda eléctrica industrial creció 11,9%, indicador asociado a actividad productiva.

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La generación renovable alcanzó el 20% del mix eléctrico nacional, con un crecimiento de 17,3% en doce meses. El incremento responde a mayor capacidad instalada y a una mayor disponibilidad eólica y solar.

El informe del IAE identifica límites de infraestructura que condicionan incrementos adicionales en los volúmenes exportables: capacidad de transporte de crudo ajustada en tramos, necesidad de ampliaciones en sistemas de evacuación, restricciones en plantas de tratamiento y capacidad portuaria limitada para mayores cargas.

En gas, la compresión y el transporte continúan siendo factores determinantes para cualquier expansión.

El IAE también detalla movimientos empresariales vinculados al nuevo esquema productivo: YPF sostiene el mayor aporte al crecimiento del shale, Pluspetrol busca equilibrar un portafolio con predominio de gas y las operadoras medianas incrementan producción orientada a exportación. En paralelo, las empresas de midstream avanzan en ampliaciones de transporte y tratamiento.

El informe concluye que el aporte del sector energético tiene un peso creciente dentro de la balanza externa argentina. La continuidad del superávit dependerá de inversión sostenida, ampliación de infraestructura y disponibilidad de gas y petróleo para abastecer tanto la demanda interna como los compromisos de exportación.

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Buenos Aires será sede de la 46ª APLA Anual en octubre de 2026

La Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana (APLA) realizará la 46ª edición de su reunión anual del 26 al 29 de octubre de 2026 en el Hotel Hilton Buenos Aires. El encuentro convocará a ejecutivos, especialistas técnicos y representantes de empresas de toda la región en uno de los eventos corporativos más relevantes para la industria petroquímica y química latinoamericana.

En sus últimas ediciones, la APLA Anual reunió a más de 800 participantes de 280 compañías y 35 países, consolidándose como un espacio de referencia para el desarrollo de negocios, el intercambio técnico y la construcción de alianzas estratégicas.

La edición 2026 se desarrollará en un contexto marcado por proyectos energéticos e industriales en la región y por nuevas inversiones en infraestructura, logística y minería que están redefiniendo cadenas de valor.

La agenda incluirá conferencias, paneles, seminarios y espacios de análisis sobre tendencias globales, geopolítica, competitividad industrial, transición energética, mercados internacionales, infraestructura y logística, junto con actividades orientadas al networking ejecutivo.

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El programa social y cultural complementará las instancias técnicas con espacios diseñados para facilitar reuniones y vínculos comerciales.

Los participantes accederán a beneficios como la plataforma y App de organización de reuniones, participación en el programa completo de conferencias y actividades sociales, descuentos de hasta 70% para empresas socias, tarifas preferenciales de alojamiento en el hotel sede y herramientas específicas para potenciar el networking y las reuniones de negocios.

La 46ª APLA Anual proyecta una alta convocatoria regional e internacional y reafirma el rol de la Asociación como articuladora del desarrollo de negocios para la industria petroquímica y química de América Latina. Mas información :  https://anual2026.apla.lat

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El IPA realizará la Jornada Petroquímica 2026 el 9 de junio en el C3

El Instituto Petroquímico Argentino (IPA) llevará adelante la Jornada Petroquímica 2026 el martes 9 de junio en el Centro Cultural de la Ciencia (C3), bajo el lema “Del recurso energético al desarrollo industrial competitivo”.

El encuentro reunirá a empresas, especialistas y autoridades para abordar la agenda técnica y ejecutiva de la industria petroquímica argentina, en el marco del 50° aniversario del IPA.

La presidencia de la Jornada estará a cargo de Dolores Brizuela, titular de Dow para la Argentina y la región sur de América Latina. La edición 2026 contará con un programa orientado a la disponibilidad de gas, materias primas, competitividad industrial, innovación tecnológica y articulación entre empresas y organismos públicos.

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La agenda incluirá bloques sobre escenario global de energía y petroquímica, mercados internacionales, infraestructura y logística, inteligencia artificial aplicada a procesos industriales, eficiencia operativa y rentabilidad.

También se desarrollará un panel específico sobre gas y materias primas con la participación de Compañía MEGA y Transportadora de Gas del Sur (TGS), enfocado en abastecimiento, integración energética y condiciones para nuevos desarrollos.

El tradicional panel de CEOs reunirá a directivos de Dow, Profertil, Petroquímica Cuyo, Unipar y Compañía MEGA, quienes analizarán decisiones de inversión, perspectivas de la cadena petroquímica y prioridades de gestión para los próximos años. La Jornada incluirá además espacios de networking y actividades orientadas al intercambio técnico entre empresas del sector.

La inscripción se encuentra abierta en https://live.eventtia.com/es/jornada-de-la-industria-petroquimica-2026

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Río Negro activa su cartera minera con Calcatreu, uranio y el avance de Vaca Muerta en territorio provincial

Río Negro ingresó en una nueva etapa de su estructura productiva con el inicio de la producción de Calcatreu, el proyecto de oro y plata operado por Patagonia Gold, que comenzó a producir el 30 de abril.

El gobierno provincial presenta este hito como el punto de partida de un esquema donde la minería metalífera, los minerales energéticos y el desarrollo hidrocarburífero conviven con infraestructura orientada a la exportación de petróleo y gas.

Según declaraciones de Joaquín Aberastain Oro, secretario de Minería provincial, la provincia cuenta con “unos 60 proyectos con distintos grados de avance” entre minerales metalíferos y energéticos. El funcionario vinculó este movimiento a la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y a inversiones asociadas a hidrocarburos, midstream, GNL y minería.

Portafolio minero provincial

De acuerdo con la información oficial de la Secretaría de Minería, Río Negro tiene identificados 48 proyectos en distintas etapas. El detalle incluye:

  • Cobre: 1 proyecto en exploración inicial.
  • Litio: 2 proyectos en prospección inicial.
  • Oro: 6 proyectos (1 en producción, 1 en factibilidad, 1 en exploración avanzada, 1 en exploración inicial y 2 en prospección).
  • Plata: más de 30 proyectos entre prospección, exploración inicial y avanzada.
  • Uranio: 3 proyectos, entre ellos Proyecto Ivana, en Evaluación Económica Preliminar (PEA).

Aberastain Oro destacó el carácter simbólico de Calcatreu como primer proyecto metalífero en producir oro y plata desde territorio rionegrino y señaló que el proceso regulatorio aplicado será la referencia para los proyectos que avanzan en la cartera provincial.

Uranio y cadena de valor nuclear

El secretario de Minería afirmó que el uranio puede convertirse en un activo estratégico para la provincia y para el país. Señaló que Río Negro cuenta con una cadena de valor nuclear completa, integrada por:

  • INVAP,
  • Instituto Balseiro,
  • planta de enriquecimiento de Pilcaniyeu,
  • Centro Atómico Bariloche.

Según el funcionario, esta infraestructura permite integrar producción, controles, auditorías y desarrollo tecnológico en un mismo territorio.

RIGI y clima de inversión

Río Negro fue la primera provincia en adherir al RIGI, decisión que el gobierno interpreta como una señal fiscal y jurídica para inversiones de gran escala. Aberastain Oro sostuvo que la adhesión “marca el rumbo” para proyectos que requieren previsibilidad regulatoria.

Vaca Muerta en territorio rionegrino

La expansión de Vaca Muerta hacia Río Negro se formalizó en septiembre de 2025, cuando la provincia aprobó su primera Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH). Actualmente existen:

  • 3 permisos exploratorios no convencionales vigentes,
  • 1 proceso licitatorio para sumar una nueva área.

Según declaraciones de Mariela Moya, secretaria de Hidrocarburos provincial, la provincia se prepara para un desarrollo de largo plazo a medida que se obtengan resultados exploratorios. La funcionaria afirmó que la conversión a CENCH envía una señal al sector energético sobre la disposición provincial a habilitar el desarrollo no convencional.

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Exportaciones energéticas y estructura productiva

El desarrollo energético provincial incorpora un componente exportador. Está previsto que a comienzos de 2027 se inicien las exportaciones de petróleo desde Punta Colorada, mientras que en el Golfo San Matías se instalarán buques para licuar gas natural destinado al mercado internacional.

Durante 2025, las exportaciones provinciales alcanzaron USD 670 millones (+11,4% interanual). Las frutas frescas continuaron como principal rubro, pero el petróleo crudo representó el 31,1% del total exportado, con un crecimiento del 22,6% interanual.

Con minería metalífera, uranio, litio, petróleo y gas avanzando en paralelo, la provincia incorpora actividades que amplían su base productiva tradicional, históricamente asociada a la fruticultura y al Alto Valle.

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El Perdido confirma un sistema de pórfido de cobre, oro y molibdeno y abre un nuevo frente exploratorio en el oeste de Mendoza

Kobrea Exploration completó la Fase 1 del programa de perforación diamantina en el proyecto El Perdido, en el oeste de Malargüe, y confirmó la presencia de un sistema de pórfido hidrotermal con mineralización de cobre, oro, molibdeno y plata.

La campaña alcanzó 2.358 metros perforados en seis pozos y se convirtió en la primera perforación realizada en un proyecto de cobre del oeste de Malargüe y en apenas el tercer programa de perforación en todo el Distrito Minero Occidental de Mendoza (MDMO).

Las observaciones geológicas indican que el sistema de pórfido se fortalece en profundidad, con mayor intensidad de alteración, aumento de vetas de cuarzo en stockwork y asociaciones de sulfuros más marcadas. La compañía señaló que las leyes de cobre, oro y molibdeno interceptadas son consistentes con los márgenes y niveles superiores de un sistema de pórfido, mientras que el núcleo potásico permanece en profundidad y sin explorar.

Un distrito de baja exploración con potencial de escala

El Perdido es uno de los siete proyectos que Kobrea posee dentro del MDMO, que abarca 733 km² en la Franja de Pórfidos del Neógeno, corredor metalogénico que Argentina comparte con Chile y donde se ubican varios depósitos de cobre de gran escala. En El Perdido, la campaña inaugural solo probó una parte de un objetivo de 2 km por 2 km, lo que confirma mineralización pero no delimita aún la extensión del sistema.

Tres de las perforaciones con mineralización de cobre se detuvieron a poca profundidad por la presencia de un sistema de fallas que afectó el avance de los equipos. La empresa ya evalúa alternativas de perforación con mayor capacidad para atravesar estas estructuras y alcanzar el núcleo del sistema en futuras fases.

La construcción del camino de acceso comenzó en noviembre de 2025 y, junto con el campamento de exploración, se completó a principios de enero de 2026. La perforación se desarrolló entre enero y abril. Kobrea destacó el rol del Gobierno de Mendoza y de las autoridades locales de Malargüe en la habilitación de accesos y en la gestión de los permisos necesarios para la campaña.

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Lectura técnica: un nuevo nodo de cobre en una provincia con restricciones históricas

El avance de El Perdido tiene implicancias directas para la matriz minera de Mendoza. La confirmación de un sistema de pórfido Cu-Au-Mo-Ag en el oeste de Malargüe introduce un nuevo frente exploratorio en una provincia donde la minería metalífera tuvo restricciones normativas y baja actividad de perforación durante años. La validación geológica del MDMO refuerza el argumento de que la franja cordillerana mendocina forma parte del mismo cinturón de pórfidos que sostiene proyectos de gran escala en provincias vecinas.

Desde el punto de vista operativo, el proyecto ya demandó inversión en caminos, campamento y servicios de perforación en altura, y abre una ventana para proveedores de exploración, logística cordillerana y servicios geológicos. La necesidad de equipos de mayor capacidad para perforar a profundidad y atravesar fallas estructurales anticipa una Fase 2 con mayores requerimientos técnicos y de capital.

Para el sistema minero argentino, El Perdido se suma al conjunto de proyectos de cobre cordilleranos con mineralización confirmada y refuerza la tendencia de expansión del portafolio cuprífero más allá de los distritos ya consolidados. La continuidad de la exploración en el MDMO dependerá de la estabilidad regulatoria provincial, de la capacidad de sostener la logística en altura y de la disponibilidad de financiamiento para perforación profunda en un contexto de alta competencia global por capital para proyectos de cobre.

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YPF cancela la venta de YPF Agro y la convierte en una unidad especializada con gestión propia del negocio agroindustrial

YPF decidió dar por cerrado el proceso de venta de hasta el 50% de su división YPF Agro y mantener la unidad dentro de la estructura del grupo, luego de que la licitación abierta el año pasado recibiera una sola oferta, considerada insuficiente en términos económicos y estratégicos.

El presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, confirmó que “YPF Agro no se vende” y que la empresa avanzará en una transformación interna de la división, con foco en eficiencia, especialización y mayor generación de valor para el productor.

La decisión se inscribe en la estrategia corporativa de concentrar recursos en el negocio energético, en particular en el desarrollo de Vaca Muerta, al tiempo que se reorganizan activos no considerados centrales. En ese marco, la venta parcial de YPF Agro se había evaluado como una forma de liberar capital y simplificar el portafolio, pero el resultado del proceso competitivo y el peso operativo de la unidad en el vínculo con el campo llevaron a mantenerla bajo control de YPF.

YPF Agro como pieza clave en la relación financiera con el productor

YPF Agro opera como interfaz directa entre la petrolera y el sector agropecuario a través de la comercialización de combustibles, fertilizantes, insumos y, especialmente, del sistema de canje de granos. Este mecanismo permite a los productores cancelar compras de combustibles o insumos con entrega de granos, lo que asegura flujo de ventas para YPF y ofrece una herramienta de financiamiento y cobertura para el productor.

Marín reconoció que el sistema “tiene que seguir funcionando y funciona muy bien”, pero señaló que la gestión de la unidad se venía realizando con una lógica demasiado ligada al negocio energético tradicional y no desde una mirada específica de agronegocios. La nueva etapa contempla una conducción con perfiles provenientes del sector agroindustrial y una estructura con mayor autonomía operativa respecto del resto del negocio de YPF.

Un modelo de gestión replicado desde YPF Full

La transformación propuesta toma como referencia el cambio aplicado previamente en YPF Full, la red de tiendas de conveniencia de la compañía. En ese caso, la conducción pasó de perfiles técnicos vinculados al negocio petrolero a especialistas en comercialización y marketing, con impacto directo en resultados y posicionamiento. Marín planteó que en YPF Agro se seguirá un esquema similar, reemplazando una gestión de matriz energética por una conducción con experiencia específica en agro.

El rediseño apunta a ordenar objetivos comerciales, mejorar la calidad de servicio, ajustar procesos logísticos y alinear la oferta de productos y herramientas financieras con las necesidades del productor. La empresa busca que YPF Agro opere como una unidad con foco exclusivo en el campo, integrada al grupo pero con criterios de gestión propios del negocio agroindustrial.

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Lectura técnica: reordenamiento de portafolio con preservación de una unidad estratégica

La cancelación de la venta de YPF Agro y su transformación interna combinan dos líneas de la estrategia corporativa de YPF: concentración de inversiones en Vaca Muerta y preservación de unidades que aportan caja, capilaridad territorial y vínculo directo con sectores clave de la economía. El resultado del proceso de licitación, con una sola oferta, expuso además las restricciones del contexto de inversión para operaciones de este tipo.

Para el sistema de negocios de YPF, la decisión implica mantener una plataforma comercial que asegura demanda de combustibles e insumos en el interior productivo y que opera como canal financiero a través del canje. Para el sector agropecuario, la continuidad de YPF Agro bajo gestión especializada abre una etapa en la que la petrolera buscará sostener y reorganizar su presencia en el agro sin desprenderse de la unidad, integrando la lógica del negocio energético con una gestión profesionalizada del agronegocio.

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La minería genera más demanda laboral y requiere perfiles híbridos con manejo tecnológico

Según declaraciones de Silvestre Schindler, director de Integra Capital, la industria minera argentina atraviesa una etapa de expansión que incrementa la demanda laboral en provincias del NOA, la Patagonia y el sur del país, donde los sectores de recursos naturales —minería, energía e hidrocarburos— concentran la mayor creación de empleo.

El ejecutivo sostuvo que este dinamismo está asociado al avance de proyectos en construcción y a la incorporación de nuevas tecnologías que modifican los perfiles requeridos.

Schindler afirmó que la minería “tiene un potencial gigante” para generar empleo de calidad, con salarios que —según su visión— triplican los de otras industrias, y señaló que la actividad puede aportar trabajo federal en todas las etapas de la cadena productiva. También planteó que, a su criterio, la principal tensión no está en la disponibilidad de profesionales, sino en la cantidad de proyectos que efectivamente avanzan: “En Argentina sobran ingenieros; lo que faltan son proyectos que se lleven a cabo”.

Perfiles híbridos y nuevas tecnologías en la demanda laboral

De acuerdo con Schindler, la minería incorpora de manera acelerada tecnologías vinculadas a inteligencia artificial, análisis de datos y automatización, lo que genera demanda de perfiles híbridos capaces de operar sistemas digitales y comprender procesos geológicos y productivos. Entre los perfiles más requeridos mencionó:

  • ingenieros químicos, industriales y en minas,
  • geólogos con manejo de bases de datos y herramientas de IA,
  • operarios especializados en maquinaria y sistemas autónomos.

El ejecutivo señaló que la IA ya se utiliza en exploración para procesar datos geoquímicos y geofísicos, lo que —según su explicación— reduce tiempos y costos en zonas de alta incertidumbre. También destacó el avance de máquinas autónomas operadas desde centros de control, que en su visión mejoran la seguridad y evitan tareas a gran altura.

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Un sector con brecha logística y necesidad de formación continua

Schindler afirmó que la educación no acompaña el ritmo de adopción tecnológica y que, desde su perspectiva, las empresas deben asumir un rol activo en la capacitación de operarios y profesionales. Además, identificó un cuello de botella estructural en la logística para transportar minerales a los puertos, un factor que considera crítico para la competitividad de los proyectos.

El director de Integra Capital sostuvo que la percepción social sobre la minería está cambiando y que los nuevos desarrollos incorporan estándares ambientales más exigentes y soluciones energéticas sustentables. En ese marco, planteó que la combinación de inversión, tecnología y apoyo provincial configura un escenario donde la minería podría ampliar su aporte al empleo y a la matriz productiva si se consolidan más proyectos en etapa de construcción y operación.

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Cerrado Gold incorpora las propiedades Falcon y consolida un bloque operativo continuo para extender Don Nicolás en Santa Cruz

Cerrado Gold firmó un acuerdo vinculante para adquirir las propiedades Falcon, un bloque de 20.026 hectáreas adyacente a su operación aurífera Don Nicolás, ubicada en el Macizo del Deseado, Santa Cruz.

La operación se estructura sobre un precio de compra de USD 200.000 y contempla una regalía NSR del 2% para la subsidiaria vendedora de Pan American Silver, además de una regalía NSR adicional del 2% correspondiente a Cerro Vanguardia sobre una porción del paquete.

La compañía informó que Falcon presenta un objetivo exploratorio conceptual estimado entre 150.000 y 200.000 onzas de oro, con leyes modelizadas internamente en el rango de 0,8 a 1,1 g/t, que serán verificadas mediante un programa de perforación de 5.000 metros. El objetivo es integrar estas áreas al plan de mina de Don Nicolás utilizando la infraestructura existente, lo que reduce costos de desarrollo y permite evaluar la continuidad mineralizada sin inversiones adicionales en planta o servicios.

Un movimiento de consolidación territorial en el Macizo del Deseado

Don Nicolás, con 333.400 hectáreas bajo control de Cerrado Gold, opera en uno de los distritos metalogénicos más activos del país. La incorporación de Falcon amplía el control de bloque en una zona donde la continuidad geológica favorece la integración de nuevos cuerpos mineralizados a operaciones en marcha.

La proximidad entre Falcon y Don Nicolás permite utilizar caminos, energía, campamento y capacidad de procesamiento ya instalados. Esta configuración reduce el CAPEX incremental y facilita la ejecución del programa de perforación orientado a definir geometría, continuidad y leyes de los cuerpos mineralizados. La empresa señaló que la mineralización identificada en Falcon se encuentra “muy cerca de las operaciones actuales”, lo que habilita una integración operativa directa.

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Lectura técnica: expansión operativa con infraestructura existente y mayor control de bloque

La adquisición de Falcon introduce tres vectores técnicos relevantes para el sistema minero de Santa Cruz:

  • Optimización de infraestructura instalada: la cercanía entre los activos permite incorporar nuevos objetivos exploratorios sin ampliaciones de planta ni nuevas obras de envergadura.
  • Consolidación regional: el control territorial continuo mejora la planificación de mina y la secuencia de explotación, y reduce la fragmentación operativa en el distrito.
  • Extensión de horizonte operativo: la integración de un objetivo conceptual de 150–200 koz, sujeto a verificación, permite evaluar incrementos de recursos y reservas sin modificar la estructura productiva.

Para la cadena de proveedores, el programa de perforación de 5.000 metros y la integración de nuevas áreas generan demanda de servicios de exploración, geología, perforación diamantina, análisis de laboratorio y logística regional. En el plano provincial, la ampliación territorial de Don Nicolás refuerza la continuidad operativa en un distrito donde la infraestructura minera ya está instalada y en uso.

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YPF cierra el cuadrante digital del Plan 4×4 con el RTIC de Logística

Horacio Marín recorrió el Complejo Industrial La Plata con un objetivo operativo: completar el cuadrante digital del Plan 4×4. La puesta en marcha del Real Time Intelligence Center (RTIC) de Logística cierra la red de monitoreo en tiempo real que ya integraba upstream, refinación y comercialización. Con este nodo, YPF pasa a operar toda su cadena de valor bajo un sistema unificado de datos sincrónicos.

El movimiento se inscribe en la arquitectura digital que la compañía viene desplegando desde 2024. El RTIC de Refinación —inaugurado en 2025— fue la prueba de concepto: once ingenieros en turnos rotativos, 180.000 variables técnicas y 20.000 económicas monitoreadas, y un ahorro declarado de USD 300 millones en su primer año.

La inversión acumulada en digitalización en el CILP supera los USD 70 millones, con una sala específica de USD 3 millones. El nuevo RTIC de Logística extiende esa lógica al tramo que faltaba: el movimiento de producto entre refinerías, plantas de almacenamiento y puntos de despacho mayoristas.

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Un cuello de botella estructural

YPF opera más de 2.900 kilómetros de oleoductos y poliductos y despacha más de cien camiones cisterna por día desde las dieciséis estaciones del CILP. La logística downstream era el eslabón menos digitalizado del sistema.

La compañía había avanzado en la última milla minorista con el RTIC de Comercialización lanzado en 2025, pero el tramo intermedio —el que conecta producción, refinación y despacho mayorista— quedaba fuera del monitoreo en tiempo real.

La incorporación del RTIC de Logística cierra ese gap. Con los cuatro centros operativos en paralelo y la Real Time Operations Room inaugurada en diciembre de 2025, YPF puede sincronizar decisiones sobre qué producir, cómo distribuirlo y a qué punto enviarlo sin depender de reportes diferidos.

El impacto directo es la reducción del costo de oportunidad asociado a camiones detenidos, plantas saturadas o ductos subutilizados.

El sistema operativo energético

La arquitectura digital del Plan 4×4 funciona como un sistema operativo industrial. Cada RTIC opera como un nodo especializado, pero la integración permite que los modelos predictivos, las alertas y las recomendaciones se compartan entre upstream, refinación, logística y comercialización. La compañía opera con analítica avanzada, sensores IoT, gemelos digitales y algoritmos de optimización que corren sobre infraestructura de nube industrial.

El RTIC de Plaza Huincul —el primero con inteligencia artificial operativa 24×7— consolidó la lógica de agentes inteligentes que responden consultas técnicas, anticipan desvíos y recomiendan acciones. La extensión de ese modelo a la logística permite que la red física del VMOS —el sistema de evacuación de crudo de Vaca Muerta— se sincronice con la capacidad de procesamiento y despacho del downstream.

El impacto económico

Los números del primer trimestre de 2026 validan la apuesta. YPF reportó un EBITDA ajustado de USD 1.594 millones, el más alto para un período enero‑marzo, con un margen del 32%. Las refinerías procesaron 344.000 barriles diarios con una utilización del 102%, lo que permitió evitar importaciones y sostener exportaciones de naftas y gasoil. El CILP, con una dieta 70% Vaca Muerta y un índice Solomon de 8,3, opera en el primer cuartil mundial por margen neto.

La digitalización integrada podría estar generando entre USD 450 y 600 millones anuales en eficiencia operativa si se suman los ahorros de refinación, logística, upstream y comercialización. La compañía no publica esa cifra consolidada, pero los datos parciales permiten estimar el orden de magnitud.

El segundo tramo del Plan 4×4

Con el cuadrante digital cerrado y la inversión downstream 2025 ejecutada —USD 924 millones, de los cuales el 16% fue a logística—, el Plan 4×4 entra en su segundo tramo.

La prioridad es expandir la capacidad exportadora, completar el VMOS y sostener la utilización plena de las refinerías. La digitalización es la condición para que el aumento de producción shale —205.000 barriles diarios al cierre del primer trimestre— se traduzca en exportaciones efectivas y no en acumulación de stocks.

La puesta en marcha del RTIC de Logística no es un anuncio aislado. Es la pieza que permite que la infraestructura física y la infraestructura digital operen como un único sistema. YPF cierra así la fase de integración tecnológica y abre la etapa de captura de valor del Plan 4×4.

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El nuevo reglamento técnico para ductos actualiza estándares, pero deja pendiente el régimen económico del transporte

La Secretaría de Energía puso en vigencia el nuevo Reglamento de Transporte de Hidrocarburos Líquidos (RTHL) mediante la Resolución 119/26, una norma que reemplaza el esquema técnico aprobado en 2017 y que actualiza los criterios de diseño, construcción, operación e integridad de los oleoductos y poliductos que cruzan más de una provincia o están vinculados a exportación e importación.

El texto incorpora estándares recientes del código ASME B31.4, prácticas del Código de Regulaciones Federales de Estados Unidos (CFR) y habilita el uso de materiales no metálicos bajo normas API.

El objetivo declarado es adecuar el transporte de hidrocarburos líquidos a estándares internacionales más exigentes, en un contexto de mayor producción no convencional y necesidad de infraestructura adicional. El reglamento fija requerimientos mínimos de seguridad, gestión de integridad, control de corrosión y protección ambiental, y mantiene la obligación de obtener autorización de transporte conforme a la Ley 17.319 antes de iniciar operaciones.

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La actualización, sin embargo, se concentra exclusivamente en el plano técnico. La resolución se dicta bajo el inciso b) del Decreto 44/91, que faculta a la autoridad a regular diseño, construcción y operación, pero no utiliza las atribuciones del inciso e), que habilita a definir tarifas máximas o criterios económicos del servicio.

El nuevo RTHL no incorpora metodología tarifaria, no establece tasas de retorno reguladas ni fija reglas económicas para proyectos de transporte de largo plazo.

En la región, el esquema es distinto. Brasil aplica un régimen económico completo para oleoductos y poliductos, con tarifas definidas por la ANP bajo metodologías que reconocen CAPEX, OPEX, depreciación y retorno regulado. Perú utiliza un modelo similar a través de OSINERGMIN, que fija tarifas ex ante para permitir financiamiento de infraestructura.

Uruguay regula tarifas de transporte y almacenamiento mediante URSEA, mientras que Chile combina competencia donde es posible con tarifas reguladas cuando se trata de monopolios naturales. En todos los casos, la regulación técnica convive con un régimen económico explícito.

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En Argentina, la ausencia de un marco tarifario general mantiene al transporte de hidrocarburos líquidos en un esquema híbrido: contratos firmes entre privados, definiciones caso por caso y un nivel de incertidumbre que condiciona decisiones de inversión en nuevos ductos.

La Resolución 119/26 mejora la previsibilidad técnica, pero no responde a la demanda central de los operadores que evalúan proyectos de evacuación: conocer bajo qué reglas económicas se remunerará el transporte durante los próximos veinte o treinta años.

La expansión del midstream requiere un marco que combine estándares técnicos actualizados con reglas económicas estables. El nuevo RTHL cubre la primera parte. La segunda —tarifas, metodología económica y horizonte regulatorio— sigue pendiente.

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Mientras Vaca Muerta se blinda con USD 25.000 millones bajo el RIGI, la Cuenca San Jorge busca confirmar si ya tocó piso

La presentación del proyecto “LLL Oil” de YPF dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) volvió a exponer la distancia entre la dinámica productiva de Vaca Muerta y la de la Cuenca del Golfo San Jorge. Neuquén alcanzó los 629.000 barriles diarios y proyecta llegar al millón en el corto plazo. Chubut produjo 117.000 barriles diarios en marzo y Santa Cruz, 56.000.

La diferencia no responde solo a geología: está marcada por el marco regulatorio, la escala de inversión y el horizonte exportador.

El proyecto de YPF —USD 25.000 millones en 15 años, 1.152 pozos y una producción incremental estimada de 240.000 barriles diarios desde 2032— opera bajo un esquema de estabilidad normativa a 30 años, amortización acelerada y libre disponibilidad creciente de divisas. La Cuenca San Jorge, en cambio, sostiene actividad con pozos maduros, costos crecientes en dólares y sin un régimen de incentivos equivalente.

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Dos trayectorias dentro de la misma industria

Neuquén concentra proyectos de infraestructura, ampliaciones de ductos y contratos de largo plazo. La expansión del VMOS y la ampliación de Oldelval consolidan un sistema orientado a exportación. La cuenca madura opera con pozos de baja productividad, declino natural del 8% al 12% anual y una estructura de servicios que enfrenta tensiones financieras.

El precio internacional cercano a los USD 100 permitió sostener actividad, pero no reemplaza un programa de estímulos. La suspensión de retenciones quedó neutralizada por el nivel de precios y no generó un diferencial significativo.

¿Hay señales de piso en la Cuenca San Jorge?

La estabilización en torno a los 116.000 barriles diarios en mayo es observada como un posible punto de inflexión, aunque sin confirmación. La actividad se sostiene con workovers, mantenimiento intensivo y pilotos de recuperación terciaria. La toma de posesión de Manantiales Behr por parte de PECOM aporta evidencia de inversión operativa en Chubut, pero se trata de iniciativas orientadas a extender la vida útil de los activos, no de proyectos transformacionales.

La ausencia de un régimen de incentivos específico para cuencas maduras limita la capacidad de revertir la tendencia. Las operadoras ajustan costos, reorganizan contratistas y buscan eficiencia para sostener actividad en un contexto de menor productividad marginal.

El RIGI y la concentración de beneficios

El RIGI y su versión ampliada ofrecen estabilidad regulatoria por 30 años, amortización acelerada, reducción de Ganancias al 15% y libre disponibilidad de divisas. El costo fiscal estimado es de USD 2.362 millones anuales. La mayor parte de los proyectos que ingresaron al régimen ya estaban anunciados antes de su aprobación, lo que refuerza la concentración de beneficios en la cuenca con mayor productividad marginal.

La Cuenca San Jorge queda fuera de ese esquema. Sus proyectos no califican por escala ni por horizonte exportador. La brecha entre ambas cuencas se amplía no solo por geología, sino por política pública.

Un mapa petrolero con dos velocidades

La industria opera hoy con dos dinámicas simultáneas.

Una, la de Vaca Muerta, con inversiones multianuales, infraestructura en expansión y un horizonte exportador creciente.

Otra, la de la Cuenca San Jorge, que busca estabilizar producción, sostener empleo y gestionar el declino natural con herramientas operativas.

La definición sobre si la cuenca madura ya alcanzó su piso dependerá del precio internacional, de los costos en dólares y de la eventual creación de un régimen de incentivos específico para cuencas maduras. Hasta entonces, el mapa petrolero argentino mantiene dos trayectorias divergentes.

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Las exportaciones alcanzarían un récord en 2026 con una recomposición geográfica del aporte provincial

ABECEB proyecta que las exportaciones argentinas llegarán a US$ 94.400 millones en 2026, un incremento interanual de 8,4% que superaría el máximo nominal registrado en 2022. El informe señala que, aunque el valor exportado sería mayor, su peso relativo sobre el PBI sería menor: 12,5% frente al 14,6% de 2022, debido al mayor tamaño de la economía medida en dólares.

El estudio destaca una recomposición geográfica del aporte exportador, asociada a la diversificación productiva y a la incorporación de nuevos complejos.

Neuquén lideraría el cambio con un aumento estimado de 1,5 puntos porcentuales respecto del promedio 2022-2025, alcanzando una participación del 6% del total exportado, impulsada por la expansión del shale oil y el shale gas en Vaca Muerta y por la mayor disponibilidad de infraestructura de transporte.

Chubut incrementaría su participación en 1,2 puntos porcentuales hasta 5,2%, combinando hidrocarburos convencionales con un repunte del sector pesquero. San Juan sumaría 1 punto porcentual y alcanzaría 2,9%, en un contexto de precios internacionales elevados para el oro. Santa Cruz avanzaría 0,7 puntos porcentuales, con mayor aporte de oro, plata y petróleo.

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En el NOA, Catamarca y Jujuy registrarían incrementos de 0,2 y 0,3 puntos porcentuales respectivamente, asociados a la entrada en operación de nuevos proyectos de litio y a mejores precios relativos. La base agroindustrial regional —tabaco, azúcar, frutas y hortalizas— sostiene la estabilidad del aporte exportador.

La región pampeana mantendría su rol central, con un crecimiento proyectado de 6,9% en 2026, impulsado por una cosecha récord y por la normalización de la liquidación tras la unificación cambiaria.

El informe también destaca el desempeño de la economía del conocimiento, que ya supera los US$ 10.000 millones anuales y se consolida como uno de los cinco principales complejos exportadores.

ABECEB señala que la diversificación sectorial —agro, energía, minería y servicios basados en conocimiento— reduce la dependencia del clima y de los precios agrícolas, y configura un mapa exportador menos concentrado.

La continuidad del crecimiento dependerá de la estabilidad macroeconómica y de la concreción de las inversiones previstas en infraestructura energética y minera.

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La mitad del superávit comercial proviene del sector energético

El superávit comercial argentino se apoya cada vez más en la energía. En el primer cuatrimestre de 2026, el sector aportó USD 1.175 millones más que en el mismo período de 2025, consolidando un saldo energético de USD 4.465 millones, el más alto de la serie reciente.

La comparación interanual muestra que el crecimiento no proviene de precios internacionales, sino de volumen exportado: las ventas externas de petróleo y carburantes aumentaron 30 %, mientras las importaciones energéticas cayeron 42 % por menor demanda y mayor producción local.

El resultado es un superávit energético que explica más de la mitad del saldo comercial total del país. En 2025 representaba el 35 %; hoy alcanza el 52 %. La energía se convirtió en el principal generador marginal de divisas, desplazando a los complejos agroindustriales y mineros.

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La mejora se sostiene en tres factores:

  1. Expansión de infraestructura (gasoductos y oleoductos).
  2. Reducción de importaciones de GNL por estacionalidad y producción local.
  3. Estabilidad de precios internacionales, que permitió capitalizar el aumento de volúmenes sin deteriorar márgenes.

El patrón es claro: exportaciones energéticas en máximos, importaciones en mínimos y una balanza comercial que depende crecientemente del desempeño hidrocarburífero. La sostenibilidad del equilibrio externo argentino está hoy atada a la capacidad de mantener ese flujo de exportaciones y evitar cuellos regulatorios.

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Pymes neuquinas alertan por pérdida de participación en Vaca Muerta y exigen un reequilibrio competitivo en la cadena de valor

La Cámara de Empresas, Industria y Servicios de Añelo (CEISA) advirtió que el crecimiento acelerado de Vaca Muerta no se está traduciendo en una mayor participación de proveedores neuquinos dentro de la cadena de valor.

El planteo surge en un momento de récord productivo para Neuquén, pero también de creciente presencia de compañías de otras provincias que, según la entidad, están desplazando a firmas locales en segmentos donde históricamente tuvieron predominio.

Neuquén superó los 610.000 barriles diarios de petróleo, con un incremento interanual superior al 32%, y más del 95% del crudo provincial proviene de Vaca Muerta. La formación ya explica más del 69% del petróleo producido en la Argentina.

En gas, la provincia supera los 101 millones de metros cúbicos diarios, con una suba interanual mayor al 14%, y un aporte del shale cercano al 91% del total. La escala alcanzada por la cuenca consolidó a Neuquén como el principal polo energético del país.

En ese contexto, CEISA sostiene que la expansión del shale no se refleja en una contratación proporcional de empresas locales. La cámara afirma que proveedores de Buenos Aires, Santa Fe, Córdoba, Mendoza, Chubut y otras provincias están ganando espacio en servicios y suministros que antes eran cubiertos por compañías neuquinas.

El planteo no cuestiona la llegada de nuevos actores, pero reclama que el proceso se desarrolle de manera equilibrada para evitar que las firmas radicadas en la cuenca queden relegadas en su propio territorio.

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La entidad subraya que las empresas neuquinas cuentan con capacidad técnica, infraestructura y recursos humanos calificados para responder a la demanda del sector. Sin embargo, identifica factores que generan una competencia desigual.

Entre ellos, el costo laboral asociado a la Zona II, que encarece la operación frente a otras jurisdicciones, y la existencia de beneficios impositivos o subsidios provinciales que reducen los costos de empresas provenientes de otras regiones.

Según CEISA, estas diferencias impactan en el precio final de bienes y servicios y condicionan la competitividad local.

El reclamo incluye un pedido explícito al Estado provincial y a los municipios para implementar medidas que fortalezcan la posición de los proveedores neuquinos. La cámara propone reducción de tasas comerciales, incentivos fiscales, programas de financiamiento y esquemas de promoción que permitan equilibrar las condiciones frente a competidores externos.

También solicita a las operadoras mayor previsibilidad en sus programas de abastecimiento y planes de expansión, con el objetivo de que las empresas locales puedan planificar inversiones, asociarse y desarrollar soluciones alineadas con la demanda real de la industria.

El comunicado destaca que defender la participación local no implica restringir la competencia, sino asegurar que el crecimiento de Vaca Muerta genere empleo, inversión y arraigo en las comunidades donde se desarrolla la actividad.

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La cámara plantea que la consolidación de la cuenca como polo energético debe ir acompañada de un desarrollo territorial que preserve el tejido productivo neuquino.

El planteo de CEISA reabre una discusión estructural sobre el modelo de desarrollo del shale argentino. La competitividad de Vaca Muerta se apoya en costos eficientes —con un break-even de 35 a 45 dólares por barril en shale oil y 1,5 a 1,6 dólares por millón de BTU en gas—, pero esa eficiencia convive con tensiones territoriales que emergen cuando la escala productiva crece más rápido que la capacidad de las pymes locales para sostener su posición en la cadena de valor.

El desafío para operadoras, proveedores y gobiernos será compatibilizar eficiencia, competitividad y participación local en una etapa en la que Vaca Muerta avanza hacia un perfil exportador cada vez más relevante.

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El crecimiento del gas en Vaca Muerta reduce la dependencia externa, pero expone los límites estructurales del sistema eléctrico

El aumento de la producción de shale gas y la ampliación de la infraestructura de transporte modificaron la balanza energética argentina. La mayor disponibilidad de gas local redujo la necesidad de importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y mejoró el equilibrio externo, aunque el sistema eléctrico continúa mostrando restricciones en generación, transporte y distribución que condicionan la capacidad de absorber la expansión del no convencional.

El Gasoducto Perito Moreno y las obras complementarias permitieron incrementar el volumen transportado desde la Cuenca Neuquina. Aun así, el país mantiene importaciones de GNL durante los picos invernales, en un contexto internacional donde los precios del gas natural se ubican entre 19 y 20 dólares por millón de BTU.

La menor dependencia externa mejora la posición energética, pero no elimina la necesidad de infraestructura adicional.

El sistema eléctrico enfrenta tensiones derivadas del crecimiento de sectores de alta demanda, como minería, oil & gas, industria pesada y centros de datos.

La capacidad de transporte se encuentra al límite en varios corredores y la distribución presenta niveles de digitalización y eficiencia inferiores a los requeridos para acompañar la expansión del consumo. La recomposición tarifaria iniciada con la Resolución 400/2025 busca reflejar costos reales de abastecimiento y recuperar señales económicas para la inversión.

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En paralelo, el Gobierno habilitó un nuevo esquema de ampliaciones mediante capital privado a través de la Resolución 83/2026, que establece el mecanismo de Concesión de Obra Pública (COP) para financiar, construir y operar líneas de transporte por períodos de hasta treinta años.

El sector considera que este instrumento será determinante para sostener el crecimiento de la demanda eléctrica.

El almacenamiento de energía aparece como un componente central del nuevo esquema.

La licitación AlmaSADI para sistemas de baterías recibió ofertas por 2.500 MW, muy por encima del cupo inicial de 700 MW, lo que evidencia el interés del mercado por soluciones de flexibilidad operativa y respuesta rápida.

En el plano regulatorio, especialistas de la región reunidos en Adelatam 2026 coincidieron en que los modelos tradicionales de remuneración resultan insuficientes para financiar redes modernas. Se destacó la necesidad de avanzar hacia tarifas inteligentes, mecanismos de anticipación regulatoria y mayor eficiencia operativa.

Experiencias como los proyectos piloto de tarifas diferenciadas en Brasil y la implementación de medidores inteligentes en Santa Catarina muestran resultados favorables en reducción de costos y acceso a financiamiento.

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En Argentina, la adopción de esquemas de sandbox regulatorio permite ensayar marcos específicos para innovación tecnológica. En Salta se desarrollan dos proyectos piloto orientados a normalizar barrios populares con tarifas reducidas y regímenes de calidad diferenciada, con convergencia posterior al esquema general.

La modernización del sistema eléctrico requiere inversiones masivas en digitalización, resiliencia y almacenamiento. La transición energética dependerá de la capacidad del sector privado para financiar estas obras y de la actualización de los marcos regulatorios.

Instrumentos como el RIGI y el futuro RIMI se perfilan como piezas relevantes para sostener el crecimiento de Vaca Muerta y acompañar la demanda energética proyectada.

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Provincias y mineras redefinen el “compre local” tras el RIGI y la reforma a la Ley de Glaciares

El avance de los grandes proyectos de cobre y litio abrió una nueva negociación entre provincias, empresas mineras, proveedores y sindicatos en torno a empleo y compras locales.

El cambio de escenario se produce luego de dos hitos regulatorios: la aprobación del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y la modificación de la Ley de Glaciares, que despejaron condiciones para inversiones de gran escala en la minería.

Las provincias, titulares de los recursos, buscan que la nueva ola de proyectos se traduzca en empleo radicado en cada jurisdicción y en el desarrollo de proveedores locales con capacidad de escalar.

Las empresas, por su parte, advierten que los esquemas de “compre provincial” con cupos rígidos pueden encarecer proyectos y afectar su competitividad frente a otros destinos de inversión.

San Juan concentra varios de los principales proyectos de cobre presentados al régimen de inversiones y discute una Ley de Desarrollo Local Minero. La provincia plantea que el empleo y los proveedores vinculados a la minería deben tener base sanjuanina y capacidad para integrarse a cadenas de valor fuera del distrito.

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En paralelo, empresas globales con presencia en la provincia analizan el impacto de las futuras exigencias sobre sus estructuras de costos.

Santa Cruz aparece como referencia de un modelo más restrictivo. La provincia aplica un esquema 90/10 para empleo, que exige que el 90% de la mano de obra en industrias estratégicas sea residente local, y establece que al menos el 50% del monto anual contratado corresponda a proveedores santacruceños.

Las compañías señalan que este tipo de reglas puede resultar incompatible con proyectos de cobre y litio de gran escala que requieren proveedores especializados y cadenas de suministro diversificadas.

En Catamarca, la Cámara de Proveedores Mineros impulsa un esquema 70/30 para bienes y servicios, con una definición de proveedor local que incluye alianzas entre empresas nacionales y socios provinciales.

El objetivo es generar oportunidades para actores locales sin perder escala ni competitividad frente a la importación de bienes desde otros países de la región.

Río Negro plantea que la discusión sobre proveedores debe apoyarse en procesos transparentes de reclutamiento y en una planificación anticipada de la demanda de bienes y servicios.

La provincia sostiene que los gobiernos necesitan indicadores para identificar brechas de capacidades y diseñar programas de formación que permitan a empresas locales integrarse a la cadena de valor minera.

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Los sindicatos reclaman una mayor intervención del Estado Nacional para evitar que la competencia regulatoria entre provincias genere asimetrías en las condiciones de empleo y en las oportunidades para proveedores.

En este contexto, el Gobierno impulsó la creación de una Mesa Minera Federal, integrada por provincias, empresas y gremios, con el objetivo de coordinar criterios en un escenario de inversiones crecientes.

El RIGI incorpora un capítulo específico sobre proveedores locales. Establece que los proyectos alcanzados deben presentar un plan de desarrollo que incluya la contratación de al menos un 20% de bienes y obras a proveedores locales.

La compatibilidad entre este piso nacional y las leyes provinciales de “compre local” es uno de los puntos centrales de la discusión, en particular en jurisdicciones con normas más exigentes.

Un estudio elaborado por el Departamento Minero de la Unión Industrial Argentina, junto con la Cámara Argentina de Empresas Mineras y el Banco Interamericano de Desarrollo, identificó capacidades industriales críticas para los proyectos de cobre y litio, que demandarán inversiones superiores a 55.000 millones de dólares.

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Entre los rubros clave se encuentran metalmecánica, química, plásticos, ingeniería, servicios ambientales, logística y mantenimiento. El informe advierte que la fragmentación normativa encarece los proyectos y reduce la competitividad de los proveedores argentinos.

El desafío de la próxima etapa será armonizar los marcos nacionales y provinciales para que la minería pueda expandirse con encadenamientos productivos locales sin perder eficiencia. La forma en que se resuelva la tensión entre desarrollo territorial y competitividad será un factor determinante para la concreción y el ritmo de las inversiones mineras en la Argentina.

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La actividad económica registró en marzo el mayor crecimiento mensual en años y quiebra la tendencia contractiva

La actividad económica registró en marzo un incremento del 3,5% mensual desestacionalizado, el mayor avance en varios años y el primero después de dos meses consecutivos de caída. El dato, informado por el INDEC, mejora el arrastre estadístico del segundo trimestre y marca un cambio relevante en el nivel de actividad.

En la comparación interanual, el Estimador Mensual de Actividad Económica (EMAE) mostró una suba del 5,5%, mientras que el primer trimestre cerró con un crecimiento acumulado del 1,7%. La mejora mensual se explica por un desempeño más homogéneo entre sectores, luego de varios meses de marcada divergencia.

Catorce de los quince sectores relevados por el INDEC registraron avances interanuales. Entre los de mayor dinamismo se ubicaron la pesca (+30,9%), la agricultura (+17,9%), la minería e hidrocarburos (+16,3%), la actividad financiera (+8,8%) y la construcción (+7,6%). La industria creció 4,6% y el comercio 2,2%, ambos sectores relevantes para el empleo y el consumo.

El dato de marzo muestra una recomposición más amplia que en meses previos, cuando el crecimiento se concentraba en actividades primarias y extractivas.

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La mejora simultánea de industria, comercio y construcción aporta señales positivas para la dinámica del segundo trimestre.

La expansión mensual del 3,5% implica un salto significativo en el nivel de actividad y corrige la trayectoria contractiva observada a comienzos de año. La composición del crecimiento continúa liderada por sectores transables y vinculados a la producción de bienes, pero la recuperación de actividades de mayor peso urbano contribuye a estabilizar el panorama macroeconómico de corto plazo.

El desempeño de marzo no elimina los desafíos estructurales de la economía argentina, pero introduce un elemento favorable: un punto de partida más alto para el segundo trimestre y una mejora en la difusión sectorial del crecimiento. La continuidad de esta tendencia dependerá de la evolución del ingreso real, la inversión y la estabilidad de las condiciones macroeconómicas.

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Vaca Muerta Sur: el oleoducto que elimina el límite estructural del crudo no convencional argentino

El oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) constituye la obra de transporte de petróleo más relevante de los últimos años y resuelve el principal límite operativo que enfrentaba la Cuenca Neuquina: la capacidad de evacuación hacia puertos de aguas profundas.

La infraestructura conecta la zona productiva de Neuquén con la costa atlántica de Río Negro y una terminal marítima diseñada para operar buques de gran porte.

Durante la última década, la producción de petróleo no convencional creció por encima de la capacidad de transporte disponible. El sistema de Oldelval, con una capacidad nominal cercana a 158.000 barriles diarios y un nivel de utilización que deja margen disponible, no puede absorber el incremento de oferta asociado al desarrollo de Vaca Muerta.

La restricción logística se convirtió en el principal cuello de botella para la expansión exportadora del crudo argentino.

El VMOS incorpora un ducto de 437 kilómetros y 30 pulgadas de diámetro entre Allen y Punta Colorada, con estaciones de bombeo y una terminal marítima equipada con dos monoboyas del tipo Single Point Mooring ubicadas a 15 kilómetros de la costa.

Este sistema permite la carga directa de buques de gran capacidad, lo que reduce costos logísticos y habilita escalas de exportación que no existían en el país.

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La construcción, adjudicada a la UTE Techint–SACDE, se ejecuta en dos tramos: 110 kilómetros entre Allen y Chelforó y 327 kilómetros entre Chelforó y Punta Colorada. El proyecto incorpora soldadura automática, plantas de doble junta y tanques de almacenamiento de gran escala en la terminal costera.

La puesta en marcha está prevista en etapas. La primera habilitará la evacuación de 190.000 barriles diarios en el tercer trimestre de 2026. La capacidad aumentará a 390.000 barriles diarios en el segundo trimestre de 2027 y alcanzará 550.000 barriles diarios en el segundo semestre del mismo año.

Una fase adicional podría llevar el sistema a 700.000 barriles diarios, en función de la incorporación de estaciones de bombeo y ampliaciones de almacenamiento.

El proyecto demanda una inversión total de USD 3.000 millones, financiada mediante un préstamo sindicado de USD 2.000 millones y aportes de las empresas participantes.

El consorcio está integrado por YPF, Pan American Energy, Vista Energy, Pampa Energía, Chevron Argentina, Pluspetrol y Shell Argentina. La obra fue incorporada al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), que otorga previsibilidad fiscal y cambiaria para su ejecución.

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La infraestructura modifica la escala exportadora del país. La capacidad adicional permitirá elevar las exportaciones de crudo desde los 120.000 barriles diarios actuales a niveles cercanos a 800.000 barriles diarios hacia 2027, en función de la disponibilidad de producción y la expansión del sistema.

Las estimaciones sectoriales proyectan ingresos crecientes por exportaciones de petróleo a medida que se consolide la operación del ducto y de la terminal marítima.

El VMOS se integra a un ciclo de ampliación de infraestructura energética que incluye el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (hoy Perito Moreno), que incrementó la capacidad de transporte de gas desde Vaca Muerta y redujo la necesidad de importaciones.

Ambos proyectos responden a un objetivo común: asegurar la evacuación de hidrocarburos y consolidar una plataforma exportadora basada en recursos no convencionales.

La habilitación del oleoducto completa la infraestructura necesaria para monetizar el crecimiento de la producción en la Cuenca Neuquina y constituye un componente central para la estabilidad del balance externo argentino en los próximos años.

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Qué necesita Argentina para convertirse en un proveedor energético confiable, según Chevron

La definición surgió en un evento realizado en la ciudad de Neuquén, donde la country manager de Chevron Argentina, Ana Simonato, planteó un diagnóstico que ordena la agenda energética del país: “La productividad de Vaca Muerta es comparable con los mejores hubs de Norteamérica. El desafío no está en la roca”.

La frase sintetiza un cambio de etapa. Si la geología ya no es el límite, la competitividad pasa a depender de factores que exceden al subsuelo: costos, infraestructura, servicios, previsibilidad y capacidad de ejecución. Ese es el marco que, según Chevron, definirá si Argentina puede consolidarse como un proveedor energético confiable en el mercado internacional.

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Productividad probada, brecha de costos abierta

Chevron opera en Argentina desde hace más de 25 años y produce alrededor de 30.000 barriles diarios en Vaca Muerta. La compañía reconoce avances importantes en eficiencia: mejoras en tiempos de perforación, estandarización de diseños y reducciones de costos que en algunos procesos alcanzaron el 80%.

Pero la comparación con cuencas como Permian sigue mostrando diferencias. La roca responde, la productividad está, pero la brecha aparece en la competitividad integral del desarrollo: disponibilidad de equipos, escala de servicios, logística y costos operativos.

Infraestructura: el límite que define cuánto puede crecer Vaca Muerta

Simonato fue precisa: la infraestructura condiciona la velocidad del desarrollo.

Los puntos críticos son tres:

  • Oleoductos para sostener el aumento de producción.
  • Gasoductos y midstream para garantizar evacuación y exportaciones.
  • Infraestructura vial para acompañar la expansión de la actividad y la logística de servicios.

La ejecutiva destacó que la articulación público–privada es clave para resolver estos cuellos de botella, especialmente en accesos, rutas y servicios auxiliares.

Reglas claras y previsibilidad: el requisito para atraer capital global

Chevron evalúa adherir al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). La compañía considera que el esquema puede mejorar condiciones para proyectos de largo plazo, pero advierte que el punto central no es el régimen en sí, sino su estabilidad.

La previsibilidad es fundamental”, sostuvo Simonato. “¿Cómo mantener los marcos regulatorios a largo plazo? Esa es la premisa”.

En un portafolio global donde Vaca Muerta compite con activos en Estados Unidos, África y Asia, la continuidad de reglas es un factor decisivo para asignar capital.

Disciplina en un mercado volátil

Simonato también abordó el contexto internacional. La demanda global de petróleo y gas sigue firme, con máximos históricos en consumo. Pero la volatilidad geopolítica obliga a las compañías a evaluar proyectos que sean competitivos en escenarios altos y bajos de precios.

“No podemos responder al ciclo de volatilidad. Necesitamos proyectos que funcionen en todos los escenarios”, explicó.

Talento y capacidades: el otro pilar del desarrollo

La ejecutiva dedicó un tramo de su exposición al capital humano, un punto que las grandes operadoras globales ya consideran estratégico.

Según Simonato, el crecimiento de Vaca Muerta requiere:

  • formación técnica,
  • desarrollo de capacidades locales,
  • articulación entre empresas, gobiernos y universidades,
  • infraestructura vial y urbana para sostener la expansión de la actividad.

La demanda de talento crece al ritmo de la producción, y la disponibilidad de perfiles técnicos será un factor determinante para sostener la competitividad.

La definición que ordena la agenda

La frase final de Simonato sintetizó la mirada de Chevron:

“No es que Argentina esté de moda; hoy están dadas las condiciones para invertir. Es el tiempo indicado de la inversión”.

La oportunidad está, pero no es automática. Para convertirse en un proveedor energético confiable, Argentina necesita sostener productividad, cerrar la brecha de costos, acelerar infraestructura y garantizar reglas estables. La roca ya respondió. El resto depende de la capacidad del país para ejecutar.

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Aleph Energy advierte que la ventana global para el GNL se acorta y que el desafío argentino ya no es el recurso, sino la velocidad de ejecución

El último informe de Aleph Energy, dirigido por Daniel Dreizzen, analiza el momento que atraviesa el mercado energético global y ubica a Argentina frente a una oportunidad concreta, pero limitada en el tiempo. El documento sostiene que las tensiones geopolíticas en Medio Oriente, los precios firmes del gas y la necesidad de diversificar proveedores aceleraron la demanda de GNL en Asia y Europa.

En ese escenario, Vaca Muerta aparece como un origen competitivo, aunque condicionado por la capacidad del país de avanzar en infraestructura y contratos antes de que la nueva oferta internacional entre en operación.

Según Aleph Energy, el conflicto en el Estrecho de Hormuz dejó de ser un episodio puntual y pasó a influir de manera permanente en la logística global de hidrocarburos.

Esa situación llevó a los grandes consumidores a buscar alternativas fuera de los proveedores tradicionales. América del Sur comenzó a ganar relevancia en ese proceso, con Argentina posicionándose como un posible jugador de peso si logra acelerar decisiones.

El informe destaca que la magnitud de los anuncios vinculados al sector energético argentino marca un cambio respecto de años anteriores. Proyectos de GNL, ampliaciones de transporte, inversiones en midstream y el ingreso de capitales bajo esquemas como el RIGI configuran un escenario más orientado a la exportación.

Empresas como Eni, Chevron, Vitol, TotalEnergies, Harbour Energy, Pan American Energy e YPF ya se posicionan en distintos tramos de la cadena de valor.

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Aleph Energy señala que el país logró una mejora en su balance energético gracias al desarrollo de Vaca Muerta y a la ampliación de la infraestructura de transporte. El Gasoducto Perito Moreno permitió reducir importaciones de GNL en invierno y aumentar exportaciones a Chile y Brasil en momentos de alta demanda.

Sin embargo, el sistema todavía depende de compras externas en picos críticos, lo que muestra que la transición hacia un modelo exportador aún está en proceso.

El documento también identifica cuellos de botella que podrían limitar la expansión: capacidad de transporte interno, infraestructura eléctrica, obras portuarias y la ausencia de una planta de licuefacción operativa. La consultora remarca que la demanda de energía crece en minería, industria, oil & gas y data centers, lo que exige nuevas inversiones en toda la cadena.

El Gobierno busca acelerar proyectos mediante esquemas de participación privada y concesiones, con el objetivo de avanzar en obras que el Estado no financiaría de manera directa.

Aleph Energy advierte que el nuevo esquema de precios energéticos, con una mayor alineación a costos internacionales, modifica incentivos de inversión y consumo. El proceso redefine la estructura del sector, aunque también genera tensiones de corto plazo.

El informe concluye que Argentina enfrenta una oportunidad excepcional, pero acotada. El mercado global está tensionado, la demanda de seguridad energética crece y Vaca Muerta ofrece un recurso competitivo.

La cuestión central es si el país podrá avanzar con la velocidad necesaria en infraestructura, contratos y logística antes de que la nueva oferta internacional —principalmente de Estados Unidos y Qatar— vuelva a reordenar el mercado.

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El supply chain se vuelve el nuevo centro de gravedad de la operación energética

En la industria energética argentina, el abastecimiento dejó de ser un área de soporte para convertirse en un componente estructural de la operación. El crecimiento de Vaca Muerta, la complejidad logística y la necesidad de sostener producción continua transformaron al supply chain en un actor que define costos, tiempos y competitividad.

La actividad funciona sin pausas: 24 horas, 365 días al año. En ese esquema, cualquier demora en la llegada de un equipo, un repuesto o un insumo puede frenar un pozo, alterar un cronograma o encarecer un proyecto. La continuidad operativa depende de una cadena de abastecimiento capaz de anticipar problemas y responder en tiempo real.

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Un área que dejó de ser administrativa

El supply chain ya no es compras. Tampoco es logística aislada. Hoy integra:

  • planificación operativa,
  • comercio exterior,
  • gestión de proveedores,
  • inventarios,
  • transporte especializado,
  • análisis de riesgos.

La integración permite tomar decisiones coordinadas en un sector donde la fragmentación genera sobrecostos y tiempos muertos. Cada pozo perforado, cada equipo que llega a campo y cada instalación que se monta tiene detrás la intervención del área de abastecimiento.

La logística energética: precisión en territorio complejo

Mover equipos sobredimensionados, cargas especiales y materiales críticos hacia zonas remotas —como Vaca Muerta— exige una logística que combine transporte, permisos, ventanas operativas y disponibilidad de servicios.

La llegada de equipos importados agrega otra capa: aduanas, tiempos de tránsito, documentación, inspecciones. Los imponderables son parte del proceso y requieren una mirada integral para evitar que afecten la producción.

La logística energética no es un camión: es un sistema que sostiene la continuidad de la operación.

Un sector que exige velocidad y profesionalización

El crecimiento de la actividad y la presión por reducir costos obligan a contar con equipos especializados, capaces de:

  • gestionar proveedores estratégicos,
  • coordinar operaciones simultáneas,
  • responder ante imprevistos,
  • mantener estándares de seguridad,
  • integrar tecnología y trazabilidad.

La profesionalización del supply chain se volvió un requisito para sostener la competitividad del sector.

Argentina en el mapa energético global

La expansión de Vaca Muerta, el interés internacional y la demanda global de energía colocan a Argentina en una posición de oportunidad. Pero esa oportunidad depende de que la cadena de abastecimiento pueda acompañar el ritmo de inversión y producción.

El supply chain se convierte así en un factor que impacta directamente en la capacidad del país de consolidarse como un proveedor energético confiable.

El eslabón que sostiene la producción

Desde afuera, la industria del petróleo y el gas suele asociarse a pozos, ductos y plantas. Pero detrás de cada uno de esos activos hay una cadena de abastecimiento que hace posible que la operación no se detenga.

En un sector donde la continuidad define costos, productividad y competitividad, el supply chain dejó de ser un área administrativa para transformarse en un eje estratégico del negocio energético argentino.

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El recurso humano argentino sostiene al sistema energético y marca el ritmo de lo que el país puede hacer

Cuando se mira de cerca cómo funciona el sistema energético argentino, aparece un patrón que no depende del precio del petróleo, del gas ni del dólar. Depende de la gente. De quienes operan pozos, mantienen redes, despachan energía, calibran equipos, resuelven fallas y sostienen infraestructura crítica todos los días, incluso cuando el contexto económico es adverso.

Los datos oficiales del Ministerio de Trabajo muestran que más de 300.000 personas trabajan de manera directa e indirecta en energía. La mayoría ocupa roles técnicos o profesionales que requieren formación continua. La Secretaría de Energía detalla que la operación del sistema eléctrico, la producción de hidrocarburos, la ingeniería nuclear y la gestión de renovables exigen competencias específicas que se construyen con años de experiencia.

La OIT y la IEA ubican a Argentina entre los países de la región con mayor capacidad instalada de formación técnica en energía.

En Vaca Muerta, los registros del IAPG muestran que los equipos locales lograron reducir tiempos de perforación y mejorar la productividad por pozo sin aumentos proporcionales de inversión.

En el sistema eléctrico, CAMMESA señala que la operación del SADI requiere precisión en despacho, control de frecuencia y gestión de contingencias, tareas que equipos argentinos sostienen incluso con presupuestos ajustados. En renovables, los parques eólicos y solares funcionan con personal local que alcanzó estándares internacionales de mantenimiento.

En nuclear, INVAP y NA‑SA mantienen capacidades exportables en ingeniería y operación.

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Los organismos multilaterales aportan otra mirada. El Banco Mundial y la CEPAL coinciden en que más del 70% del crecimiento de largo plazo en países emergentes proviene del capital humano y de la calidad institucional, no de los recursos naturales. La inversión en formación técnica tiene retornos altos en productividad, y la estabilidad regulatoria mejora la capacidad de atraer proyectos energéticos.

En términos simples: el recurso humano no solo hace funcionar el sistema, también condiciona la inversión y la posibilidad de expandir infraestructura.

En el trabajo cotidiano del sector aparecen cuatro rasgos que se repiten en el recurso humano argentino: capacidad para adaptarse a entornos cambiantes, aprendizaje rápido en tareas complejas, resolución técnica de problemas y una forma de trabajar que favorece la cooperación entre equipos.

Son características que ayudan a explicar por qué el sistema energético mantiene niveles de desempeño estables incluso cuando el contexto es adverso.

El principal activo del sistema energético argentino no está bajo tierra ni en los ductos. Está en las personas que los hacen funcionar. La experiencia acumulada en hidrocarburos, electricidad, renovables y nuclear muestra que el talento técnico local puede sostener y escalar sistemas complejos.

El desafío es generar condiciones institucionales que permitan que ese capital humano se exprese de manera estable y contribuya al desarrollo del sector.

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El superávit comercial volvió a crecer en abril y la energía, el agro y la minería explican el salto del 1.166% interanual

Argentina cerró abril con un superávit comercial de USD 2.711 millones, un incremento del 1.166% frente al mismo mes del año pasado, impulsado por exportaciones en máximos históricos y una caída moderada de las importaciones, según datos del INDEC. Con este resultado, el país acumula 29 meses consecutivos de saldo positivo en la balanza comercial.

Las exportaciones alcanzaron USD 8.914 millones, un crecimiento del 33,6% interanual, con un desempeño destacado en combustibles y energía, que marcaron un récord en valores, y en manufacturas de origen industrial, que registraron su mejor nivel desde 2012. El agro también aportó volumen tras la recuperación productiva de la última campaña.

Las importaciones, en cambio, sumaron USD 6.204 millones, una baja del 4% interanual, en un contexto de menor demanda interna, normalización de stocks y un esquema cambiario que todavía modera el ritmo de compras externas.

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El Ministerio de Economía señaló que abril marcó “un máximo histórico en exportaciones totales y en combustibles y energía”, mientras que la industria volvió a ganar participación en el comercio exterior.

En el acumulado de los primeros cuatro meses del año, el superávit asciende a USD 8.277 millones, con exportaciones por USD 30.820 millones e importaciones por USD 22.543 millones.

Un informe reciente de Abeceb proyecta que el superávit comercial podría llegar a USD 16.000 millones en 2026, con exportaciones que alcanzarían un récord de USD 94.400 millones.

La directora de Operaciones de la consultora, Natacha Izquierdo, destacó que este año no solo marcaría un máximo nominal, sino también “un cambio cualitativo en la composición de las exportaciones argentinas”.

Según Abeceb, la fortaleza histórica del agro se complementa con el crecimiento sostenido de Vaca Muerta, la minería metalífera y el litio, lo que reduce la vulnerabilidad del sector externo frente a los ciclos climáticos y de precios agrícolas.

La consultora advierte que este proceso puede consolidarse si se mantienen las condiciones macroeconómicas y avanzan las inversiones comprometidas en energía y minería.

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El RIMI instala un nuevo centro de gravedad entre Economía, Energía y Agricultura y ordena la competencia por el gasto fiscal en sectores productivos

La reglamentación del Régimen de Incentivo para Medianas Inversiones (RIMI) por parte de Economía, Energía y Agricultura instala un esquema de coordinación que modifica la forma en que el Estado administra beneficios fiscales para proyectos productivos.

El régimen, previsto en la Ley 27.802 y operativo desde la resolución conjunta de las tres carteras, fija criterios comunes para amortización acelerada, devolución anticipada de IVA y validación técnica de inversiones en energía, agroindustria e infraestructura productiva.

El RIMI opera sobre un universo de empresas que no acceden al RIGI y que requieren instrumentos fiscales para ejecutar proyectos de escala media. La definición de mínimos de inversión por categoría MiPyME —USD 150.000 para micro, USD 600.000 para pequeñas, USD 3,5 millones para medianas tramo 1 y USD 9 millones para medianas tramo 2— delimita un segmento que concentra parte relevante del CAPEX energético y agroindustrial. La ventana de aplicación de dos años obliga a las áreas involucradas a establecer prioridades y secuencias de evaluación.

La participación de Energía incorpora al régimen proyectos vinculados a eficiencia, biogás, biomasa, electrificación productiva y renovables de escala media. Agricultura suma inversiones en riego, bombeo y procesos industriales asociados a cadenas regionales. Economía define los parámetros fiscales y los límites operativos del régimen, lo que centraliza la administración del gasto tributario en un contexto de demanda creciente por instrumentos de incentivo.

El Sistema de Gestión de Inversiones (SGI) concentra la carga documental, la validación técnica y la asignación de beneficios. La unificación de criterios entre las tres carteras busca evitar superposiciones con regímenes sectoriales y ordenar la interacción entre programas de promoción, incentivos fiscales y financiamiento para infraestructura productiva. La operatoria del SGI introduce un filtro administrativo que condiciona la velocidad de ejecución de proyectos y la capacidad de absorción del régimen.

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10 Fgec

El RIMI se integra a una arquitectura de incentivos que incluye regímenes para energía, minería, agroindustria y economía del conocimiento. La coexistencia de instrumentos obliga a las empresas a coordinar beneficios y a las áreas del Estado a definir compatibilidades. La administración del cupo de devolución anticipada de IVA —limitado al 50% del cupo anual del régimen general— introduce un elemento de competencia entre proyectos y sectores.

La articulación entre Economía, Energía y Agricultura configura un esquema de gobernanza que incide en la orientación del gasto fiscal y en la capacidad de ejecución de inversiones medianas en sectores estratégicos. La demanda de capital para proyectos energéticos y agroindustriales, sumada a la ventana temporal acotada del régimen, tensiona la capacidad operativa del Estado y obliga a priorizar iniciativas con impacto directo en producción, eficiencia y logística.

El RIMI se convierte así en un instrumento que ordena la relación entre política fiscal y sectores productivos, en un contexto en el que la inversión mediana requiere previsibilidad operativa y acceso a mecanismos de amortización e IVA que mejoren el flujo de caja de los proyectos. La coordinación entre las tres carteras define el alcance real del régimen y su capacidad para canalizar capital hacia energía, agroindustria e infraestructura productiva.

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Europa mantiene interés activo en energía, litio e infraestructura y consolida presencia empresarial en la Argentina

La agenda de inversiones entre Argentina y la Unión Europea se apoya en la presencia de compañías que ya operan en sectores estratégicos y en el interés de nuevos actores por proyectos vinculados a energía, litio e infraestructura productiva.

La misión comercial prevista en París se inscribe en este esquema y busca ampliar el acceso a capital europeo para iniciativas de largo plazo.

En el sector energético, Francia mantiene actividad a través de TotalEnergies, con participación en proyectos de gas y petróleo no convencional en Vaca Muerta, y de Eramet, que desarrolla el proyecto de litio Centenario–Ratones en Salta. Alemania sostiene presencia mediante Siemens Energy, proveedor de equipamiento para generación y redes, y Wintershall Dea, con operaciones de gas en Neuquén y Tierra del Fuego. Países Bajos participa a través de Shell, con actividad en shale oil y downstream, mientras que España mantiene posiciones en distribución de gas mediante Naturgy y en infraestructura a través de Acciona.

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9 Vbip

En minería y materiales críticos, empresas europeas vinculadas a la cadena de valor del litio observan oportunidades en el país. Entre ellas se destacan Umicore, dedicada a materiales para baterías; Stellantis y Volkswagen, que buscan asegurar abastecimiento para su producción global; y compañías industriales con interés en contratos de largo plazo para minerales estratégicos. La demanda europea por litio y metales asociados a la transición energética sostiene el interés por proyectos en el norte argentino.

En infraestructura productiva y logística, operadores como Jan De Nul y DEME participan en procesos vinculados a dragado y obras portuarias, mientras que grupos como Vinci, Hochtief y Arcadis analizan proyectos de transporte y servicios asociados. El financiamiento europeo para infraestructura energética y logística se canaliza a través de fondos corporativos y organismos especializados.

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Houston consolida el regreso del petróleo y el gas al centro del mapa energético y Argentina se posiciona como proveedor incremental

Las definiciones surgidas en Houston en el marco de la agenda 2026 de la industria hidrocarburífera confirmaron que el petróleo y el gas mantienen un rol central en la matriz energética global.

Los datos de la Agencia Internacional de la Energía, la OPEP y los principales organismos estadísticos muestran que la demanda de crudo se ubica en máximos históricos, con consumos superiores a los 103 millones de barriles diarios, mientras que el gas natural consolida su uso como insumo para generación eléctrica, industria y producción de fertilizantes. La expansión de centros de datos y aplicaciones de inteligencia artificial incrementa la demanda eléctrica y refuerza el uso de gas como respaldo de sistemas con alta penetración renovable.

En este contexto, la industria global reactivó la inversión en upstream, offshore y shale, con niveles de CAPEX que superan los USD 570.000 millones anuales. Las grandes compañías de servicios petroleros registran carteras de proyectos completas para 2026–2027, y los desarrollos de gas natural licuado avanzan en Estados Unidos, Qatar, Canadá y África con planes de expansión de oferta para la próxima década. La prioridad de las operadoras y de los países consumidores se concentra en la seguridad de suministro y en la diversificación de proveedores, más que en una reducción acelerada del uso de hidrocarburos.

Argentina ingresa en esta fase con un incremento comprobable de producción y exportaciones. La producción de petróleo supera los 800.000 barriles diarios en 2026, con un crecimiento sostenido desde 2023 impulsado por Vaca Muerta, mientras que las exportaciones se ubican en torno a los 300.000 barriles diarios. Los costos de desarrollo en la cuenca neuquina, con puntos de equilibrio en el rango de USD 35 a 45 por barril para el shale oil, posicionan al país en un segmento competitivo frente a otras cuencas no convencionales.

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8 Tadj

La ampliación de la infraestructura de transporte permite transformar ese potencial en capacidad efectiva de oferta. La expansión de Oldelval, la entrada en operación del nuevo oleoducto de Vaca Muerta y el Gasoducto Perito Moreno incrementan la capacidad de evacuación de crudo y gas desde la cuenca neuquina hacia los puertos y los mercados regionales. Sobre esa base, se consolidan exportaciones de gas a Chile y Brasil mediante contratos firmes, en un contexto en el que ambos países demandan gas para respaldar sus sistemas eléctricos y sustituir combustibles más caros o más emisores.

El marco regulatorio vigente habilita exportaciones de petróleo con retenciones móviles y autorizaciones específicas para exportaciones de gas, priorizando el abastecimiento interno. El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones ofrece un esquema de estabilidad tributaria, amortización acelerada y acceso a divisas para proyectos de gran escala, aplicable a desarrollos de infraestructura hidrocarburífera y logística asociada.

Este entorno normativo, combinado con la infraestructura en expansión y la competitividad de costos, configura un escenario en el que Argentina incrementa su relevancia como proveedor de petróleo y gas en un mercado global que continúa demandando volúmenes crecientes de hidrocarburos.

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La licitación de la Hidrovía define el operador del principal corredor logístico que sostiene exportaciones, combustibles y divisas para el sistema energético

La licitación para adjudicar la concesión por peaje de la Vía Navegable Troncal (VNT) avanza con dos operadores internacionales en competencia: Jan De Nul, actual responsable del dragado bajo contratación estatal, y DEME, ambas de origen belga y con trayectoria global en obras fluviales, marítimas y portuarias.

La Agencia Nacional de Puertos y Navegación evaluó las propuestas técnicas y mantuvo a ambas empresas en carrera, a la espera de la apertura de las ofertas económicas.

El proceso abarca la modernización, operación y mantenimiento del sistema de señalización y las tareas de dragado en un tramo de 1.635 kilómetros, desde la confluencia del Paraná con el Paraguay hasta las aguas profundas del Río de la Plata exterior. El pliego proyecta ingresos anuales por peajes del orden de los USD 618 millones durante el período base de concesión de 25 años, en función del movimiento de buques y barcazas y del volumen de carga transportada.

La VNT constituye el principal corredor logístico del país y canaliza el 80% de las exportaciones argentinas, además de cargas provenientes de Brasil, Bolivia, Paraguay y Uruguay. Su funcionamiento es determinante para la logística energética: el ingreso de combustibles líquidos, el transporte fluvial de derivados y la operatoria de barcazas vinculadas a la cadena de abastecimiento dependen del calado y la señalización del sistema. La estabilidad del dragado es un factor crítico para asegurar el flujo de combustibles hacia refinerías y terminales del Litoral.

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7 Etys

El corredor también es relevante para la disponibilidad de divisas destinadas a infraestructura energética. La recaudación por exportaciones agroindustriales y energéticas que utilizan la VNT constituye una fuente central de ingresos externos para financiar obras de transporte, ampliaciones de redes y equipamiento estratégico. La continuidad operativa del sistema reduce riesgos logísticos y evita costos adicionales en la cadena de abastecimiento energético.

La competencia entre operadores con experiencia en dragado y obras portuarias incorpora capacidades técnicas relevantes para la modernización de infraestructura logística asociada al sector energético. La definición del concesionario determinará el esquema de mantenimiento del calado, la eficiencia del tránsito fluvial y la previsibilidad operativa para sectores que dependen de la vía navegable para abastecimiento y exportación.

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Hualilán opera con procesamiento externo y desarrolla el proyecto de mayor escala respaldado por estudios técnicos

El proyecto Hualilán, operado por Challenger Gold en Ullum, transita una etapa dual que combina producción inicial con procesamiento externo y el desarrollo de un proyecto de mayor escala respaldado por estudios técnicos.

La empresa mantiene un esquema de extracción con envío de mineral a la planta de Casposo bajo contrato de procesamiento, mientras avanza en la ingeniería y el financiamiento del proyecto denominado Máster Hualilán.

En su fase actual, Hualilán opera con permisos ambientales vigentes y aporta actividad económica a través de empleo directo e indirecto y contratación de proveedores locales. El mineral extraído se procesa en la planta de Austral Gold, lo que permite generar metal doré y regalías para la provincia mientras se completa la ingeniería del proyecto definitivo. La operación se encuentra en cumplimiento regulatorio y no registra conflictos ambientales activos.

El desarrollo de mayor escala se apoya en el Estudio de Prefactibilidad elaborado por Ausenco, que proyecta una vida útil cercana a 14 años y una producción total estimada de 1,84 millones de onzas equivalentes de oro.

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6 Tkfw

El diseño contempla una primera etapa de lixiviación en pilas y una segunda etapa con planta de flotación, lo que requiere inversiones significativas en infraestructura propia. La empresa evalúa adherir al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones para financiar la construcción de la planta y las instalaciones asociadas.

El proyecto Máster Hualilán prevé exportaciones acumuladas superiores a los USD 2.700 millones a lo largo de su vida útil, según parámetros del estudio técnico. La coexistencia de la operación inicial y el desarrollo del proyecto mayor configura un esquema transitorio que combina generación temprana de ingresos con planificación de largo plazo.

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Costo fiscal, costo de oportunidad y el verdadero impacto del RIGI

Un informe de la CEPA plantea que los proyectos aprobados bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones implican un costo fiscal anual superior a los USD 1.000 millones una vez en operación. El análisis identifica que más de la mitad de ese esfuerzo se concentra en Vaca Muerta, principalmente por la planta de GNL de Southern Energy y el oleoducto Vaca Muerta Sur.

Sin embargo, el informe cuantifica únicamente el costo fiscal directo y no incorpora el costo de oportunidad asociado a la ausencia del régimen.

La evaluación fiscal no considera que, sin estabilidad tributaria, la mayoría de las inversiones externas de gran escala no ingresan al país y las que ingresan lo hacen con menor velocidad, menor escala y mayor costo financiero. Los comités globales de inversión requieren previsibilidad a 20 o 30 años para aprobar proyectos superiores a los USD 5.000 millones.

Sin ese componente, Argentina queda fuera del rango competitivo frente a jurisdicciones con marcos estables y riesgo operativo acotado.

En este punto, la comparación relevante no es entre costo fiscal y recaudación potencial, sino entre costo fiscal y ausencia de inversión. La pregunta operativa es directa: ¿cuánto es el 50% de cero? Si la inversión no ocurre, la recaudación es nula. No hay Ganancias, no hay IVA, no hay derechos de exportación, no hay regalías y no se activa la cadena de proveedores locales.

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10 Heja

El informe tampoco incorpora el flujo futuro de divisas y recaudación que generan los proyectos una vez en operación. Infraestructura como un oleoducto o una planta de GNL habilita exportaciones durante dos o tres décadas, con impacto en ingresos fiscales, regalías provinciales y actividad económica asociada.

La cuestión central es cuánto va a recaudar el país por las exportaciones que estos proyectos permiten y cuál es el diferencial entre contar con esa infraestructura o no.

La lectura estratégica muestra que el RIGI no define la existencia de Vaca Muerta, pero sí su velocidad, su escala y su capacidad de atraer capital externo.

El costo fiscal inicial debe analizarse en relación con la recaudación futura habilitada por la inversión, un componente que no está incluido en el informe de CEPA y que resulta determinante para evaluar el impacto real del régimen.

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PAE y Continental escalan el desarrollo de shale oil en cuatro bloques de Vaca Muerta

Pan American Energy y Continental Resources formalizaron una asociación para desarrollar cuatro bloques de shale oil en la Cuenca Neuquina. El acuerdo establece la incorporación de Continental con una participación del 20% en activos no convencionales, luego de obtener las autorizaciones regulatorias de Neuquén y Río Negro. PAE mantiene la operación y la mayoría societaria en todas las áreas.

Los bloques involucrados son Coirón Amargo Sureste, Bandurria Centro y Aguada Cánepa en Neuquén, y Loma Guadalosa en Río Negro, esta última la primera concesión no convencional otorgada por la provincia.

Se trata de áreas ubicadas en el corredor central de Vaca Muerta, con pozos de referencia cercanos y acceso a infraestructura existente, lo que permite acelerar el desarrollo y reducir tiempos de puesta en producción.

Continental aporta experiencia en perforación y completación de alta eficiencia, con operaciones en Bakken, Anadarko, Powder River y Permian. Su modelo de trabajo se basa en campañas continuas, pad drilling y optimización de etapas de fractura para aumentar la productividad inicial y reducir costos por pozo.

La incorporación de estas prácticas en Vaca Muerta apunta a mejorar la performance operativa en los bloques seleccionados.

PAE sostiene una producción cercana a los 100.000 barriles equivalentes por día en Neuquén y opera siete áreas en la cuenca. La alianza le permite escalar inversiones, profundizar el desarrollo de ventanas de shale oil ya testeadas y avanzar en programas de perforación de mayor densidad.

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9 Iksh

La combinación de logística instalada, financiamiento y tecnología acelera la transición de pilotos a fases de desarrollo masivo.

El desarrollo de estos bloques se integra con la infraestructura de evacuación existente. La producción se conecta al sistema Oldelval, que opera por encima de los 300.000 barriles diarios tras las ampliaciones de 2024–2025, y al esquema de transporte asociado a las terminales de Puerto Rosales y Punta Colorada.

La disponibilidad de capacidad adicional permite que los incrementos de producción derivados del proyecto se orienten tanto al abastecimiento interno como al crecimiento del saldo exportable de crudo.

La asociación entre PAE y Continental se inscribe en un proceso de consolidación de Vaca Muerta como activo competitivo a escala global.

La presencia de un operador estadounidense con trayectoria en las principales cuencas de shale del mundo refuerza la previsibilidad del desarrollo y aporta escala técnica y financiera para sostener programas de inversión de largo plazo en la formación neuquina.

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Vaca Muerta: salto de escala, integración de la cadena de valor y ventana global del GNL

El último análisis de McKinsey & Company identifica que Vaca Muerta enfrenta una etapa en la que la expansión depende de la capacidad de integrar la cadena de valor a gran escala. El potencial de crecimiento no está condicionado por la geología sino por la coordinación de inversiones simultáneas en producción, transporte, procesamiento y exportación.

La consultora estima que, bajo condiciones de ejecución favorables, el aporte de la formación podría alcanzar hasta el 5% del PBI hacia 2030 y generar exportaciones anuales del orden de los USD 30.000 millones.

El informe señala que la demanda global de GNL continuará en expansión hasta mediados de siglo y proyecta una brecha de oferta de entre 135 y 220 millones de toneladas anuales hacia la década de 2030. La Argentina cuenta con reservas para cubrir parte de ese déficit, pero la ventana de oportunidad es limitada por la competencia de proyectos en Estados Unidos, Qatar y África.

Para capturar contratos de largo plazo, el país debe acelerar la construcción de infraestructura de licuefacción, tanto flotante como terrestre, con inversiones que podrían superar los USD 30.000 millones hacia finales de la década.

La capacidad actual de evacuación de gas y petróleo se acerca a su límite operativo. El desarrollo de nuevos gasoductos troncales hacia la costa atlántica y la consolidación del nodo de Punta Colorada son condiciones necesarias para sostener un flujo exportador creciente. En petróleo, la ampliación del sistema Oldelval y el avance del proyecto Vaca Muerta Sur forman parte del esquema que debe acompañar el incremento de producción.

En gas, la expansión del Gasoducto Néstor Kirchner y la construcción de infraestructura asociada son determinantes para abastecer plantas de tratamiento y futuros trenes de GNL.

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8 Lmwn

El análisis destaca que la industrialización del gas es un componente crítico. El volumen de líquidos asociados podría multiplicarse por 4,6 hacia 2030, lo que exige nuevas plantas de tratamiento y fraccionamiento para monetizar LGN y liberar gas seco para exportación.

Sin esta infraestructura, la composición del recurso en boca de pozo limita el potencial de GNL y reduce la competitividad del proyecto.

Para sostener el nivel de producción requerido, la cuenca debería duplicar su ritmo de perforación, pasando de 450 a más de 900 pozos por año. Este salto implica reorganizar la logística de superficie y reducir costos en transporte, insumos y servicios.

La transición del movimiento de larga distancia en camiones al transporte ferroviario aparece como un factor relevante para mejorar seguridad, confiabilidad y desempeño ambiental, además de reducir la presión sobre la infraestructura vial regional.

El informe también incorpora la dimensión social del desarrollo. La afluencia de trabajadores hacia la cuenca neuquina y zonas de influencia en Río Negro generará una demanda creciente de viviendas, servicios de salud y capacidad educativa.

La infraestructura social debe escalar en paralelo a la actividad industrial para evitar cuellos de botella que afecten la continuidad operativa.

McKinsey concluye que el potencial de Vaca Muerta depende de la capacidad de coordinar inversiones entre el sector público y privado bajo esquemas de gobernanza que alineen prioridades y reduzcan costos logísticos.

La ventana de oportunidad está condicionada por la velocidad de ejecución y por la competencia internacional en el mercado del GNL.

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El giro de Druckenmiller y la señal que envía al mercado global

El incremento del 433% en la posición de Stanley Druckenmiller en YPF durante el primer trimestre de 2026 constituye una señal directa sobre la lectura que los fondos globales están haciendo del sector energético argentino. El documento 13F presentado ante la SEC confirma que Duquesne Family Office pasó de 606.990 a 3.235.962 acciones, ubicando a la petrolera como el cuarto activo más relevante de su portafolio.

La magnitud del movimiento —casi USD 150 millones— expresa una rotación sectorial explícita: salida de tecnología y consumo, entrada en energía y recursos naturales.

La decisión se alinea con tres elementos verificables. Primero, la consolidación operativa de Vaca Muerta, con mejoras sostenidas en productividad, reducción de costos y expansión de infraestructura.

Segundo, el plan de inversión de YPF, que proyecta USD 25.000 millones para acelerar la capacidad exportadora, incluyendo el proyecto LLL Oil bajo el RIGI, con 1.152 pozos y una producción máxima estable estimada en 240.000 barriles diarios.

Tercero, la normalización jurídica y financiera tras el fallo favorable en el juicio por la expropiación, que redujo el riesgo corporativo percibido.

El recorte del 94% en Mercado Libre y la simultánea incorporación de Vista Energy y del ETF ARGT confirman que la tesis no es táctica sino estructural: los flujos se orientan hacia activos con capacidad de generar divisas netas. La reacción del mercado fue inmediata.

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7 Mpdq

El ADR de YPF registró una suba intradía superior al 7%, alcanzando niveles que no se observaban desde hace más de una década.

La correlación entre el 13F y el movimiento del precio valida que los capitales institucionales están respondiendo a señales concretas.

El antecedente de 2024 —cuando el inversor declaró que su interés por Argentina surgió tras el discurso de Javier Milei en Davos— explica el origen de la tesis, pero el regreso de 2026 introduce un matiz: la selectividad. Ya no se trata de comprar los ADR más líquidos, sino de concentrar posiciones en el sector con mayor potencial exportador.

Para la cadena de valor energética, la lectura es directa: los fondos globales están reasignando capital hacia activos argentinos vinculados a la producción y monetización de hidrocarburos.

El movimiento de Druckenmiller no opera como gesto individual sino como referencia para otros administradores de capital. Su trayectoria y vínculos en la política económica estadounidense amplifican la señal.

En términos de mercado, el mensaje es claro: Argentina volvió a ingresar en el mapa de inversión del capital sofisticado, y el sector energético es el eje de esa reconfiguración.

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San Juan consolida el distrito Vicuña con nueva mineralización en Filo Sur

El proyecto Filo Sur, operado por la canadiense Mogotes Metals, confirmó nueva mineralización en el distrito Vicuña, uno de los corredores cupríferos más relevantes de San Juan. El pozo perforado alcanzó 464 metros, con 194 metros efectivamente perforados y analizados.

Desde los 108 metros se identificó una zona continua de mineralización, con una intersección de 86 metros que registró leyes promedio de 0,7% de cobre, 0,55 g/t de oro, 2,7 g/t de plata y 169 ppm de molibdeno.

Los resultados presentan características geológicas consistentes con el sistema epitermal–pórfido observado en Filo del Sol, lo que refuerza la hipótesis de continuidad estructural dentro del distrito.

La compañía continúa perforando en las áreas Luz del Sol y Meseta, ambas dentro del mismo corredor metalogénico donde se ubican proyectos de escala como Filo del Sol, Josemaría, Los Helados y Lunahuasi.

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6 Itny

El avance de Filo Sur confirma que el distrito Vicuña mantiene potencial abierto en profundidad y lateralidad, consolidando a San Juan como la principal jurisdicción cuprífera del país.

La presencia de nuevas mineralizaciones en proyectos operados por compañías junior canadienses amplía la frontera de exploración y sostiene el flujo de inversiones en la etapa temprana del ciclo minero.

La lectura estratégica muestra que la continuidad geológica del distrito fortalece la cartera de cobre de la provincia y anticipa un escenario de mayor actividad exploratoria en los próximos años.

La confirmación de mineralización en Filo Sur se integra a una secuencia de hallazgos recientes en la zona, lo que incrementa la relevancia del corredor Vicuña dentro del mapa minero nacional.

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YPF activa un plan de USD 25.000 millones para escalar Vaca Muerta y sostener un ciclo de exportaciones crecientes

YPF presentó un programa de inversión de USD 25.000 millones para el período 2026–2031 orientado a expandir la producción de petróleo y gas no convencional en Vaca Muerta, reforzar la infraestructura asociada y sostener un flujo creciente de exportaciones.

El anuncio se inscribe en un ciclo de mayor actividad en los bloques de mayor productividad y en un contexto de precios internacionales que permiten acelerar proyectos de escala.

El plan se apoya en la continuidad operativa de Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur, donde la compañía concentra la mayor parte de su producción shale. La estrategia incluye un incremento del ritmo de perforación y completación, con pozos horizontales de alta productividad y pad drilling intensivo.

Este esquema exige inversiones crecientes en instalaciones de superficie, sistemas de manejo de agua y arenas, caminos internos, energía eléctrica en yacimientos y ampliación de plantas de tratamiento.

La ejecución del programa requiere infraestructura midstream adicional. La saturación de los oleoductos actuales y la necesidad de ampliar la capacidad de transporte hacia Chile y hacia los puertos del Atlántico condicionan la posibilidad de sostener un aumento de producción.

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En gas, la continuidad de las obras vinculadas al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner y la integración con los sistemas de transporte existentes son determinantes para habilitar volúmenes incrementales y asegurar capacidad firme para industrias y exportación.

El horizonte 2031 planteado por la conducción de YPF implica un ciclo de inversión sostenido que demanda estabilidad normativa, reglas claras para exportaciones incrementales y mecanismos que permitan atraer capital privado a proyectos de infraestructura.

La escala del programa posiciona a Vaca Muerta como un vector central de generación de divisas, con impacto directo en regalías provinciales, actividad de servicios petroleros y demanda de equipamiento industrial.

El incremento de producción previsto exige una expansión coordinada de la logística regional. La mayor actividad perforatoria requiere disponibilidad de equipos, insumos críticos, transporte especializado y capacidad de procesamiento en superficie.

La articulación entre operadores, proveedores y provincias es un componente clave para sostener el ritmo operativo y evitar cuellos de botella en etapas de perforación, completación y evacuación de hidrocarburos.

La lectura sistémica muestra que el plan de USD 25.000 millones modifica la escala operativa del shale argentino. Integra upstream, midstream y logística en un esquema de expansión continua condicionado por la disponibilidad de infraestructura y por la capacidad de sostener un marco operativo que permita convertir recursos en producción exportable.

La magnitud del programa posiciona a Vaca Muerta como plataforma estructural de generación de divisas para la próxima década.

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GeoPark solicita ingresar al RIGI para ampliar inversiones en Vaca Muerta y sostener su curva de desarrollo

GeoPark presentó su solicitud formal para incorporarse al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) con el objetivo de ampliar su programa de perforación y completación en los bloques que opera en Vaca Muerta.

La compañía busca consolidar un plan de expansión que requiere importación de equipos, financiamiento externo y estabilidad fiscal para proyectos de mediano y largo plazo.

El operador controla áreas en la ventana de petróleo de Neuquén y necesita incrementar su capacidad de perforación y fractura para sostener una curva de producción creciente. El ingreso al RIGI habilita amortización acelerada, acceso a divisas para repago de deuda, importación de bienes de capital sin aranceles y un marco de estabilidad tributaria que reduce el costo financiero del CAPEX.

Estos elementos son determinantes para escalar actividad en un contexto de competencia por servicios y equipos en la cuenca.

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La expansión de GeoPark depende de la disponibilidad de infraestructura de evacuación. El sistema de oleoductos del norte patagónico opera con altos niveles de utilización y la ampliación de Oldelval es un componente crítico para absorber nuevos volúmenes. La coordinación con OTASA y con los sistemas de transporte eléctrico en los bloques define la capacidad de sostener mayor actividad sin generar restricciones operativas.

El RIGI opera como instrumento relevante para proyectos que requieren equipamiento importado y financiamiento en moneda extranjera. Para Neuquén, la incorporación de GeoPark implica mayor demanda de servicios, presión sobre infraestructura eléctrica y necesidad de asegurar capacidad firme en oleoductos.

Para Nación, representa una señal de validación del régimen por parte de un operador regional con presencia en varios países y experiencia en desarrollos no convencionales.

La decisión de GeoPark se inscribe en un escenario donde las operadoras ajustan sus planes de inversión en función de la disponibilidad de infraestructura, del precio internacional del crudo y de la capacidad del régimen para reducir costos de capital. La aprobación del ingreso al RIGI será determinante para la escala final del programa de perforación y para la velocidad de desarrollo de los bloques que la compañía opera en Vaca Muerta.

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El portafolio privado de USD 170.000 millones ordena el mapa de inversiones y consolida la primacía energética‑minera hasta 2031

El relevamiento de la consultora MAP Latam identifica un portafolio de USD 170.000 millones en proyectos productivos con ejecución o fecha cierta de inicio hasta 2031. El estudio registra 1.750 iniciativas en distintas etapas de madurez y 140 proyectos con presupuestos individuales superiores a los USD 100 millones, lo que permite dimensionar la escala del pipeline privado que opera en paralelo a los regímenes de promoción vigentes.

La cifra no proviene de documentación oficial, pero constituye la estimación privada más amplia disponible y se integra como referencia para la lectura sectorial y territorial del flujo inversor.

El análisis sectorial muestra una concentración estructural: el 61% de los proyectos corresponde a energía, porcentaje que asciende al 75% al incorporar otras fuentes energéticas. La minería —particularmente cobre y litio— completa el núcleo del portafolio, con iniciativas que compiten en mercados globales y que requieren ingeniería avanzada, infraestructura logística y capacidad energética firme.

La composición confirma que el ciclo inversor argentino continúa anclado en recursos naturales y en cadenas de valor intensivas en capital, con alta dependencia de permisos ambientales, servidumbres, transporte especializado y equipamiento importado.

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La distribución territorial del portafolio privado replica esta lógica. La Patagonia y la zona cordillerana concentran la mayor parte de los proyectos de gran escala, con Neuquén, San Juan y Catamarca como nodos principales.

La simultaneidad de obras proyectadas en estas regiones introduce tensiones sobre rutas troncales, capacidad portuaria, disponibilidad de energía y logística de equipos, lo que condiciona la velocidad real de ejecución.

En contraste, Córdoba registra una participación del 0,1% en el flujo total, en línea con el proceso de reconversión de su industria metalmecánica y con la ausencia de proyectos energéticos o mineros de gran escala en su territorio.

El informe identifica además que el RIGI operó como un acelerador para decisiones de inversión latentes en sectores estratégicos, al ofrecer previsibilidad fiscal y regulatoria en un contexto de estabilización macroeconómica. Esta dinámica no explica el portafolio completo, pero sí contribuye a la activación de proyectos con ingeniería avanzada o permisos ya obtenidos.

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La coexistencia entre el pipeline privado y los regímenes de promoción vigentes configura un escenario donde la capacidad de absorción provincial, la infraestructura disponible y la coordinación institucional determinan la materialización efectiva de los desembolsos.

La magnitud del portafolio relevado sugiere un cambio de escala en el mapa productivo, laboral y logístico del país, condicionado por la disponibilidad de infraestructura crítica, la secuencia de permisos y la capacidad de ejecución de cada jurisdicción.

La información de MAP Latam se integra así como insumo para la lectura de inversiones de gran escala, en un contexto donde la trazabilidad regulatoria y la infraestructura territorial definen la viabilidad real del flujo proyectado hasta 2031.

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Canadá advierte que la combinación de petróleo caro y dólar débil agrava la dependencia argentina del gasoil importado

Canadá alertó que la suba sostenida del precio del crudo y la depreciación global del dólar amplifican la vulnerabilidad de países con déficit de combustibles medios, como Argentina.

El informe internacional señala que el encarecimiento del gasoil importado —referenciado en Rotterdam— impacta directamente en costos logísticos y en la estabilidad fiscal de economías con precios internos regulados.

Argentina mantiene una estructura de refinación dependiente de crudos pesados en declino (Golfo San Jorge, Cuyana, Austral) y no puede sustituirlos con shale oil liviano de Vaca Muerta, que rinde más nafta y menos gasoil.

En ese contexto, el petróleo caro eleva el costo de importación y el dólar débil reduce la capacidad de amortiguación cambiaria, generando presión simultánea sobre inflación y balanza energética.

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7 Qjig

La advertencia canadiense subraya que el riesgo no es solo de precios, sino de composición del crudo: la matriz argentina produce petróleo liviano y necesita gasoil pesado.

La brecha estructural obliga a importar volúmenes crecientes en los picos de demanda del agro y del transporte, justo cuando el precio internacional se dispara.

La combinación de petróleo caro y dólar débil tensiona la estrategia de estabilidad cambiaria y expone la fragilidad del sistema de combustibles.

La dependencia del gasoil importado deja a Argentina vulnerable ante shocks externos y confirma que la transición energética requiere resolver primero la ecuación de densidad y refino antes de avanzar hacia sustitución total.

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Argentina y Chile activan una agenda energética que combina exportación de gas de Vaca Muerta y uso de renovables en la minería

Argentina y Chile retomaron la agenda de integración energética y trabajan en un esquema bilateral que combina exportaciones de gas de Vaca Muerta con la posibilidad de vincular generación renovable argentina a la demanda eléctrica de la minería chilena.

El diálogo se centra en habilitar contratos de suministro firmes y en coordinar infraestructura de transporte para gas y electricidad en los pasos cordilleranos.

La exportación de gas hacia Chile opera hoy con volúmenes interrumpibles a través de GasAndes y NorAndino. Para establecer contratos firmes, Argentina requiere completar el segundo tramo del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner y asegurar capacidad de transporte desde la cuenca neuquina hacia los puntos de interconexión.

Chile evalúa el gas argentino como alternativa competitiva frente al LNG importado y como complemento para estabilizar su matriz eléctrica, que tiene alta participación renovable.

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La minería chilena demanda energía firme y estable para sus operaciones en el norte del país. La posibilidad de integrar renovables argentinas —particularmente proyectos solares del NOA con capacidad ociosa por restricciones de transporte— forma parte de la agenda técnica.

La coordinación regulatoria entre ENARGAS, CAMMESA y la Comisión Nacional de Energía de Chile es un componente central para definir condiciones de despacho, precios y capacidad de intercambio.

El avance del acuerdo depende de la disponibilidad de infraestructura, de la definición de reglas para exportaciones firmes y de la capacidad de ambos países para articular marcos regulatorios compatibles. Para Argentina, la integración permite monetizar excedentes de gas y mejorar la utilización de renovables.

Para Chile, ofrece una fuente de energía firme para su sistema eléctrico y para la minería del cobre, que concentra la mayor parte de la demanda industrial del país.

La negociación bilateral se inscribe en un escenario donde la región busca reemplazar el declive del gas boliviano y asegurar abastecimiento estable para industrias intensivas en energía.

La infraestructura disponible y la compatibilidad regulatoria serán determinantes para la escala de exportaciones argentinas y para la integración energética entre ambos países en la próxima década.

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DOS PROYECTOS MINEROS SE INCORPORAN AL RIGI Y ELEVAN EL PIPELINE A USD 30.000 MILLONES

El Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) sumó dos nuevos proyectos mineros aprobados por el Comité Evaluador: PSJ Cobre Mendocino, en Mendoza, y la ampliación de Cauchari‑Olaroz, en Jujuy.

La confirmación fue realizada por el ministro de Economía, Luis Caputo, a través de sus canales oficiales. Con estas incorporaciones, el régimen alcanza 16 proyectos admitidos y un volumen de inversión comprometida cercano a USD 30.000 millones, mientras otros veinte expedientes continúan en evaluación técnica.

La aprobación de ambos proyectos se inscribe en la estrategia del Gobierno de consolidar un esquema de inversiones de largo plazo en sectores exportadores. El RIGI, vigente desde 2024, establece un marco de estabilidad tributaria, aduanera y cambiaria por treinta años, junto con amortización acelerada, recupero anticipado de IVA, alícuota reducida del impuesto a las ganancias y exención de derechos de exportación.

El régimen también habilita mecanismos de resolución de controversias mediante arbitraje internacional.

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PSJ Cobre Mendocino: inversión de USD 891 millones y desarrollo cuprífero en Mendoza

El proyecto PSJ Cobre Mendocino, presentado por Minera San Jorge, prevé una inversión total de USD 891 millones para el desarrollo de una mina de cobre a cielo abierto ubicada en Uspallata, a 2.600 metros de altura. La iniciativa contempla entre dieciocho y veinticuatro meses de construcción y una vida útil estimada de dieciséis años, extensible según ampliación de reservas. La compañía proyecta una producción promedio de 40.000 toneladas anuales de cobre.

El ingreso al RIGI permite al proyecto acceder a un esquema de estabilidad normativa y a un régimen fiscal específico para inversiones de gran escala. La provincia de Mendoza incorpora así un desarrollo cuprífero de magnitud, en un contexto en el que el cobre se consolida como uno de los minerales estratégicos para la expansión de la oferta exportadora.

Cauchari‑Olaroz: ampliación de USD 1.241 millones y salto de capacidad en litio

El segundo proyecto aprobado corresponde a la ampliación de Cauchari‑Olaroz, operado por Exar, sociedad integrada por Ganfeng Lithium, Lithium Argentina y JEMSE. La inversión asociada asciende a USD 1.241 millones y permitirá elevar la capacidad instalada de 45.000 a 85.000 toneladas anuales de carbonato de litio. El salar produce desde junio de 2023 y es uno de los polos de mayor escala en la región.

La ampliación se orienta a consolidar la capacidad exportadora del complejo y a sostener un flujo creciente de divisas en un segmento donde la Argentina mantiene una posición relevante en el mercado internacional.

Impacto agregado y dinámica del régimen

Según Caputo, los dos proyectos generarán más de 8.000 empleos directos e indirectos. Con estas aprobaciones, el RIGI incorpora inversiones en cobre y litio, dos de los vectores centrales del desarrollo minero argentino. La cartera total de proyectos aprobados asciende a dieciséis, mientras que otros veinte continúan en proceso de evaluación por parte del Comité.

El régimen avanza así en la conformación de un pipeline de inversiones de largo plazo, con foco en sectores intensivos en capital y orientados a la exportación. La incorporación de proyectos mineros de gran escala refuerza la estrategia de diversificación productiva y de consolidación de un flujo sostenido de divisas bajo un marco de estabilidad normativa.

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DÓNDE SE CREARÁN 100.000 EMPLEOS Y QUÉ PERFILES DEMANDARÁN LAS NUEVAS INVERSIONES

Los anuncios de inversión realizados en el último año y medio, incluyendo y excediendo los proyectos canalizados por el RIGI, proyectan la creación de al menos 100.000 puestos de trabajo entre empleo directo, indirecto y en cadenas de proveedores.

De acuerdo con estimaciones del IERAL de Fundación Mediterránea, estos proyectos suman u$s 37.989 millones a nivel país y se concentran en sectores intensivos en capital como energía, minería, agroindustria, forestoindustria, siderurgia y servicios basados en conocimiento, con impactos diferenciados en cada región.

En la Patagonia, los anuncios alcanzan u$s 12.284 millones, principalmente en Neuquén y Río Negro, vinculados a petróleo, gas e infraestructura asociada a Vaca Muerta.

Esta región es la primera en términos de empleo esperado, con 35.564 puestos proyectados, de los cuales 19.000 corresponden directamente a petróleo y gas y el resto se distribuye entre construcción, servicios industriales, logística y proveedores especializados.

La región de Cuyo se ubica segunda en el ranking de empleo, con 27.575 puestos asociados a inversiones por u$s 10.146 millones. El impulso proviene de la minería de cobre y oro en San Juan, mientras que en Mendoza se suman proyectos vinculados a energía y modernización de refinerías, y en San Luis se destaca la industria alimenticia.

La combinación de minería metalífera y manufactura de alimentos genera una demanda significativa de mano de obra operativa, técnica y de servicios.

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En el Centro del país (Buenos Aires, Santa Fe, Córdoba, La Pampa y Entre Ríos), los anuncios suman u$s 5.198 millones y se proyecta la creación de 17.460 empleos. Los sectores que explican esta dinámica son energía, agroindustria, telecomunicaciones, industria alimenticia, siderurgia, producción de fertilizantes, tecnología, salud, turismo, transporte y desarrollos inmobiliarios.

La provincia de Buenos Aires concentra la mayor parte de las inversiones, principalmente en siderurgia y fertilizantes, mientras que en la Ciudad de Buenos Aires se agrupan proyectos de tecnología y servicios basados en conocimiento.

El NEA registra anuncios por u$s 2.658 millones y espera la creación de 13.718 empleos, ubicándose cuarto en términos de puestos generados pese a ser la región con menor monto de inversión.

La explicación está en la alta intensidad laboral de la forestoindustria: solo la planta de pasta de celulosa en Corrientes demandará 13.000 puestos de trabajo entre construcción y operación. Misiones suma la modernización de su planta de celulosa y proyectos turísticos, mientras que Chaco y Formosa concentran inversiones en parques solares y plantas industriales.

En el NOA, los anuncios alcanzan u$s 7.705 millones, motorizados por proyectos en el triángulo del litio (con Salta como uno de los polos principales), minería en Catamarca y agroindustria en Tucumán. Sin embargo, es la región con menor creación de empleo proyectada, con 11.150 puestos.

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El IERAL destaca que, aunque los montos de inversión son elevados, la minería de litio y minerales críticos presenta una baja intensidad de empleo directo, lo que obliga a pensar en políticas complementarias para desarrollar proveedores locales y servicios asociados que amplíen la base laboral.

En términos de perfiles laborales, los sectores energéticos y mineros demandarán operadores de equipos, técnicos electromecánicos, especialistas en perforación y completación, mantenimiento industrial, logística pesada, seguridad e higiene, geólogos, ingenieros de procesos y técnicos químicos.

La agroindustria y la industria alimenticia requerirán técnicos de planta, control de calidad, operarios calificados y perfiles logísticos, mientras que la forestoindustria y la celulosa sumarán técnicos forestales, operadores de procesos químicos y especialistas en mantenimiento.

En el Centro y en los grandes aglomerados urbanos, los proyectos de tecnología, telecomunicaciones y servicios basados en conocimiento impulsarán la demanda de desarrolladores, analistas de datos, especialistas en infraestructura digital y perfiles de soporte técnico.

Para el IERAL, la disparidad entre montos de inversión y empleo generado subraya la necesidad de políticas públicas complementarias que permitan que los sectores más dinámicos traccionen a sus proveedores locales.

En las regiones con menor intensidad laboral directa, como el NOA, los incentivos deberán orientarse a logística, capacitación de capital humano y estímulos fiscales para la creación o modernización de empresas proveedoras, con el objetivo de que el nuevo ciclo de inversiones se traduzca en una expansión más amplia y equilibrada del empleo.

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EL SHALE REORDENA EL MAPA ENERGÉTICO Y CAMBIA EL ROL DEL SECTOR EN LA MACRO

El crecimiento de los hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta comenzó a redefinir el rol del sector energético dentro de la macroeconomía argentina. Un informe del Instituto de Energía de la Universidad Austral ubicó el superávit comercial energético de 2025 en u$s 5.670 millones, resultado de una combinación de mayor producción de petróleo y gas, reducción de importaciones y expansión de las exportaciones.

El documento plantea que la energía dejó de ser solo un sector productivo para convertirse en una de las principales herramientas de estabilidad externa y generación de divisas.

Según el reporte, la producción de petróleo alcanzó los 906 mil barriles diarios en 2025, con un incremento interanual del 21%, y el shale oil ya explica más de dos tercios del total bombeado en el país.

En gas natural, la producción llegó a 141,45 millones de metros cúbicos diarios, con una suba del 11% frente al año anterior, mientras que el gas no convencional avanzó 20% y también supera los dos tercios de la oferta nacional.

El Instituto identifica a la Cuenca Neuquina como el principal centro de producción y señala que el autoabastecimiento aparece como una posibilidad concreta en el nuevo escenario.

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El estudio también releva la dinámica operativa del desarrollo shale: durante 2025 se realizaron unas 23.900 etapas de fractura y para 2026 se proyectan alrededor de 28.000, lo que implicaría un crecimiento de entre 20% y 22%. Este aumento de actividad se vincula con una mayor orientación hacia la producción petrolera y con la expansión de infraestructura asociada a un perfil crecientemente exportador.

En paralelo, la fuerte reducción de las importaciones de gas natural licuado desde 2024, profundizada en 2025, contribuyó a mejorar las reservas internacionales y a reducir la presión sobre el mercado cambiario.

Pese al cuadro favorable, el informe advierte que la consolidación de este nuevo escenario dependerá de la capacidad de ampliar la infraestructura de transporte, generación eléctrica y redes, así como de avanzar en una normalización tarifaria que permita reducir subsidios y sostener la inversión privada.

El Instituto de Energía subraya que la previsibilidad regulatoria y una visión estratégica de largo plazo serán condiciones necesarias para que el superávit energético se mantenga y el sector consolide su aporte a la estabilidad macroeconómica y al perfil exportador de la economía argentina.

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LUNAHUASI SE AFIRMA COMO UNO DE LOS DESCUBRIMIENTOS DE ULTRA ALTA LEY EN EL DISTRITO VICUÑA

El proyecto Lunahuasi, en San Juan, registró nuevos resultados de perforación con leyes de oro, plata y cobre que lo ubican entre los hallazgos más relevantes de los últimos años.

NGEx Minerals, parte del grupo canadiense Lundin, informó que en la Fase 4 de exploración el pozo DPDH028 interceptó 17,30 metros con una ley promedio de 207,79 g/t de oro, incluyendo tramos de dos metros con 1740 g/t y casi cinco metros con 60,10 g/t.

El intervalo corresponde a una estructura de sulfuro masivo y vetas de cuarzo con oro visible en la zona Saturn, una de las áreas prioritarias del sistema. Además del oro, el mismo tramo registró 1933,79 g/t de plata y 3,79% de cobre, mientras que otro segmento arrojó 6,85 metros con 17,24 g/t de oro, 511,81 g/t de plata y 1,37% de cobre.

Para estándares internacionales, se trata de leyes de ultra alta ley o “bonanza”, muy por encima de los rangos que hacen viable un proyecto tanto a cielo abierto como subterráneo.

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NGEx describió a Lunahuasi como un sistema epitermal de sulfuración intermedia a alta asociado a mineralización de cobre, oro y plata.

Las perforaciones identificaron mineralización en un área de más de 1100 metros de rumbo, 1100 metros de ancho y 1000 metros de profundidad vertical, y la compañía indicó que el sistema permanece abierto en varias direcciones, por lo que mantiene varios equipos de perforación activos dentro de un programa ampliado.

Aunque todavía no existe un recurso NI 43‑101 declarado, el tamaño del “footprint” mineralizado y la combinación de alta ley y escala refuerzan la relevancia del distrito Vicuña dentro del mapa metalífero regional.

El presidente y CEO de NGEx, Wojtek Wodzicki, señaló que los resultados continúan mostrando el potencial del proyecto como un sistema de alta ley y gran volumen.

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CHEVRON ENTRA AL NEGOCIO DE LAS NAFTAS DE LA MANO DE DAPSA Y SE METE EN LA PELEA CON YPF, SHELL Y AXION

Chevron eligió un socio local con fuerte presencia federal para acelerar su desembarco en el mercado minorista de combustibles argentino.

La petrolera estadounidense selló una alianza estratégica con Destilería Argentina de Petróleo S.A. (Dapsa), que le permitirá proyectar una expansión rápida de su red y competir de lleno con YPF, Shell y Axion en el negocio de las naftas y el gasoil.

Dapsa cuenta hoy con 180 estaciones de servicio de bandera distribuidas en 17 provincias y presentó un plan para duplicar su red en cinco años, con una primera meta de 350 puntos de venta.

La compañía forma parte de Sociedad Comercial del Plata, grupo diversificado que cotiza en bolsa y reúne más de 80.000 accionistas en 17 países, un respaldo que la firma destaca como clave para dar previsibilidad a los operadores actuales y a los que evalúan sumarse a la red.

Uno de los pilares de la alianza es la estructura de suministro y logística. Dapsa mantiene desde hace 23 años un acuerdo de provisión con YPF, vigente hasta fines de 2029, que garantiza producto para toda la red.

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A eso se suma una planta industrial con terminal portuaria propia en Dock Sud, con muelle y amplia capacidad de almacenamiento de hidrocarburos livianos y pesados, un activo que Chevron valoró como diferencial para asegurar una distribución eficiente en un mercado altamente competitivo.

La compañía también puso en marcha un proceso de modernización integral de sus estaciones, que incluye renovación de imagen, actualización tecnológica y una mejora profunda de las tiendas y propuestas gastronómicas.

El objetivo es ofrecer una experiencia homogénea en todo el país y alinearse con el nuevo estándar de servicio que ya impulsan las principales operadoras del mercado, donde la estación dejó de ser solo un punto de carga de combustible.

En paralelo, Dapsa avanza con una estrategia centrada en el operador: escucha activa, soporte comercial y herramientas digitales para gestionar la operación en tiempo real.

La empresa trabaja en la digitalización de los puntos de despacho, la comunicación minuto a minuto entre la base y cada surtidor y el lanzamiento de un programa de fidelización, con el foco puesto en productividad y eficiencia.

De cara a los próximos años, la visión es que las estaciones se transformen en espacios multimodales adaptados a cada comunidad: tiendas de conveniencia más desarrolladas, oferta gastronómica ampliada, espacios de coworking, conectividad de alta calidad y puntos de retiro de compras online.

Con Chevron como socio estratégico y un plan agresivo de expansión, Dapsa busca reposicionarse como un jugador de peso en el mercado de combustibles y disputar participación en un negocio históricamente dominado por tres grandes marcas.

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ENI fija la FID de Argentina LNG como hito clave de 2026 y YPF proyecta una inversión total cercana a los US$ 30.000 millones para el desarrollo completo del sistema

La compañía italiana ENI confirmó ante inversores en la Bolsa de Nueva York que la decisión final de inversión (FID) del proyecto Argentina LNG será el hito central de 2026 dentro de su planificación global.

La inclusión del proyecto en un ámbito regulado de comunicación corporativa lo posiciona como una de las iniciativas estratégicas del portafolio internacional de la empresa para el período 2026–2030.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, sostuvo que la definición de ENI constituye la señal más concreta sobre el avance del proyecto y ratifica la hoja de ruta acordada entre las compañías. El desarrollo se estructura con la participación de YPF, ENI y ADNOC/XRG, e incorpora un esquema de project finance internacional liderado por J.P. Morgan.

El proyecto prevé una inversión total estimada cercana a los US$ 30.000 millones para el sistema completo —incluyendo infraestructura de licuefacción, gasoductos troncales y el programa de pozos necesario para sostener una capacidad de exportación de 12 MTPA— mientras que el CAPEX industrial estrictamente asociado a la planta, obras marítimas y facilidades de superficie se ubica en torno a los US$ 24.000 millones, según la actualización presentada por YPF en sus instancias técnicas.

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La arquitectura del proyecto contempla una plataforma integrada de GNL en el Golfo San Matías, con dos unidades de licuefacción de 6 MTPA cada una, un gasoducto de gran diámetro desde Vaca Muerta, instalaciones de acondicionamiento y un programa aproximado de 800 pozos gasíferos para garantizar el suministro continuo.

El avance hacia la FID está condicionado a la implementación del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), considerado requisito habilitante para el cierre financiero y la firma de contratos de offtake de largo plazo. El Estado argentino interviene como autoridad regulatoria en materia fiscal, aduanera y ambiental.

En paralelo, el país avanza con el proyecto Southern Energy, que iniciará exportaciones de GNL mediante unidades flotantes a partir de 2027 y que ya firmó un contrato de suministro con una empresa europea por un volumen plurianual. Ambos desarrollos conforman la nueva plataforma exportadora de gas de la Argentina, aunque responden a escalas, socios y modelos operativos distintos.

La definición de ENI, la participación de ADNOC/XRG, la actualización del CAPEX industrial y la consolidación del esquema de financiamiento ubican a Argentina LNG como el proyecto energético de mayor envergadura del país para la próxima década y como uno de los desarrollos de GNL más relevantes del hemisferio sur.

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Argentina y Chile reactivan el esquema de minería binacional para proyectos de frontera bajo el Tratado de 1997 y avanzan en la agenda de integración cordillerana

Argentina y Chile reactivaron la agenda de minería binacional en el marco del Tratado de Integración y Complementación Minera de 1997, que habilita el desarrollo de proyectos integrados en zona de frontera, con operaciones, logística, aduana y plantas compartidas dentro de las Áreas de Operaciones Integradas (AOI).

La reactivación se articula a través de la Comisión Binacional de Comercio e Inversiones (COBIN), que desde 2024 sostiene mesas técnicas sobre permisos espejo, interoperabilidad aduanera, infraestructura cordillerana y estándares ambientales aplicables a proyectos de gran escala.

El esquema binacional vuelve a tomar centralidad por la presencia de proyectos de cobre de clase mundial en la franja cordillerana compartida. Entre ellos se destacan Constelación (integración de Josemaría en Argentina con Los Helados en Chile, bajo el grupo Lundin), Vicuña (NGEx – Filo Mining), Filo del Sol, y el área chilena de Los Helados, todos ubicados en zonas de alta montaña con glaciares, glaciaretes y permafrost.

Estos activos concentran una porción significativa del cobre no desarrollado del planeta, según bases internacionales de recursos minerales.

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La agenda binacional incorpora diferencias regulatorias relevantes: Chile mantiene un régimen más estricto en materia de glaciares y evaluación ambiental, mientras que Argentina opera con regulación provincial y sin una ley específica equivalente.

Esto obliga a que los proyectos integrados presenten estudios ambientales independientes en ambos países, con criterios técnicos diferenciados y cronogramas de aprobación no necesariamente sincronizados.

El avance del esquema binacional responde a factores estructurales: la necesidad de infraestructura cordillerana para proyectos de altura, la posibilidad de reducir CAPEX mediante plantas y servicios compartidos, el acceso a puertos chilenos para exportación y la presión internacional por ampliar la oferta de minerales críticos, en particular cobre.

La reactivación también implica coordinación en corredores logísticos, campamentos, energía, abastecimiento de agua y operación invernal en altura.

Para Argentina, la agenda tiene impacto directo sobre San Juan, donde se concentran los proyectos integrables con Chile. La articulación binacional permite acelerar definiciones sobre Josemaría, Filo del Sol y el clúster Vicuña–Constelación, que requieren infraestructura y permisos espejo para operar en continuidad geológica con el lado chileno.

La reactivación del tratado y la mesa técnica de la COBIN configuran un escenario de mayor integración operativa en la frontera y reordenan la planificación de los proyectos cupríferos de gran escala en la región andina.

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TanGo Energy ingresa al shale de Vaca Muerta en Río Negro con tres concesiones no convencionales y un piloto de US$ 66 millones

La provincia de Río Negro otorgó a TanGo Energy Argentina tres concesiones no convencionales en la ventana petrolera de Vaca Muerta: Entre Lomas, Jarilla Quemada y Charco del Palenque, con una superficie conjunta superior a los 150.000 acres.

Las áreas fueron reconvertidas a CENCH mediante el Decreto 509/26, que también formalizó la cesión de cinco áreas convencionales y tres concesiones de transporte desde Vista Energy hacia TanGo, consolidando una estructura operativa 50/50 entre ambas compañías.

El plan piloto aprobado contempla una inversión inicial de US$ 66 millones y la perforación de seis pozos durante la primera mitad de 2027, orientados a validar productividad y geometría de drenaje en el sector rionegrino de Vaca Muerta.

Las concesiones tienen una vigencia de 35 años, hasta 2061, y habilitan el desarrollo de shale oil en una zona históricamente convencional ubicada sobre el meridiano 10, en continuidad geológica con la ventana petrolera neuquina.

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La compañía proyecta un escenario de desarrollo ampliado con inversiones anuales del orden de US$ 200–250 millones, sujeto a la presentación de un proyecto bajo el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).

El objetivo declarado es alcanzar una producción de 60.000 barriles diarios en un horizonte de cinco años, condicionado a resultados del piloto, disponibilidad de infraestructura y cronogramas de inversión.

El ingreso de TanGo Energy posiciona a Río Negro como nueva frontera shale dentro del sistema Vaca Muerta. Aunque la provincia registra solo siete pozos no convencionales, estos representan 38% del petróleo provincial, lo que convierte al shale en un componente creciente de su matriz productiva.

La incorporación de tres CENCH y el inicio de un piloto de escala configuran un cambio estructural en la participación rionegrina dentro del desarrollo no convencional de la cuenca.

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First Quantum y Rio Tinto comprometen hasta US$ 546 millones para avanzar La Granja, uno de los mayores proyectos de cobre del mundo

First Quantum Minerals y Rio Tinto avanzan en el desarrollo del proyecto de cobre La Granja, ubicado en el distrito de Querocoto, región Cajamarca, Perú, con un esquema de inversión que prevé hasta US$ 546 millones destinados a estudios, ingeniería y trabajos de pre‑desarrollo.

El monto se suma a los US$ 105 millones ya desembolsados por First Quantum para adquirir el 55% de participación en el activo, mientras que Rio Tinto mantiene el 45%.

El último informe técnico NI 43‑101, con fecha efectiva 31 de diciembre de 2025, posiciona a La Granja entre los mayores depósitos de cobre no desarrollados del mundo.

El recurso actualizado reporta 4.831 millones de toneladas de recursos medidos e indicados con 0,48% Cu, y 5.206 millones de toneladas de recursos inferidos con 0,40% Cu, que en conjunto superan las 43 millones de toneladas de cobre contenido.

La base técnica se sustenta en más de 800 sondajes diamantinos y alrededor de 370.000 metros perforados.

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El proyecto se encuentra en fase de estudios avanzados y opera con una cadena de proveedores de escala en Perú para perforación, análisis geoquímicos, ingeniería, geotecnia y servicios ambientales.

La magnitud del recurso implica un diseño conceptual de operación a gran escala, con requerimientos significativos de infraestructura para procesamiento, transporte y manejo de relaves, en línea con los estándares de los principales proyectos cupríferos de la región andina.

La relevancia para Argentina surge de la presencia simultánea de First Quantum y Rio Tinto en el país, particularmente a través del proyecto Taca Taca en Salta, que prevé una inversión inicial estimada en ~US$ 4.200 millones y una producción cercana a las 300.000 toneladas anuales de cobre en su primera década.

La consolidación de La Granja en Perú y el avance de Taca Taca configuran un portafolio regional de cobre de gran escala bajo los mismos grupos, con impacto potencial sobre la demanda de proveedores, servicios técnicos y financiamiento para proyectos mineros en el Cono Sur.

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El Gobierno definió un esquema de financiamiento en 6 cuotas para el costo del GNL consumido por los hogares durante el invierno

El Gobierno estableció un mecanismo de financiamiento en seis cuotas para el costo del GNL utilizado en el abastecimiento residencial durante los meses de mayor demanda.

La medida aplica al componente PIST cuando el suministro proviene de GNL importado, cuyo precio supera al del gas local y genera un incremento estacional en el costo del insumo que se traslada a las distribuidoras.

El esquema fue instrumentado por la Secretaría de Energía y se integra a la definición de precios estacionales del gas para el período invernal. El diferimiento distribuye en seis meses posteriores la porción del costo vinculada al GNL, sin modificar el valor total del insumo. El ENARGAS deberá incorporar el mecanismo en los cuadros tarifarios y en los procedimientos de facturación de las distribuidoras.

El financiamiento responde a la necesidad de amortiguar el impacto del GNL en las facturas residenciales en un contexto de mayor consumo y de limitaciones en la capacidad de transporte que obligan a complementar la oferta local con importaciones.

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El esquema requiere instrumentos de compensación financiera para que las distribuidoras puedan cubrir el costo del gas adquirido por Enarsa y entregado al sistema durante el invierno.

La medida se articula con la planificación de abastecimiento para el período invernal, que combina producción local, gas de Vaca Muerta, contratos de importación y cargamentos de GNL. El diferimiento del costo del insumo busca estabilizar el flujo de fondos del sistema gasífero y reducir el riesgo de morosidad en los meses de mayor consumo residencial.

El mecanismo de cuotas se integra a la política de administración estacional del precio del gas y a la coordinación entre Secretaría de Energía, ENARGAS, Enarsa y distribuidoras para asegurar el abastecimiento invernal y la recuperación del costo del GNL dentro del esquema regulatorio vigente.

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Vaca Muerta se afirma como proyecto global: en Houston estiman inversiones acumuladas por US$130.000 millones hacia 2031

La presentación del caso Vaca Muerta en la Offshore Technology Conference (OTC) de Houston confirmó el interés sostenido del sector energético internacional por el desarrollo argentino.

Operadoras, proveedores y fondos especializados destacaron la competitividad técnica de la cuenca y la continuidad del proceso de expansión, que ya se refleja en mayores niveles de producción, infraestructura y exportaciones. En ese marco, distintas consultoras y organismos estimaron que el desarrollo podría movilizar inversiones acumuladas del orden de los US$130.000 millones hacia 2031, considerando upstream, midstream y servicios asociados.

El cálculo integra los requerimientos de perforación y completación de pozos horizontales, la ampliación de oleoductos y gasoductos, la construcción de plantas de tratamiento y la infraestructura necesaria para sostener exportaciones crecientes de crudo y gas. La reducción de costos operativos registrada en los últimos años —con descensos de entre 35% y 50% en pozos de alta productividad— y la disponibilidad de infraestructura de transporte permiten proyectar un escenario de expansión sostenida.

En Houston, representantes de YPF, Vista, Pan American Energy, Tecpetrol y del gobierno de Neuquén expusieron los avances operativos y la evolución de la productividad de los pozos, que en los bloques de mayor calidad se ubica en niveles comparables a los de cuencas maduras como Permian. También se destacó la ampliación del sistema de transporte, con la duplicación del Oleoducto del Valle, el desarrollo de Vaca Muerta Sur y la expansión de capacidad de almacenamiento y terminales offshore.

El esquema de inversiones estimado incluye entre US$55.000 y US$65.000 millones en perforación y completación, US$25.000 a US$30.000 millones en infraestructura de transporte y plantas de tratamiento, y un volumen adicional destinado a servicios, logística, equipamiento y obras complementarias. La magnitud del proceso refleja la escala que ha adquirido el desarrollo no convencional en la Argentina.

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Para Neuquén, el crecimiento del desarrollo implica mayor demanda de infraestructura vial, eléctrica y urbana, además de un incremento en la actividad de proveedores industriales y de servicios. Para el país, el avance del shale se traduce en mayor disponibilidad de crudo liviano para exportación, reducción de importaciones de combustibles y un aporte creciente de divisas.

El interés manifestado en Houston muestra que Vaca Muerta es percibida como un proyecto energético competitivo a nivel global, con un sendero de desarrollo que se apoya en resultados operativos verificables, infraestructura en expansión y un marco técnico que sostiene la continuidad del crecimiento. La proyección de inversiones acumuladas hacia 2031 surge de la evolución concreta que la cuenca viene mostrando y del posicionamiento que ha alcanzado en la agenda internacional.

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Exploración minera: GEMERA advierte por bajo nivel de conocimiento del subsuelo y plantea triplicar la inversión anual

El Grupo de Empresas Mineras Exploradoras de la República Argentina (GEMERA) advirtió que el país mantiene un bajo nivel de conocimiento de su subsuelo y que alrededor del 80% de su potencial geológico permanece sin exploración sistemática.

La entidad planteó que, para sostener un portafolio de proyectos a largo plazo, sería necesario triplicar la inversión anual en exploración hasta alcanzar del orden de los US$1.000 millones.

Según los datos presentados por GEMERA, la densidad de perforación exploratoria en Argentina se ubica en torno de los 3 a 5 metros por kilómetro cuadrado, frente a valores de 15 a 20 metros por kilómetro cuadrado en Chile y de 10 a 15 metros por kilómetro cuadrado en Perú. Esta diferencia se traduce en una menor tasa de descubrimientos y en una alta concentración de expectativas en un número acotado de proyectos de cobre y litio.

El diagnóstico fue expuesto por el presidente de GEMERA, Michael Meding, en el marco de encuentros sectoriales recientes, donde se remarcó que el ciclo de proyectos que hoy impulsa el interés por la minería argentina se apoya en decisiones de exploración tomadas hace más de dos décadas. Sin una expansión significativa de la exploración greenfield y brownfield, el pipeline de proyectos a 10 o 20 años corre el riesgo de quedar limitado.

La propuesta de GEMERA apunta a elevar la inversión anual en exploración desde niveles cercanos a los US$250 millones hasta aproximadamente US$1.000 millones, acompañada por condiciones que permitan ejecutar esos programas: estabilidad regulatoria, acceso a divisas para la importación de equipos, seguridad jurídica en catastro y servidumbres, y coordinación entre Nación y provincias. El objetivo es transformar el potencial geológico en recursos medidos y proyectos concretos.

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En el contexto de la transición energética, el cobre, el litio y otros minerales críticos adquieren un rol central en las cadenas globales de suministro. Argentina cuenta con un inventario relevante de proyectos en distintas etapas, pero la magnitud del territorio subexplorado indica que el margen para ampliar ese portafolio es significativo. Un aumento sostenido de la exploración permitiría diversificar la base de proyectos, reducir la dependencia de unos pocos y mejorar la posición del país en la competencia regional por capital de riesgo.

El planteo de GEMERA se inscribe en una agenda que combina la necesidad de atraer inversiones de largo plazo con el desarrollo de marcos regulatorios previsibles y de capacidades técnicas locales. La advertencia sobre el bajo nivel de conocimiento del subsuelo funciona, al mismo tiempo, como señal de riesgo y como recordatorio de que el potencial minero argentino sigue siendo amplio, siempre que la exploración se convierta en una política sostenida y no en un esfuerzo episódico.

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Los buques LR2 comienzan a integrarse al sistema exportador argentino en operaciones vinculadas a Vaca Muerta

El aumento del volumen exportable de crudo asociado al desarrollo de Vaca Muerta y el crecimiento del movimiento regional de combustibles están incorporando a la Argentina al segmento de los product tankers LR2, embarcaciones de gran porte utilizadas para transportar crudo liviano y derivados en rutas de media y larga distancia.

La presencia de estos buques en operaciones vinculadas al sistema energético marca un cambio en la escala logística disponible para la cuenca.

Los LR2 poseen capacidades del orden de 105.000 a 115.000 toneladas de porte bruto, con esloras cercanas a los 250 metros y calados operativos de 14 a 15 metros. Su utilización requiere terminales offshore o monoboyas con calado natural profundo, remolcadores de alta potencia y sistemas de carga aptos para operaciones de gran volumen. En comparación con los buques MR y LR1, habituales en el cabotaje y en exportaciones regionales, los LR2 permiten consolidar cargas mayores y reducir costos unitarios por tonelada transportada.

En las últimas semanas, embarcaciones de esta categoría comenzaron a operar en Puerto Rosales, en el marco de los embarques de crudo vinculados a Vaca Muerta. La terminal offshore operada en esa zona ya había recibido buques Suezmax, y la incorporación de LR2 amplía el rango de buques aptos para la exportación de crudo y derivados. Entre los buques identificados se encuentra el P Long Beach, que realizó operaciones de carga en la terminal.

El crecimiento de la producción neuquina, junto con la ampliación de la capacidad de transporte por oleoductos y la disponibilidad de almacenamiento, permite consolidar embarques de mayor escala. La infraestructura asociada —oleoductos duplicados, terminales offshore y sistemas de bombeo de alta capacidad— habilita la operación de buques de porte superior sin requerir dragados extensivos en puertos tradicionales.

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A nivel internacional, los LR2 son utilizados en polos exportadores consolidados como Medio Oriente, el Golfo de México y el Mar del Norte, donde la logística de crudo y derivados depende de terminales capaces de operar embarcaciones de alta capacidad. Su incorporación al esquema argentino se alinea con la tendencia de crecimiento de los volúmenes exportables de Vaca Muerta y con la necesidad de integrar la producción local a rutas marítimas de largo alcance.

La presencia de LR2 en operaciones vinculadas al sistema energético argentino anticipa requerimientos adicionales para la infraestructura portuaria del Atlántico Sur, incluyendo mejoras en servicios de practicaje, remolque, sistemas de amarre y capacidad de bombeo. También implica una mayor integración entre la infraestructura midstream y la logística marítima, en un contexto de expansión de la producción y de consolidación de la Argentina como exportador regular de crudo liviano.

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Río Negro avanza en la adjudicación de cinco concesiones no convencionales y extiende el desarrollo de Vaca Muerta hacia el norte de la cuenca

Río Negro se prepara para otorgar cinco concesiones de explotación no convencional (CENCH) en áreas ubicadas sobre la continuidad geológica de Vaca Muerta, en el límite con Neuquén.

El proceso incluye la reconversión de concesiones convencionales y la transición de permisos de exploración hacia desarrollos de largo plazo bajo el régimen previsto por la Ley de Hidrocarburos. La provincia cuenta actualmente con siete pozos orientados a Vaca Muerta que aportan cerca del 40% de su producción total de petróleo.

Tres de las nuevas concesiones corresponden a las áreas Entre Lomas, Jarilla Quemada y Charco del Palenque, ubicadas al oeste de la ruta nacional 151 y alineadas con el meridiano 10. Estas áreas son hoy concesiones convencionales operadas por Vista Energy y cuentan con un acuerdo de transferencia de titularidad a TanGo Energy. Una vez completado ese proceso, la provincia otorgará las CENCH con un plazo de 35 años, conforme al régimen no convencional.

En paralelo, los bloques Confluencia Norte y Confluencia Sur, operados por Phoenix Global Resources bajo permisos de exploración, se encuentran en la etapa final para su conversión a concesiones de explotación no convencional. Estos bloques concentran los únicos pozos productores de Vaca Muerta en la provincia y aportaron en marzo 7.750 barriles diarios sobre un total provincial de 20.500 barriles.

El esquema provincial incluye además permisos exploratorios vigentes en Cinco Saltos Norte, operado por Capex, y Cinco Saltos Sur, operado por Pan American Energy. La administración rionegrina evalúa licitar una nueva área con potencial hacia Vaca Muerta, ubicada al norte de los pozos perforados por Phoenix Global Resources.

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La reconversión de áreas convencionales a no convencionales está prevista en la Ley 27.007, que habilita la extensión de plazos de concesión para proyectos shale con compromisos de inversión y planes de desarrollo específicos. Este mecanismo permite a las operadoras asegurar horizontes de trabajo de largo plazo y a las provincias capturar parte del crecimiento de la actividad no convencional.

La expansión del desarrollo hacia Río Negro implica requerimientos adicionales de infraestructura vial, servicios petroleros y capacidad de evacuación de producción. También demanda coordinación regulatoria entre provincias para la operación de áreas ubicadas sobre la continuidad geológica de Vaca Muerta.

Con estas cinco nuevas concesiones, Río Negro incrementa su participación en el mapa operativo del shale y consolida un esquema de desarrollo que combina reconversión de áreas existentes, permisos exploratorios y nuevas licitaciones orientadas a ampliar la frontera productiva de la cuenca.

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YPF incorpora flota de fractura eléctrica y automatizada en Vaca Muerta, en línea con estándares operativos utilizados en Estados Unidos

YPF incorporará en Vaca Muerta una flota de fractura eléctrica provista por Halliburton, tecnología que hasta ahora operaba únicamente en Estados Unidos.

El sistema, denominado ZEUS, reemplaza los equipos de bombeo diésel por motores eléctricos de alta potencia y se integra con plataformas de automatización para la ejecución de etapas de completación. La compañía lo presentó en el ámbito técnico de la Society of Petroleum Engineers (SPE), en el capítulo Neuquén.

La flota eléctrica permite operar con generación en sitio a partir de gas del propio yacimiento o mediante conexión a infraestructura eléctrica disponible. El reemplazo de motores diésel reduce el consumo de combustibles líquidos, disminuye el mantenimiento mecánico y estabiliza los ciclos de bombeo en pads de alta actividad. La tecnología admite mayores volúmenes de bombeo y presiones sostenidas, lo que mejora la consistencia operativa en etapas de fractura.

YPF ya utiliza esquemas de fractura simultánea en dos pozos (Dual Frac), orientados a incrementar etapas por día y reducir tiempos de completación. La incorporación de flotas eléctricas se integra a esa estrategia, con el objetivo de mejorar la eficiencia en pozos horizontales de alta demanda energética.

La experiencia internacional muestra que este tipo de flotas se utiliza en cuencas de shale como Permian y Eagle Ford en Estados Unidos, donde se registraron reducciones de costos operativos y menor variabilidad entre etapas. En Canadá, su adopción es más limitada por condiciones climáticas y disponibilidad eléctrica, aunque se emplean sistemas híbridos con generación modular en locación.

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En Vaca Muerta, la operación de flotas eléctricas implica menor circulación de camiones cisterna, reducción del riesgo operativo en locación y menor presión sobre rutas provinciales. También demanda infraestructura complementaria, como generación eléctrica modular, sistemas de control digital y mantenimiento especializado en motores eléctricos.

Para los proveedores del sector, la incorporación de esta tecnología abre requerimientos asociados a equipamiento eléctrico de alta potencia, sistemas de monitoreo, logística de generación y servicios de mantenimiento. Para la cuenca, representa un avance en la estandarización de prácticas utilizadas en polos internacionales de shale.

La integración de flotas eléctricas y automatizadas se suma a los procesos de digitalización y eficiencia operativa que YPF viene aplicando en sus desarrollos no convencionales, en un contexto de expansión de la actividad y de mayor exigencia en estándares ambientales y operativos por parte de los mercados de exportación.

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YPF ajusta su estructura de costos, modifica el esquema contractual con proveedores y condiciona la expansión de Vaca Muerta y LNG a productividad verificable

YPF ejecuta en 2026 un ajuste integral de su estructura de costos para sostener la expansión simultánea de perforación, completación y proyectos estratégicos. La compañía concentra su política operativa en competencia directa entre proveedores, precios unitarios críticos y contratos basados en productividad.

El objetivo es estabilizar una base de costos que permita sostener un nivel de actividad superior al actual en un contexto de mayor escala y exigencia operativa.

El esquema se apoya en la identificación de cinco o seis precios unitarios que explican la mayor parte del costo del pozo. YPF aplica un proceso de competencia directa entre proveedores existentes y habilita la entrada de nuevos actores para ampliar la oferta.

La reducción obtenida en servicios críticos comenzará a observarse en los pozos perforados durante 2026, con impacto en perforación, completación y logística asociada.

La compañía sostiene que la modalidad contractual vigente en la industria local no alinea productividad con precio. El enfoque Toyota Way se incorpora como referencia para ordenar la cadena de valor del pozo, con contratos que establecen metas verificables, continuidad operativa y mecanismos de reemplazo para proveedores que no cumplan con los objetivos.

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El modelo busca evitar la transferencia de estructuras internas al precio y asegurar que la eficiencia sea compartida entre operadora y contratistas.

La escala prevista para 2026–2027 exige una capacidad operativa equivalente a tres veces la actual en gas y más del doble en petróleo. La expansión simultánea en La Amarga Chica, La Moctura Sur y áreas compartidas con socios internacionales obliga a coordinar gobernanza, asignación de capital y secuencias operativas.

Cada socio opera con su propio esquema de aprobación, lo que requiere un ordenamiento interno para sostener la velocidad de ejecución.

El proyecto de LNG introduce un componente adicional. YPF y sus socios internacionales trabajan en la documentación del FID y en la preparación del Virtual Data Room para financiamiento. La definición del marco provincial asociado al proyecto es necesaria para cerrar cálculos económicos y asegurar previsibilidad contractual.

La magnitud del proyecto exige contar con ese marco en el corto plazo para avanzar en la siguiente fase.

La volatilidad del precio del petróleo condiciona la planificación, pero no altera la estrategia operativa. La compañía identifica un escenario de oferta restringida a nivel global, pero sostiene que la base del plan es la productividad y no las señales coyunturales de mercado. La comparación con Estados Unidos se centra en costos unitarios, escala y carga impositiva, con el objetivo de mantener competitividad en pozos de shale.

El ajuste en la estructura de costos y en la relación con proveedores se convierte en un componente central para sostener la expansión de Vaca Muerta y la futura cadena de LNG. La capacidad de ejecutar pozos con productividad verificable condiciona la continuidad del crecimiento y la viabilidad de los proyectos estratégicos previstos para los próximos años. La industria local enfrenta una exigencia operativa que requiere escala, eficiencia y contratos alineados a resultados.

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Vista recalibra su plan 2026–2028 tras la compra de Equinor y eleva producción, inversión y flujo de caja en Vaca Muerta

Vista Energy presentó una actualización integral de su plan estratégico 2026–2028 luego de cerrar la adquisición de la participación de Equinor en los bloques Bandurria Sur y Bajo del Toro.

La operación incorpora 22.000 barriles equivalentes diarios (boe/d) a su portafolio y eleva la producción total de la compañía a más de 160.000 boe/d, consolidando su posición como el principal operador independiente de hidrocarburos del país.

La compañía informó que la ampliación de escala permite acelerar el ritmo de desarrollo en Vaca Muerta y mejorar su capacidad exportadora. El nuevo plan de inversiones para 2026 asciende a USD 1.800 millones, un incremento del 12,5% respecto de las proyecciones presentadas en noviembre de 2025. Para el período 2026–2028, el despliegue total de capital alcanzará USD 5.600 millones, cifra 17% superior a la estimada previamente.

En materia operativa, Vista proyecta alcanzar 208.000 boe/d en 2028, un 16% por encima de las metas anteriores, apoyada en un inventario de pozos de alta productividad en sus áreas núcleo. Hacia 2030, la compañía revisó su objetivo de producción a 250.000 boe/d, un 25% más que la estimación previa.

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La actualización también incluye una revisión al alza de los resultados financieros esperados. Para 2026, Vista prevé un EBITDA ajustado de USD 3.000 millones, lo que representa un aumento del 58% respecto de la proyección anterior.

El flujo de caja libre acumulado para el período 2026–2028 se estima en USD 2.800 millones, un incremento del 87% frente a los USD 1.500 millones comunicados en 2025. La empresa anticipó que destinará estos excedentes a reducir deuda y alcanzar un apalancamiento neto de 1.0x hacia fines de 2026, dos años antes de lo previsto.

La compañía también ajustó su visión de largo plazo. Para 2030, proyecta generar USD 2.000 millones anuales de free cash, un 33% más que la estimación previa, reflejando una estructura operativa más eficiente.

Vista destacó que ya lleva invertidos más de USD 6.500 millones en Argentina y que la consolidación de eficiencias en desarrollos no convencionales sustenta la nueva hoja de ruta.

La adquisición de los activos de Equinor y la revisión del plan estratégico profundizan la expansión de Vista en Vaca Muerta y aumentan la demanda de servicios críticos en perforación, completación, logística, ingeniería y metalmecánica, en un contexto de alta utilización de capacidad en la cadena de proveedores energéticos.

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El Gobierno avanza con el Súper RIGI: un régimen industrial complementario al RIGI vigente para atraer manufactura tecnológica vinculada a energía y minería

El Gobierno nacional finaliza la redacción del denominado Súper RIGI, un nuevo régimen de incentivos para grandes inversiones que se presentará al Congreso como complemento del RIGI vigente.

El esquema reduce la alícuota del Impuesto a las Ganancias al 15%, incorpora una amortización acelerada más agresiva y elimina aranceles de importación para bienes vinculados a la producción, además de derechos de exportación para los productos generados bajo el régimen.

También establece límites impositivos para provincias y municipios adheridos, con un tope de 0,5% para Ingresos Brutos y la prohibición de tasas municipales asociadas a las ventas.

El Súper RIGI apunta a sectores industriales que hoy no están desarrollados en Argentina. El Ministerio de Economía identifica como objetivos la fabricación de baterías de litio, autos eléctricos, paneles solares, turbinas eólicas, fertilizantes y desarrollos vinculados al uranio, además de actividades agroindustriales, pesqueras y forestales.

El régimen busca atraer inversiones de empresas globales que integren cadenas de valor completas y que requieran un marco fiscal estable para proyectos de capital intensivo.

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El RIGI vigente ya cuenta con 13 proyectos aprobados, que superan los USD 18.000 millones, y un pipeline total de USD 94.965 millones entre iniciativas aprobadas y en evaluación.

La minería concentra la mayor parte del régimen, con el cobre representando el 73% del CAPEX minero, a través de proyectos como Los Azules, Agua Rica–MARA, El Pachón, Josemaría y Filo del Sol. También avanzan expansiones de litio —incluyendo inversiones de Rio Tinto en Catamarca y Salta— y obras de infraestructura logística como el puerto multipropósito de Timbúes.

La articulación entre el RIGI extractivo y el Súper RIGI industrial configura un esquema dual. El RIGI actual concentra inversiones en minería, energía e infraestructura, mientras que el Súper RIGI se orienta a manufactura tecnológica asociada a la transición energética.

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Esta diferenciación permite que proyectos de litio, cobre, gas, petróleo y transmisión se complementen con inversiones industriales en baterías, electromovilidad, paneles solares, turbinas eólicas y equipos eléctricos de potencia.

El régimen industrial propuesto se integra con el RIMI, que opera como mecanismo de incentivo para la inversión en maquinaria, certificaciones y ampliación de capacidad productiva.

La combinación entre RIMI y Súper RIGI habilita la reconversión de proveedores industriales que hoy operan con capacidad ociosa y que no están homologados para participar en cadenas energéticas y mineras.

La posibilidad de financiar certificaciones, ensayos, equipamiento y auditorías técnicas permite ampliar la base de proveedores calificados y reducir tensiones operativas en sectores donde la demanda supera a la oferta.

La efectividad del Súper RIGI dependerá de la definición del monto mínimo de inversión, la precisión de las nomenclaturas arancelarias incluidas y la coordinación fiscal con provincias y municipios.

El régimen se presenta como un instrumento para complementar el RIGI extractivo con un esquema industrial que permita transformar recursos naturales en producción manufacturera y reducir la dependencia de importaciones en insumos críticos para la transición energética.

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La tensión en la cadena de proveedores energéticos abre una ventana para integrar capacidad industrial ociosa mediante el RIMI y financiamiento dirigido

La expansión simultánea de Vaca Muerta, LNG, minería del NOA y obras de transmisión mantiene tensionada la cadena de proveedores energéticos. Las operadoras identifican déficit en metalmecánica pesada, piping, tableros eléctricos, montajes electromecánicos, ingeniería de detalle y logística crítica.

La necesidad de incorporar proveedores adicionales llevó a la entrada de empresas extranjeras y a esquemas de financiamiento directo por parte de operadoras y EPCistas para sostener la velocidad de ejecución.

En paralelo, la industria manufacturera general opera con una Utilización de la Capacidad Instalada del 54,6%, por debajo del 58,6% del año anterior. La caída del IPI en el primer trimestre y la morosidad del 8,2% reflejan capacidad ociosa en segmentos industriales que no participan de la cadena energética.

Esa capacidad no es automáticamente transferible: la mayoría de las pymes industriales no cumple normas API, ASME, IEC, IRAM ni estándares de QA/QC requeridos para oil & gas, minería o transmisión. Son proveedores potenciales, pero no homologados.

El cruce entre ambos sistemas —cadena energética tensionada y capacidad industrial ociosa— genera una oportunidad concreta. El Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones (RIMI) permite financiar la reconversión técnica de proveedores invisibles hacia estándares energéticos.

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El régimen reduce el costo fiscal de invertir, acelera amortizaciones y mejora el flujo de caja, lo que habilita financiamiento bancario y provincial. Las operadoras ya financian auditorías, certificaciones y equipamiento crítico para ampliar la base de proveedores calificados.

La integración de proveedores invisibles requiere capital inicial. Ese financiamiento proviene de cuatro fuentes: operadoras y EPCistas que necesitan ampliar oferta; bancos que mejoran condiciones cuando el RIMI reduce riesgo fiscal; fondos provinciales orientados a proveedores locales; y capital propio de pymes que encuentran viabilidad económica con amortización acelerada. El RIMI no financia por sí mismo, pero habilita la estructura para que el sistema energético financie la homologación.

La incorporación de proveedores invisibles reduce costos unitarios en estructuras metálicas, piping, tableros, montajes y obras civiles. También acorta plazos de entrega y disminuye la dependencia de proveedores extranjeros. La reconversión industrial permite absorber la demanda creciente de proyectos energéticos y mineros, y sostiene la ejecución simultánea de obras de transmisión, plantas de proceso y facilidades de superficie.

La oportunidad para Argentina consiste en transformar capacidad industrial ociosa en capacidad energética certificada. La ampliación de la base de proveedores reduce tensiones operativas, mejora la competitividad de proyectos estratégicos y fortalece la cadena de valor nacional en un contexto de expansión acelerada de la inversión energética.

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Pacific Rim inicia un proyecto de USD 408,7 millones para desarrollar Diablillos y construir una planta de procesamiento de 3,15 Mt/año en Salta y Catamarca

Pacific Rim Mining Corporation ejecutará un proyecto de USD 408,7 millones para desarrollar el yacimiento Diablillos, ubicado entre Salta y Catamarca, orientado a la producción de oro y plata.

La iniciativa contempla la construcción de una planta de procesamiento con capacidad de 3,15 millones de toneladas anuales, junto con obras de infraestructura asociadas, caminos de acceso, campamentos, laboratorios y sistemas de abastecimiento de agua y energía.

El plan de inversión prevé un desembolso de USD 98,5 millones durante el primer año y USD 253,9 millones en el segundo, con el monto restante distribuido en etapas posteriores. Las obras comenzarán en julio de 2026 y se extenderán durante tres años, con el objetivo de poner en operación la planta hacia 2029.

El proyecto requiere infraestructura específica para operar en altura, incluyendo captación y distribución de agua, provisión energética, accesos viales y soporte logístico continuo.

La construcción de caminos, instalaciones de campamento, laboratorios y sistemas de abastecimiento demandará una participación sostenida de contratistas regionales durante toda la fase de obra.

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Pacific Rim estimó que el 55% de la inversión se canalizará a proveedores locales, un nivel de integración superior al estándar habitual en proyectos metalíferos. Este porcentaje anticipa una mayor demanda de servicios metalmecánicos, obras civiles, transporte, ingeniería, montaje y provisión de insumos en el NOA, en un contexto de expansión simultánea de proyectos de litio, cobre y oro en la región.

La escala del proyecto y su localización en una zona con actividad minera creciente se integran a un conjunto de desarrollos en ejecución en Salta y Catamarca, que incluyen ampliaciones de capacidad en litio, obras de infraestructura energética y nuevos emprendimientos metalíferos.

La puesta en marcha de Diablillos requerirá capacidad adicional en redes eléctricas, abastecimiento de combustibles, transporte de materiales y servicios especializados para operación continua.

La autorización del proyecto habilita el inicio de la ingeniería de detalle y los procesos de contratación para cumplir con el cronograma previsto.

Diablillos se incorpora así al conjunto de proyectos metalíferos en desarrollo en el NOA, con un esquema de inversión orientado a infraestructura, planta de proceso y servicios asociados, y con un nivel de participación local que anticipa un impacto directo sobre la cadena de proveedores regionales.

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YPF prepara una presentación de gran escala al RIGI para asegurar feedgas del proyecto de LNG de Vaca Muerta

YPF avanza en la estructuración de una presentación de gran escala al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones para asegurar volúmenes firmes de gas destinados al proyecto de gas natural licuado asociado a Vaca Muerta.

La iniciativa integra producción incremental, gasoductos dedicados y una planta de licuefacción con infraestructura portuaria, bajo un esquema contractual que requiere estabilidad fiscal y cambiaria de largo plazo. El RIGI opera como marco habilitante para contratos de suministro, financiamiento y participación de socios estratégicos en un proyecto cuyo CAPEX se ubica en el rango de inversiones que necesitan previsibilidad regulatoria por varias décadas.

La demanda de feedgas para un tren de LNG exige reorganizar la curva de producción en Neuquén y asegurar capacidad de transporte continua hacia la planta. Esto implica perforación sostenida, mayor actividad de completación y ampliaciones en midstream que permitan sostener volúmenes firmes durante todo el año.

La presentación al RIGI integra estos componentes en una estructura única que articula upstream, transporte y licuefacción, y define un flujo de obra que condiciona la planificación energética nacional y la disponibilidad de gas para el mercado interno en períodos de alta demanda.

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El proyecto genera un impacto directo sobre proveedores de servicios especializados, incluyendo perforación, fractura, ingeniería, EPC, compresión, criogenia, válvulas, instrumentación, piping, obras civiles y logística pesada. La escala del LNG activa contratos de largo plazo para contratistas de gasoductos, operadores portuarios, empresas de izaje, transporte de cargas especiales y servicios auxiliares en campamentos y obras.

La demanda de equipos criogénicos, tanques, sistemas eléctricos y componentes de control se expande en función de la configuración final del tren de licuefacción y de la infraestructura marítima asociada.

En el territorio, la obra concentra actividad en Neuquén, Río Negro y Buenos Aires, con impacto en rutas, accesos, disponibilidad de mano de obra y capacidad de servicios locales. La integración del proyecto en el sistema nacional modifica la asignación de gas para generación eléctrica y redes de distribución, y redefine la estructura de precios relativos entre el mercado interno y la exportación.

La presentación al RIGI constituye el paso previo a la decisión final de inversión y establece las condiciones para un vector de exportación de largo plazo que reorganiza la matriz energética y la cadena de proveedores vinculada a Vaca Muerta.

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Vista amplía su posición en Vaca Muerta tras adquirir los activos de Equinor en Argentina

Vista adquirió los activos de Equinor en Argentina en una operación que modifica la distribución de operadores en el upstream y amplía su posición en áreas de shale oil en Neuquén. La salida de Equinor responde a una decisión global de reorganización de portafolio orientada a priorizar proyectos offshore de alta productividad en Brasil, Noruega y el Reino Unido, y a reducir participación en activos onshore de menor escala.

La desinversión forma parte de un proceso internacional que incluye la venta de posiciones en Estados Unidos, África y Asia, y no se vincula con condiciones locales ni con la evolución técnica de Vaca Muerta.

La incorporación de los activos permite a Vista integrar bloques adicionales bajo un modelo operativo basado en eficiencia, disciplina de costos y continuidad de perforación. La transición se realiza sobre infraestructura existente y bajo un esquema que mantiene producción, logística y empleo sin interrupciones.

El movimiento redistribuye actividad entre operadores con estrategias centradas en recursos no convencionales y ajusta la estructura de operación en la cuenca.

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El cambio de titularidad impacta en la cadena de proveedores mediante la revisión de contratos de perforación, completación, transporte, mantenimiento, obras civiles y logística. Vista opera con estándares operativos y productivos específicos que requieren reorganización de servicios y adaptación de pymes locales a ritmos de obra más intensivos.

La salida de Equinor implica la reconfiguración de servicios asociados a su estructura operativa previa y la reasignación de demanda hacia proveedores con capacidad de cumplir los nuevos requerimientos.

En el plano territorial, la continuidad de actividad evita la caída de equipos y sostiene el flujo de obra en Neuquén. La operación se inscribe en una dinámica global donde compañías con foco en offshore reducen exposición en activos onshore, mientras que operadores con estructura ágil y orientación al shale incrementan participación en la cuenca.

La decisión de Equinor responde a criterios internacionales de retorno, escala y especialización tecnológica, y no altera la trayectoria de desarrollo de Vaca Muerta ni su atractivo para operadores alineados a recursos no convencionales.

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Producción real, bloques clave, control accionario y nuevos ingresos: la radiografía completa de quién manda en la energía argentina en 2026.

Producción real, bloques clave, control accionario y nuevos ingresos: la radiografía completa de quién manda en la energía argentina en 2026.

El mapa empresario de la energía argentina atraviesa en 2026 su mayor reconfiguración desde la irrupción del shale. Los datos oficiales de producción, los movimientos accionariales y las autorizaciones regulatorias muestran que el poder del sector se organiza en cuatro anillos: petróleo y gas, generación eléctrica, transporte y distribución, y renovables–comercialización.

El disparador de Infobae se confirma en su estructura general, pero los datos oficiales permiten jerarquizar actores, corregir pesos relativos y depurar nombres sin incidencia real.

En petróleo y gas, la concentración es extrema: YPF, Pan American Energy, Vista y Pluspetrol explican el 80% del petróleo argentino, con bloques que funcionan como plataformas de control —Loma Campana, La Amarga Chica, Bajada del Palo Oeste, Bandurria Sur, Sierras Blancas–Cruz de Lorena–CASO y Fortín de Piedra—.

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El ingreso formal de Continental Resources, autorizado por el Decreto 447/2026 de Río Negro, incorpora capital norteamericano al shale, aunque sin producción aún. La estructura PAE (52%) – Continental (13%) – Tango Energy (35%) marca la primera concesión no convencional de Río Negro y abre competencia territorial con Neuquén.

En generación eléctrica, el poder se reparte entre Pampa Energía, Central Puerto, YPF Luz, AES, MSU Energy, Genneia y Enel (en proceso de salida).

Pampa opera con integración vertical con transporte (Transener) y gas, mientras que Central Puerto mantiene liderazgo térmico y participación creciente en renovables. MSU Energy sostiene expansión térmica con contratos CAMMESA, y Genneia continúa como actor dominante del eólico con proyectos RenovAr y MATER.

En transporte y distribución eléctrica, el control se organiza por jurisdicción: Transener (Pampa–IEASA) domina el transporte nacional, mientras que Edenor (Vila–Manzano–Filiberti) y Edesur (Enel en salida, con transición regulatoria) concentran el AMBA. Las distribuidoras provinciales —EPEC, EPEN, EPE, DPEC, EDESAL, EDESA— mantienen peso territorial y condicionan inversiones locales.

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El déficit global de petróleo reconfigura flujos, precios y prioridades de inversión en 2026

El cierre parcial del Estrecho de Ormuz y la interrupción de infraestructura crítica en Medio Oriente retiraron del mercado volúmenes que no pueden ser reemplazados en el corto plazo.

La pérdida combinada de crudo liviano y mediano afecta la disponibilidad para refinerías asiáticas y europeas, mientras que la capacidad ociosa de la OPEP+ permanece sin activar por decisión estratégica. La caída de inventarios comerciales y estratégicos confirma un déficit físico que se traslada a precios y a la estructura global de fletes.

La reducción de flujos desde Arabia Saudita, Irak, Kuwait, Irán y Emiratos altera la composición de mezclas que utilizan las refinerías simples de Asia y África, que dependen de crudos livianos para sostener márgenes.

La menor disponibilidad obliga a reconfigurar corrientes marítimas, incrementa el costo de los VLCC y desplaza demanda hacia productores con capacidad de respuesta rápida. Estados Unidos, Brasil y Guyana capturan parte del espacio dejado por Medio Oriente, mientras que la oferta de gas asociado cae y presiona el mercado global de LNG.

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El déficit de crudo liviano modifica la estructura de precios relativos y amplía la brecha entre calidades, con impacto directo en la planificación de mantenimiento y en la operación de refinerías que no pueden sustituir livianos por pesados sin afectar rendimientos.

La caída de 85 millones de barriles en inventarios globales en marzo y la reducción de seis millones de barriles diarios en capacidad de refinación regional configuran un escenario de tensión que condiciona decisiones de inversión en upstream y midstream.

Para Argentina, la restricción global de crudos livianos mejora la competitividad del Medanito en mercados que enfrentan menor disponibilidad desde Medio Oriente. El diferencial de precio favorece exportaciones de shale y acelera la necesidad de infraestructura de evacuación para evitar cuellos de botella internos.

La saturación de refinerías locales y la brecha entre precios internos y paridad de importación presionan márgenes en un contexto de mayor costo de combustibles importados. La reconfiguración de flujos globales abre oportunidades para contratos spot en Asia, pero también incrementa el costo logístico y la volatilidad en fletes y seguros marítimos.

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El RIGI se instala como eje de la estrategia económica: Argentina proyecta un portafolio potencial de USD 140.000 millones

El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) opera como instrumento central del Gobierno para reposicionar a Argentina dentro del mapa regional de capital. La administración proyecta un portafolio potencial de USD 140.000 millones en proyectos de energía, minería e infraestructura que evalúan ingresar al esquema, con iniciativas en distintas etapas de madurez técnica y financiera.

El régimen opera como marco de estabilidad fiscal y regulatoria para inversiones de escala y redefine la estructura de incentivos para proyectos intensivos en capital.

El RIGI establece estabilidad fiscal por 30 años, amortización acelerada, libre disponibilidad de divisas y un marco jurídico orientado a reducir riesgo regulatorio. La combinación de incentivos tributarios y previsibilidad normativa generó un aumento en la presentación de proyectos vinculados a petróleo y gas, cobre, litio, midstream, petroquímica, transporte eléctrico y obras logísticas asociadas a exportaciones.

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El Gobierno sostiene que el régimen modificó la ecuación económica de los proyectos y amplió el universo de iniciativas en análisis.

El horizonte temporal es el principal punto de tensión. El régimen vence en 2027 y los proyectos de gran escala requieren previsibilidad de largo plazo para avanzar a ingeniería y construcción.

Empresas, cámaras sectoriales y gobiernos provinciales plantean que la continuidad del esquema es condición para transformar el portafolio potencial en desembolsos efectivos y evitar que capitales globales migren hacia jurisdicciones con marcos regulatorios más estables. La discusión quedó instalada en la agenda económica y condiciona la velocidad de ejecución del pipeline nacional.

La lectura internacional es consistente: Argentina vuelve a aparecer como destino competitivo para inversiones intensivas en capital, pero la certidumbre regulatoria determinará cuántos de los proyectos previstos alcanzan etapa de obra y operación.

El RIGI funciona como plataforma de ordenamiento para expectativas, cronogramas y decisiones de inversión en los próximos años.

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El 12° Latam Economic Forum reunirá a referentes de la economía con Milei como orador central

La nueva edición se realizará el 28 de mayo en la Ciudad de Buenos Aires con una agenda centrada en el escenario global y los desafíos estructurales del país. Participarán dirigentes, analistas y empresarios en un encuentro con fines solidarios.

La duodécima edición del Latam Economic Forum se realizará el jueves 28 de mayo en el Goldencenter de Parque Norte, en la Ciudad de Buenos Aires. El evento, que desde 2013 convoca a figuras clave del ámbito público y privado, se consolidó como un espacio de referencia para el debate económico con impacto social.

La propuesta combina análisis económico, actualidad política y compromiso con el desarrollo social, con la premisa de reunir voces diversas para interpretar el contexto nacional y global.

Según los organizadores, el objetivo es anticipar los desafíos que enfrentan la Argentina y América Latina en un escenario marcado por transformaciones económicas y redefiniciones políticas a nivel mundial.

Desde su primera edición en 2013, el foro, organizado por el analista financiero Darío Epstein y su equipo de Research for Traders, reunió a más de 8.000 asistentes a lo largo de los años. Los debates incluyen miradas desde la gestión pública, el sector privado y el análisis económico, con la participación de protagonistas que inciden directamente en la agenda.

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10 Phmf

Para la 12° edición está prevista la participación del presidente de la Nación, Javier Milei, junto al canciller Pablo Quirno; el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; el titular de Pampa Energía y Grupo Emes, Marcelo Mindlin; el politólogo Fabián Calle; y el presidente de Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA), Claudio Zuchovicki. La jornada comenzará a las 8:30 con la acreditación y un desayuno, seguida de la apertura institucional y el cierre estará a cargo de Milei.

Además de la relevancia de sus expositores, cuya participación es totalmente ad honorem,
el foro se distingue por su modelo: el 100% de lo recaudado a través de entradas y sponsors
se destina a programas sociales. Este año será nuevamente a beneficio de La Fundación de Acción Social de Jabad y la Asociación Cooperadora del Hospital de Niños Dr. Ricardo Gutiérrez.

Otras instituciones apoyadas en ediciones anteriores han sido la Fundación Sí, dedicada a la inclusión social y educativa de jóvenes; MACMA, enfocada en la prevención del cáncer de mama; y Leoncito Dan, que impulsa acciones solidarias para el acompañamiento de niños y familias.

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El impacto solidario constituye uno de los pilares del foro y uno de sus principales diferenciales. Lo recaudado entre entradas y sponsors del último foro permitió financiar tanto programas estructurales de asistencia social como intervenciones concretas en salud y condiciones de vida de sectores vulnerables.

Se esperan más de mil asistentes en el evento, que tendrá lugar en el Goldencenter de Parque Norte en CABA (Prensa Latam Economic Forum).

A través de la Fundación de Acción Social de Jabad, se sostuvo una red de contención que alcanza a unas 3.000 personas, mediante programas de niñez, fortalecimiento familiar y asistencia directa a más de 700 familias.

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Coorganizadora del evento y activa desde 1989, también impulsa centros de día, hogares convivenciales, una clínica odontológica y espacios de inclusión para adultos mayores, además de iniciativas destinadas a jóvenes en situación de vulnerabilidad que combinan asistencia con generación de oportunidades laborales.

Parte de los recursos se canalizó hacia la Asociación Cooperadora del Hospital de Niños Ricardo Gutiérrez, organización sin fines de lucro que, desde 1956, financia equipamiento, infraestructura y acompaña a familias durante tratamientos médicos de niñas, niños y adolescentes de todo el país.

En ese sentido, gracias a lo recaudado en el evento se adquirió un ecógrafo con transductor lineal y un electrocardiógrafo móvil de doce derivaciones, equipamiento clave para el área de cirugía cardiovascular infantil.

El bono contribución para asistir al evento es de $100.000 en preventa y $120.000 en la modalidad general. La inscripción se realiza a través de la plataforma Eventbrite.

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El costo oculto del shale argentino

Según Adolfo Storni, gerente general de CAPEX, el costo de perforar un pozo en Vaca Muerta es hoy un 50% superior al de Estados Unidos.

La frase, dicha en Houston durante la Offshore Technology Conference, expone un punto que la industria conoce pero rara vez formula en público: el shale argentino no es caro por su geología, sino por su superficie. La roca es buena; el sistema operativo no.

La diferencia de costos no surge del subsuelo, sino de una cadena de servicios y logística que mantiene precios desalineados. La arena de fractura cuesta entre 150 y 200 dólares la tonelada, cinco veces más que en el Permian. Los equipos de perforación son escasos y más caros de operar.

Los fletes pesan más en la ecuación. La oferta de proveedores es limitada. Cada etapa del proceso se encarece y ralentiza el desarrollo.

A este cuadro se suma un componente financiero que casi nunca aparece en el debate público: la tasa de interés real en dólares. Storni estima que ronda el 20%, producto de un tipo de cambio estable y una inflación todavía alta.

En la práctica, eso significa que cualquier empresa que financie su inversión en dólares y venda en pesos queda fuera de escala. Solo las actividades dolarizadas —como el petróleo y el gas exportable— logran sostenerse dentro de esa ecuación. El costo del capital se convierte así en un límite operativo adicional.

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En paralelo, CAPEX avanza en una estrategia que combina actividad convencional en Río Negro, desarrollo no convencional en Cinco Saltos Norte y un enclave integrado en Agua del Cajón que articula gas, petróleo, generación térmica, gas licuado y renovables.

La diversificación funciona como defensa ante una estructura de costos que no acompaña la escala del desarrollo no convencional.

El punto central de la mirada de Storni no es la comparación con Estados Unidos, sino la consecuencia: mientras el costo del pozo argentino no converja hacia estándares internacionales, la llegada masiva de capital externo seguirá condicionada.

La competitividad del shale local depende menos de la calidad de la roca —que ya demostró su potencial— y más de la capacidad del sistema para reducir costos, ampliar oferta de servicios y alinear precios relativos con los de las cuencas líderes.

La industria tiene productividad, recursos y escala para sostener un ciclo de inversión prolongado. Lo que falta es resolver la brecha entre el potencial geológico y el costo operativo. Ese es el verdadero límite del desarrollo argentino.

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Milei anunció que enviará al Congreso un “Súper RIGI”

El presidente Javier Milei anunció que enviará al Congreso un proyecto para crear un “Súper RIGI”, una versión ampliada del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones.

El mensaje fue difundido a través de su cuenta oficial, donde afirmó que el nuevo esquema tendrá mayores ventajas que el régimen vigente y alcanzará sectores que no forman parte de la estructura productiva actual.

El anuncio se produce luego de que el Poder Ejecutivo confirmara que impulsará la derogación de la Ley Chevron, el régimen especial que desde 2014 otorgaba incentivos a inversiones de gran escala en hidrocarburos.

Ese marco funcionaba como complemento de la Ley de Hidrocarburos para proyectos de alto CAPEX y habilitaba beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios aplicados a desarrollos no convencionales.

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8 Ejhl

El RIGI vigente, creado en 2024, cuenta con trece proyectos aprobados en energía, minería, industria e infraestructura.

El esquema opera como el principal instrumento para inversiones de gran escala y concentra iniciativas vinculadas a generación eléctrica, transporte de hidrocarburos, producción de litio, desarrollo cuprífero y ampliación de capacidad industrial y logística.

La presentación del proyecto de “Súper RIGI” abre un proceso de redefinición del marco aplicable a inversiones de alto CAPEX. Hasta el momento, no se publicó texto oficial ni se difundieron detalles sobre su estructura tributaria, sectores alcanzados o criterios de elegibilidad.

La publicación del articulado permitirá determinar su relación con el régimen vigente y con los instrumentos sectoriales aplicados a energía y minería.

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Chevron confirmó una inversión superior a USD 10.000 millones en Vaca Muerta

Chevron confirmó una inversión superior a USD 10.000 millones en Vaca Muerta, que será presentada como proyecto dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

La definición surgió en una reunión en Estados Unidos entre ejecutivos de la compañía y el ministro de Economía, Luis Caputo, quien señaló que la empresa enviará la documentación técnica en los próximos días.

Del encuentro participaron Eimar Bonner, directora financiera de Chevron, y Laura Lane, responsable de Asuntos Corporativos, junto al secretario de Finanzas, Pablo Quirno, y el embajador argentino en Washington, Alec Oxenford.

La inversión se integra a un conjunto de más de 36 proyectos en evaluación vinculados al RIGI, que según datos oficiales supera los USD 100.000 millones. El volumen de iniciativas refleja la expansión del upstream no convencional como eje de desarrollo de capacidad productiva y operaciones de largo plazo en la cuenca neuquina.

Chevron opera en Argentina desde hace más de una década y es uno de los actores centrales en el desarrollo del shale. Su participación en Loma Campana —el bloque que inició la curva de producción no convencional del país— y en El Trapial la posiciona entre las compañías con mayor escala operativa en Neuquén.

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La inversión anunciada se orienta a ampliar la producción en estas áreas, profundizar el desarrollo de bloques existentes y sostener un plan de perforación y completación consistente con los niveles actuales de actividad.

El anuncio se produce en un contexto de expansión sostenida en Vaca Muerta. La producción total de petróleo alcanzó los 890.000 barriles diarios en el primer cuatrimestre del año, con tasas de crecimiento interanual superiores al 25% y un nivel de actividad que registró 1.800 etapas de fractura mensuales, máximo histórico para la cuenca.

Este desempeño registró un superávit energético de USD 7.829 millones en 2025 y estableció un nuevo piso de ingreso de divisas para el sector.

La inversión de Chevron se incorpora así a un escenario de aceleración operativa y ampliación de capacidad productiva en petróleo no convencional, en un momento en que la industria sostiene niveles récord de actividad y proyecta incrementos adicionales en la cuenca neuquina.

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Vaca Muerta: escala exportadora, inversión sostenida y el desafío operativo del territorio

Vaca Muerta consolidó en 2026 un perfil estructural: es el principal proyecto de expansión externa de la Argentina y el único capaz de sostener un flujo de divisas de magnitud comparable al complejo agroexportador.

Con la infraestructura ya desplegada —oleoductos, plantas de tratamiento, ampliaciones de midstream y capacidad incremental de evacuación— el sistema se encamina a un piso exportador proyectado en torno a los 30.000 millones de dólares anuales en la próxima década.

La dinámica de inversión mantiene un ritmo estable. Operadoras y empresas de servicios profundizan la transición hacia desarrollos de fábrica, con mejoras en productividad por pozo, reducción de tiempos de perforación y mayor eficiencia en completación.

La curva de aprendizaje del shale argentino ya se expresa en costos operativos más competitivos y en una mayor integración de proveedores locales en etapas críticas de la cadena.

El crecimiento del sistema también reconfigura la logística regional. La expansión del transporte pesado, la rotación de personal y la demanda de servicios asociados obligan a ajustar rutas, accesos y nodos de abastecimiento.

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La infraestructura vial y urbana de la zona de influencia opera como variable operativa del desarrollo: su adecuación condiciona tiempos, costos y continuidad de actividad.

En paralelo, la presión demográfica sobre localidades cercanas al núcleo productivo —Añelo, Rincón de los Sauces, Centenario— introduce un componente adicional en la ecuación de competitividad. La disponibilidad de vivienda, servicios y conectividad incide en la rotación laboral, en la estabilidad de los equipos y en la capacidad de sostener turnos y dotaciones en ciclos prolongados.

La llegada del gas natural a Añelo en 2026 cierra una brecha histórica y mejora la base de servicios para la operación.

El sistema energético neuquino avanza hacia una integración más robusta entre producción, transporte y exportación. La ampliación de capacidad hacia Chile, la consolidación de envíos a refinerías del Atlántico y la proyección de infraestructura para GNL posicionan a Vaca Muerta como un activo estratégico de largo plazo.

La clave hacia adelante será sostener la competitividad del subsuelo con un entorno operativo capaz de acompañar la escala del desarrollo.

Vaca Muerta ya no es un proyecto emergente: es un sistema exportador en expansión, con impacto macroeconómico directo y con un conjunto de desafíos operativos que requieren coordinación entre Estado, empresas y territorio para sostener su ritmo de crecimiento.

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PAE incorpora nuevos equipos para recuperar actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge

Pan American Energy (PAE) confirmó la incorporación de nuevos equipos para reforzar la actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge, en el marco de una agenda provincial orientada a sostener producción y empleo en Chubut.

La compañía sumará en mayo dos equipos de pulling y, en junio, un nuevo perforador destinado al desarrollo de pozos en Cerro Dragón. Con estas incorporaciones, PAE alcanzará cinco perforadores, siete equipos de workover y 17 equipos de pulling operativos en la provincia.

El anuncio se realizó durante una reunión entre el gobernador Ignacio Torres, autoridades de la compañía y el diputado nacional Jorge “Loma” Ávila. Según se informó oficialmente, las inversiones se integran a un proceso de recuperación de niveles históricos de actividad que también incluye la reactivación de equipos por parte de otras operadoras, como Crown Point y PECOM.

De acuerdo con las proyecciones oficiales, hacia fines de 2026 podrían operar nueve perforadores en la provincia, cifra que corresponde a estimaciones del gobierno.

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Torres destacó la importancia de sostener inversiones en un contexto internacional marcado por un precio del barril por encima de los 100 dólares.

“Estas decisiones nos van a permitir cerrar el año con niveles de actividad y con una cantidad de pozos perforados que no se registraban desde 2019”, afirmó. El mandatario señaló que la provincia busca generar condiciones para ampliar la producción y el empleo en uno de los sectores estratégicos de la economía chubutense.

El gobernador también mencionó medidas adoptadas para mejorar la competitividad de la cuenca, entre ellas la reducción de regalías para incentivar inversiones, la eliminación de aranceles a los polímeros utilizados en recuperación terciaria y el acompañamiento a la eliminación del denominado “Barril Criollo”.

Desde PAE indicaron que la incorporación de nuevos equipos permitirá sostener la producción en pozos activos y avanzar en desarrollos adicionales en Cerro Dragón. La compañía señaló que el refuerzo operativo apunta a consolidar la actividad hidrocarburífera en la región y a fortalecer el empleo asociado a la cadena de servicios.

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Casposo retoma operaciones tras seis años y se consolida como hub regional de procesamiento en San Juan

La mina Casposo, ubicada en Calingasta, reanudó sus operaciones luego de seis años de inactividad, a partir de una inversión superior a los US$ 15 millones realizada por Austral Gold.

Los fondos se destinaron a tareas de exploración y al reacondicionamiento de la planta de procesamiento, lo que permite restablecer la producción y poner en marcha un esquema operativo basado en un hub regional.

El modelo definido por la compañía contempla que Casposo funcione como centro de procesamiento para mineral propio y de terceros, entre ellos el proyecto Hualilán. Esta estructura permite optimizar la infraestructura existente y sostener la actividad en la zona.

La operación genera más de 300 puestos de trabajo directos e indirectos, con un 99% de mano de obra sanjuanina y fuerte participación de trabajadores de Calingasta. La reactivación también impacta en la cadena de proveedores locales vinculados a servicios y logística.

La reapertura fue formalizada en un acto que contó con la presencia del gobernador Marcelo Orrego y del secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero. Según la empresa, la reactivación se integra a una estrategia de largo plazo para consolidar operaciones en la provincia.

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Austral Gold estimó que Casposo tiene una vida útil de entre seis y siete años y proyectó una producción cercana a las 120.000 onzas de oro equivalente, cifras que corresponden a proyecciones corporativas. La compañía también anticipó exportaciones del orden de los US$ 60 millones para 2026.

Eduardo Elsztain, chairman de Austral Gold, vinculó la reactivación con un proceso de trabajo sostenido. “Este logro es el resultado de más de una década de esfuerzo”, señaló.

El directivo destacó la importancia de movilizar activos productivos y afirmó que el objetivo es generar impacto económico para la provincia y para los trabajadores. También subrayó la relevancia de la estabilidad y la seguridad jurídica para sostener inversiones. “San Juan es hoy una de las jurisdicciones más favorables para el desarrollo minero”, afirmó.

Casposo retoma actividad en un contexto de expansión de proyectos metalíferos en la provincia y de mayor integración entre operaciones, infraestructura y proveedores. El esquema de hub regional se posiciona como un mecanismo para asegurar continuidad operativa y eficiencia en el procesamiento de mineral en la región.

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TotalEnergies negocia la conversión a shale del sector este de San Roque y define su posición frente a nuevas áreas en Neuquén

TotalEnergies mantiene negociaciones avanzadas con la provincia de Neuquén para reconvertir a desarrollo no convencional el sector este del bloque San Roque, actualmente bajo concesión convencional con vencimiento a fines de 2027.

La compañía presentó un plan que incluye un pozo piloto y un esquema de desarrollo asociado, según confirmó Javier Rielo, Senior VP Americas, durante el Bilateral Energy Summit de la Cámara de Comercio Argentina–Texas en Houston.

El interés de la empresa se concentra en la ventana de petróleo del este del bloque, donde aún existen áreas sin desarrollar. Rielo precisó que el sector oeste no forma parte de la negociación, dado que la compañía ya produce allí desde Aguada Pichana, en la ventana de petróleo volátil.

El ejecutivo señaló que el objetivo es cerrar el acuerdo durante el año, aunque reconoció la complejidad del proceso: “Las negociaciones son duras; defienden cada punto con uñas y dientes”.

En paralelo, TotalEnergies descartó participar en la licitación de 15 áreas anunciada por el gobierno neuquino. “No las miramos. Vamos a quedarnos en las cuencas que ya tenemos”, afirmó Rielo, delimitando la estrategia corporativa en el país. La compañía opera en la Argentina desde 1978 y es una de las cinco filiales de mayor escala del grupo a nivel global.

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Produce 40 millones de metros cúbicos diarios de gas, cerca del 30% de la oferta nacional, volumen comparable al de toda Colombia, y disputa el liderazgo del segmento con YPF.

Rielo aclaró que la estrategia corporativa no responde a un mandato exclusivo de gas, sino a la necesidad de incrementar la producción de hidrocarburos con menor intensidad de carbono. “El mandato es producir más hidrocarburos y más limpios”, señaló, en referencia a la orientación global del grupo.

Durante su exposición, el ejecutivo ordenó en tres categorías el flujo de inversión que requiere Vaca Muerta para escalar en el mercado internacional. La primera corresponde a los operadores locales, cuya actividad funciona como señal para el capital externo.

La segunda incluye a los independientes con alta tolerancia al riesgo, entre los que mencionó a Continental Resources. La tercera, más exigente, corresponde a las supermajors. En ese marco, Rielo sostuvo que “Argentina no mueve el amperímetro para una compañía que invierte 20.000 millones de dólares por año” y que el país necesita multiplicar el número de empresas dispuestas a comprometer entre 500 y 1.000 millones anuales.

La negociación por San Roque se integra a un escenario donde la disponibilidad de áreas, la madurez geológica y las condiciones de inversión continúan siendo variables determinantes para la expansión del desarrollo no convencional en Neuquén.

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TotalEnergies inaugura un parque eólico de USD 60 millones en Tierra del Fuego y refuerza su esquema de inversión energética en la Cuenca Austral

TotalEnergies puso en marcha un parque eólico en Tierra del Fuego, con una inversión de USD 60 millones, destinado a abastecer con energía renovable la planta de tratamiento de gas ubicada en Río Cullen. El proyecto fue desarrollado junto a Wintershall Dea y Pan American Energy, socios de la compañía en la Cuenca Austral.

La instalación incorpora dos aerogeneradores de 86 metros de altura y un sistema de baterías de almacenamiento, configurando un esquema híbrido que combina generación eólica, almacenamiento y operación gasífera.

Según información oficial de la empresa, el abastecimiento renovable permitirá liberar parte de la energía que la planta consumía para ser redistribuida al sistema energético nacional.

TotalEnergies señaló que esta integración contribuye a su estrategia global de reducción de emisiones. “El proyecto permitirá disminuir en un 55% las emisiones de carbono asociadas a la operación en la Cuenca Austral”, indicó la compañía en sus comunicaciones institucionales.

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La inauguración contó con la presencia del gobernador de Tierra del Fuego, Gustavo Melella, y del country chair de TotalEnergies en Argentina, Sergio Mengoni. El gobierno provincial destacó que la iniciativa se integra al desarrollo energético de la región, donde se concentra una parte relevante de la producción nacional de gas offshore.

De acuerdo con datos de la Secretaría de Energía, cerca del 20% del gas del país proviene de las operaciones de la Cuenca Austral.

El proyecto se suma a la infraestructura existente de TotalEnergies en la provincia, que incluye concesiones onshore y offshore bajo el marco de la Ley 17.319.

La compañía informó que la incorporación del parque eólico se alinea con su plan de inversiones para optimizar el abastecimiento energético y mejorar la eficiencia operativa durante la vigencia de las concesiones.

La participación de Wintershall Dea y Pan American Energy en el desarrollo se enmarca en la cooperación técnica que las empresas mantienen en la región, donde operan de manera conjunta en distintos bloques productivos.

El gobierno fueguino señaló que la iniciativa contribuye a consolidar la matriz energética provincial bajo los lineamientos de la Ley 27.191 de energías renovables.

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CNPC inscribe dos empresas de servicios en la Argentina y abre competencia en el segmento crítico para Vaca Muerta

China National Petroleum Corporation (CNPC), uno de los mayores grupos petroleros del mundo, inscribió en la Argentina a CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company (CCDC) y CNPC Bohai Argentina, dos compañías de servicios con operaciones globales.

El movimiento se produce en un contexto de demanda creciente de equipos y servicios especializados en Vaca Muerta, donde la disponibilidad de perforación y fractura continúa siendo un factor restrictivo para la expansión de la actividad.

CCDC y BHDC operan en más de 20 mercados y cuentan con estructuras de gran escala. CCDC, creada en 2008, supera los 27.000 empleados y dispone de más de 600 equipos de operaciones.

BHDC, también fundada en 2008, tiene más de 30.000 trabajadores y experiencia en ingeniería de perforación y fractura horizontal en Asia, Medio Oriente y América Latina. Ambas compañías ya operan en Brasil, Ecuador y Perú, mercados donde CNPC mantiene presencia desde hace décadas.

La inscripción de estas sociedades ocurre en un escenario de presión sobre la oferta de servicios en Vaca Muerta. Actualmente, operan menos de 40 equipos de perforación y los costos se mantienen entre 30% y 40% por encima de los del Permian.

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La industria registra demoras de hasta seis meses para la disponibilidad de equipos y estima que la demanda podría requerir entre 15 y 20 unidades adicionales por los compromisos de inversión bajo el RIGI, según planteó San Antonio en la Offshore Technology Conference de Houston.

YPF avanzó en los últimos meses con contratos de escala para asegurar servicios críticos. En diciembre cerró un acuerdo por cinco años con Archer por u$s 600 millones y, recientemente, firmó con Halliburton un convenio para servicios integrados de fractura hidráulica, que incluye el despliegue del sistema eléctrico ZEUS por primera vez fuera de los Estados Unidos. En el segmento también operan SLB, San Antonio y Tenaris, que incorporó los activos de Baker Hughes en 2021.

La llegada de filiales de CNPC se da en un marco regulatorio condicionado por el tratado comercial firmado entre la Argentina y los Estados Unidos, que exige medidas frente a prácticas de empresas controladas por terceros países. En el sector se señala que esta cláusula puede incidir en el acceso a financiamiento internacional para proyectos que incorporen contratistas de origen chino, lo que agrega un componente adicional a la competencia en servicios.

La inscripción de CCDC y BHDC formaliza el interés de CNPC por el mercado argentino de servicios petroleros y se integra a un escenario donde la capacidad operativa, los costos y la disponibilidad de equipos continúan siendo variables determinantes para la expansión de Vaca Muerta.

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El Gobierno propone derogar regímenes que impulsaron Vaca Muerta y concentrar incentivos bajo el RIGI

El Gobierno envió al Congreso un proyecto de ley que propone derogar los regímenes de promoción que acompañaron el desarrollo de Vaca Muerta durante la última década.

La iniciativa busca unificar incentivos bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y eliminar instrumentos sectoriales paralelos.

El texto propone derogar el Decreto 929/2013, los artículos 19 a 22 de la Ley 27.007 y el Decreto 277/2022. Los beneficios continúan vigentes hasta que el Congreso trate la iniciativa. El Decreto 929/2013 habilitó la llegada de inversiones superiores a los mil millones de dólares mediante la libre disponibilidad del 20% exportable sin retenciones. La Ley 27.007 redujo umbrales de inversión y extendió el esquema a proyectos de menor escala. El Decreto 277/2022 incorporó acceso a divisas para producción incremental en un contexto de restricciones cambiarias.

El proyecto sostiene que estos regímenes fueron adecuados en su momento, pero que hoy generan beneficios que el Estado no puede sostener. El Ejecutivo argumenta que el RIGI ofrece un marco de estabilidad suficiente para inversiones de gran escala. El texto preserva un punto central: los beneficiarios actuales del Decreto 929/2013 mantienen la libre disponibilidad del 20% exportable sin retenciones, lo que evita conflictos contractuales.

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La iniciativa también propone revertir parcialmente la ampliación de subsidios de zona fría aprobada en 2021 y establece un mecanismo de compensación de deudas cruzadas entre Edenor, Edesur y el Estado nacional. Además, extiende beneficios del régimen de energías renovables, que garantiza estabilidad fiscal por veinte años.

Las provincias productoras mantienen intactas sus competencias sobre permisos, servidumbres y autorizaciones. El proyecto no altera la distribución de potestades, aunque sí reordena los incentivos fiscales bajo un esquema concentrado en el RIGI.

El impacto final dependerá del tratamiento legislativo. Mientras tanto, todos los regímenes actuales continúan vigentes y los proyectos en marcha mantienen sus condiciones.

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La minería marca un récord de exportaciones pero el salto a los USD 42.000 millones depende de decisiones regulatorias y de proyectos aún no aprobados

La minería argentina registró el mejor inicio de año de su historia en exportaciones, con un crecimiento interanual cercano al 80% según datos oficiales.

El desempeño se explica por operaciones en producción en Santa Cruz, San Juan, Jujuy, Salta y Catamarca, con el oro y el litio como ejes del incremento. El litio consolidó su posición como segundo complejo exportador minero.

El salto hacia niveles cercanos a los USD 42.000 millones anuales continúa condicionado por la puesta en marcha de proyectos de cobre de gran escala que aún se encuentran en etapas de factibilidad o prefactibilidad. La cartera oficial identifica inversiones potenciales en San Juan, Salta y Catamarca, pero su ejecución depende de definiciones regulatorias y de estabilidad fiscal.

La Ley de Inversiones Mineras sigue siendo la base del régimen sectorial, mientras que los proyectos de cobre y algunos desarrollos de litio incorporan expectativas vinculadas al RIGI, que ofrece estabilidad fiscal, acceso a divisas y amortización acelerada. Fondos y compañías globales condicionan decisiones de inversión a la vigencia efectiva de estos instrumentos.

Las provincias mantienen competencias centrales: permisos ambientales, autorizaciones hídricas, audiencias públicas y acuerdos sobre regalías e infraestructura. La conflictividad social y la percepción de riesgo pueden modificar cronogramas y costos.

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La infraestructura es un factor crítico para los proyectos de cobre: energía firme, rutas aptas para tránsito pesado, plantas de procesamiento y capacidad portuaria. Sin estas condiciones, las proyecciones de exportación no se materializan. Organismos multilaterales incorporan estos elementos en sus evaluaciones de viabilidad.

El contraste entre el récord actual y el potencial proyectado muestra que la etapa siguiente dependerá de la secuencia con la que se definan las condiciones regulatorias, fiscales y logísticas que acompañan a los proyectos de gran escala. La cartera cuenta con recursos, demanda y empresas con planes avanzados; el punto central es la coordinación que permita transformar ese inventario en producción efectiva en los próximos años.

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Argentina refuerza su presencia en OTC 2026 con el mayor pabellón de su historia y un mensaje directo de YPF sobre competencia y exportaciones

Argentina abrió su participación en la Offshore Technology Conference (OTC) 2026 —que se desarrolla del 4 al 7 de mayo en Houston— con el pabellón más grande que haya presentado en la feria y con una agenda que combina diplomacia económica, posicionamiento energético y búsqueda de proveedores para la etapa exportadora de Vaca Muerta.

La delegación reúne a YPF, ProArgentina, provincias productoras y más de cuarenta empresas de servicios, ingeniería, metalmecánica y tecnología.

En su intervención ante ejecutivos de la industria global, Horacio Marín planteó que la expansión de Vaca Muerta requiere mayor competencia en servicios, reducción de costos y aceleración de la infraestructura de transporte. El mensaje se inscribe en la estrategia corporativa de YPF y en la hoja de ruta que el Gobierno busca instalar en foros internacionales para atraer tecnología, financiamiento y capacidad operativa.

El pabellón argentino, coordinado por ProArgentina, funciona como plataforma para proveedores locales que buscan integrarse a cadenas globales de perforación, logística, ingeniería y servicios offshore. La presencia de compañías de distintos segmentos apunta a mostrar capacidad industrial más allá del shale neuquino y a posicionar al país como jurisdicción energética emergente en un mercado altamente competitivo.

La agenda de reuniones bilaterales estuvo centrada en tres ejes: la evolución del proyecto Vaca Muerta Oil Sur, la ingeniería asociada a la futura planta de LNG y la ampliación del sistema de transporte de gas. Las empresas internacionales consultaron por plazos, marcos regulatorios y condiciones de acceso a divisas, mientras que las compañías locales avanzaron en acuerdos de representación, transferencia tecnológica y financiamiento.

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Cancillería utilizó la feria para reforzar la estrategia de promoción comercial y para articular la presencia de provincias productoras en un espacio donde se definen tendencias tecnológicas y financieras del sector. La participación conjunta de organismos públicos y empresas privadas apunta a construir una narrativa país en un foro donde la competencia por capital y tecnología es cada vez más intensa.

OTC 2026 muestra que los países con tradición offshore están desplegando paquetes de incentivos, estabilidad fiscal y programas de contenido local para atraer inversiones. En ese contexto, Argentina busca diferenciarse con recursos, escala potencial y proyectos de infraestructura en marcha, aunque con desafíos pendientes en materia de costos, logística y previsibilidad normativa.

La presencia de este año marca un salto respecto de ediciones anteriores. El tamaño del pabellón, la coordinación institucional y la diversidad de empresas reflejan un intento de consolidar una estrategia sostenida en el tiempo. La continuidad de esta agenda dependerá de la capacidad de transformar la visibilidad lograda en Houston en contratos, financiamiento y desarrollo industrial que acompañen la expansión de Vaca Muerta y los proyectos de exportación.

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BigSur Energy: la historia de tres argentinos que encontraron en Texas un modelo para transformar gas residual en infraestructura digital y ahora miran a Vaca Muerta

BigSur Energy nació de una conversación entre dos mundos que rara vez se cruzan:

El de un abogado petrolero acostumbrado a resolver problemas operativos en yacimientos y el de un emprendedor tecnológico que buscaba una salida al consumo energético de la minería de datos. Bernardo Cabral y Ariel Perelman se conocieron por un amigo en común y, a partir de una consulta puntual sobre gas, terminaron diseñando un modelo que hoy opera en Texas y que empieza a evaluarse para Vaca Muerta.

Cabral venía de años de trabajo en operaciones de Oil & Gas y conocía de primera mano la lógica de los pozos donde aparece gas que no puede ser evacuado. Perelman, formado en tecnología desde adolescente, buscaba una forma de alimentar centros de datos sin depender de redes saturadas. La conversación derivó en una idea simple y a la vez difícil de ejecutar: llevar los data centers al pozo y usar el gas asociado como fuente de energía.

El modelo se consolidó cuando sumaron a Carlos Braun como inversor. La decisión de instalarse en Texas respondió a razones prácticas: seguridad jurídica, proveedores disponibles, logística aceitada y un ecosistema donde las petroleras —grandes, medianas y pequeñas— están acostumbradas a probar soluciones nuevas. BigSur montó su primer piloto a fines de 2024 y hoy opera catorce puntos en el Estado, con capacidad equivalente a más de 200 MW en gas.

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La empresa instala equipos de generación eléctrica en el yacimiento y, junto a ellos, centros de datos con conectividad satelital. El gas que no puede ser transportado se convierte en energía para procesamiento digital. Para las operadoras, el beneficio es doble: se reduce el venteo y se reactiva producción en pozos que, de otro modo, quedarían inactivos. Para BigSur, el negocio está en la infraestructura tecnológica y en la capacidad de transformar un recurso residual en un servicio de alto valor.

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La experiencia en Texas abrió una segunda etapa: evaluar proyectos en la Argentina. La producción de crudo en Vaca Muerta genera volúmenes de gas que, en determinados pozos, enfrentan restricciones ambientales o limitaciones de transporte. La empresa trabaja en dos o tres iniciativas locales que replican el esquema texano, aunque su avance depende de permisos ambientales, acuerdos con operadoras y definiciones regulatorias sobre generación in situ.

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El equipo sostiene que la similitud entre Texas y Neuquén no es conceptual sino operativa: pozos horizontales con alta productividad, gas asociado que no siempre encuentra salida y presión sobre la infraestructura de transporte. La diferencia está en la regulación. Mientras que en Texas el despliegue es rápido, en la Argentina el proceso requiere coordinación entre Nación, provincias y organismos ambientales.

BigSur Energy se mueve en un segmento que crece a nivel global: la integración entre energía y datos en zonas de producción. La tendencia responde a una necesidad concreta de la industria —reducir desperdicios y sumar capacidad de procesamiento— y a un contexto donde la demanda de infraestructura digital se expande más rápido que la oferta. La experiencia texana funciona como referencia para evaluar su aplicación en Vaca Muerta en un momento en que la cuenca enfrenta desafíos de saturación y busca soluciones que permitan sostener el ritmo de producción.

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JPMorgan eleva el precio objetivo de YPF y proyecta un trimestre con mayor generación operativa en un contexto de precios altos y restricciones de infraestructura

JPMorgan actualizó su precio objetivo para las acciones de YPF en Nueva York de US$54 a US$61,5 para los próximos doce meses.

El banco sostiene que, aun con la suba acumulada del 22% en lo que va del año, la compañía mantiene margen de apreciación en un escenario de petróleo firme y una estructura operativa que continúa expandiendo producción en Vaca Muerta. El ADR cerró el lunes en US$44,22, mientras que el S&P Merval en dólares retrocede 7,7% en el mismo período.

El análisis incorpora un supuesto de Brent promedio de US$85 por barril en 2026 y US$75 en 2027. Para JPMorgan, la valuación también recoge factores locales: la expectativa de normalización cambiaria, la continuidad del proceso de desregulación y el avance del proyecto de GNL flotante. El banco estima un Ebitda trimestral cercano a US$1.500 millones, en línea con proyecciones de UBS BB y AdCap, que anticipan un desempeño sólido en producción, refinación y comercialización.

El informe destaca que la mejora operativa de YPF se apoya en tres vectores: mayor eficiencia en shale, recuperación del margen de refinación y un mix de precios que refleja la convergencia gradual hacia referencias internacionales. Sin embargo, los analistas advierten que la transmisión de precios internos continúa condicionada por la política de estabilización aplicada en el primer trimestre, cuyo plazo vence a mediados de mayo. La definición del esquema posterior será determinante para los márgenes del segundo semestre.

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JPMorgan identifica riesgos que podrían afectar la trayectoria del papel: divergencias entre precios locales e internacionales, un crecimiento menor al previsto en exportaciones y un deterioro del contexto macroeconómico que modifique la tasa de descuento. El banco también subraya que la infraestructura de evacuación sigue siendo el principal límite para el ritmo de expansión de la producción. Los proyectos en ejecución —oleoductos, ampliaciones de capacidad y obras asociadas al gas— son críticos para sostener el sendero de crecimiento y evitar cuellos de botella que afecten la generación de caja.

El mercado seguirá de cerca los resultados del primer trimestre y la hoja de ruta que presente la compañía para el resto del año. La combinación de precios internacionales altos, mayor eficiencia operativa y un portafolio con foco en shale mantiene a YPF en el centro del interés de los inversores, aunque la materialización del potencial dependerá de la velocidad de las obras de infraestructura y de la evolución del marco regulatorio.

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Neuquén endurece condiciones y lanza la Ronda 1/2026 con quince áreas para atraer operadores con mayor capacidad técnica y financiera

Neuquén activó la Ronda 1/2026 para adjudicar quince áreas hidrocarburíferas administradas por Gas y Petróleo del Neuquén. El proceso introduce exigencias regulatorias superiores a las rondas previas, con el objetivo de filtrar operadores y asegurar compromisos de inversión verificables en ventanas geológicas con actividad limitada.

El pliego oficial fija un bono de acceso mínimo de quinientos mil dólares, incorpora regalías ofertables como variable competitiva y exige un plan de trabajo detallado con hitos técnicos, ambientales y de seguridad industrial. GyP mantendrá entre el diez y el veinte por ciento de participación, mientras los privados asumirán el financiamiento completo de la etapa exploratoria.

Las áreas incluidas son Águila Mora Noreste, Cerro Avispa Norte, Cerro Avispa Sur, Cerro Partido Este, Chasquivil Sur, Corralera Noreste, Corralera Noroeste, Corralera Sur, Curamhuele, El Corte, La Hoya, La Tropilla I, Pampa de las Yeguas NE, Santo Domingo II y Totoral Este.

Los bloques se ubican en zonas cercanas a desarrollos existentes, lo que reduce riesgo operativo y permite acelerar la curva de aprendizaje para nuevos operadores.

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El proceso incorpora requisitos ambientales obligatorios, criterios de seguridad industrial y compromisos para fortalecer proveedores locales, junto con aportes a infraestructura en caso de avanzar a explotación. Estas condiciones no estaban presentes en la misma escala en las rondas 2022 y 2023, donde el foco estuvo en ampliar superficie adjudicada más que en elevar estándares regulatorios.

Las propuestas deberán presentarse en dos sobres físicos, uno técnico y otro económico, en la sede central de Gas y Petróleo del Neuquén, en Neuquén capital. El Sobre A incluirá antecedentes, plan de trabajo y criterios ambientales; el Sobre B contendrá la oferta económica, regalías ofertables y el bono de acceso.

El período inicial de exploración será de hasta ocho años, dividido en dos etapas de cuatro años. En caso de descubrimientos comerciales, los operadores podrán solicitar una concesión de explotación por treinta y cinco años bajo el marco regulatorio provincial.

La provincia busca atraer compañías con capacidad técnica para operar en ventanas frontier y con músculo financiero para sostener compromisos plurianuales.

Las empresas interesadas podrán presentar propuestas hasta el diez de agosto, fecha de cierre establecida en el pliego oficial. La apertura de ofertas se realizará el diecinueve de agosto en Neuquén capital.

El gobierno provincial considera que el endurecimiento de condiciones permitirá seleccionar operadores con capacidad de ejecución y acelerar el desarrollo de las áreas licitadas bajo estándares regulatorios más exigentes.

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Challenger Gold informó nuevos resultados de perforación con oro de alta ley en Hualilán

Challenger Gold informó nuevos resultados de perforación en el proyecto Hualilán, ubicado en el departamento Ullum, provincia de San Juan. La compañía comunicó que los ensayos recientes muestran intersecciones de oro de alta ley en zonas previamente modelizadas dentro del programa de exploración en curso.

Los resultados provienen de perforaciones de relleno en los sectores Magnata, Sánchez y Norte, donde la empresa ejecuta un plan de pozos destinado a consolidar el modelo geológico. Challenger Gold indicó que los ensayos corresponden a aproximadamente el sesenta por ciento de las muestras previstas en la campaña actual.

En el sector Magnata, la compañía reportó leyes promedio superiores a las estimaciones del estudio de prefactibilidad. Los resultados incluyen intersecciones con valores destacados de oro y plata, que refuerzan la continuidad mineralizada dentro del bloque central del proyecto.

La empresa señaló que los nuevos datos permiten ajustar la interpretación estructural y confirmar zonas de mayor concentración de mineral. Estas perforaciones forman parte de un programa orientado a incrementar la confianza en los recursos y definir áreas con potencial de desarrollo operativo.

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El mineral extraído en las campañas de prueba se transporta a la planta de procesamiento de Austral Gold en Casposo, ubicada a 165 kilómetros del yacimiento. Este esquema permite evaluar recuperaciones metalúrgicas y validar parámetros técnicos del proyecto.

El estudio de prefactibilidad vigente proyecta producción de oro y plata a partir de un esquema de explotación subterránea. Los resultados de perforación comunicados por la empresa se integrarán al modelo de recursos para actualizar estimaciones y definir etapas posteriores del proyecto.

La información difundida corresponde exclusivamente al comunicado corporativo presentado por Challenger Gold ante el mercado australiano. Las autoridades mineras nacionales y provinciales no emitieron confirmaciones adicionales sobre los resultados informados por la compañía.

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YPF expuso en Houston que Vaca Muerta concentrará el mayor volumen de inversiones energéticas en los próximos años

El presidente de YPF, Horacio Marín, afirmó en Houston que Vaca Muerta concentrará el mayor volumen de inversiones energéticas a nivel global durante los próximos años. La declaración se realizó en el marco de reuniones con proveedores y operadores internacionales vinculados al desarrollo de shale oil y shale gas.

Marín sostuvo que la productividad de los pozos y la escala alcanzada por el sistema no convencional permiten proyectar un nivel de actividad superior al de otras cuencas emergentes. La empresa presentó información técnica sobre costos operativos, eficiencia por lateral y desempeño de los equipos en las áreas de mayor desarrollo.

YPF expuso que la continuidad del crecimiento depende de la disponibilidad de infraestructura de transporte, especialmente en oleoductos y gasoductos que conectan la cuenca con los principales centros de consumo y exportación. La compañía destacó la necesidad de ampliar capacidad para sostener mayores volúmenes de producción.

La agenda en Houston incluyó reuniones con empresas de servicios, proveedores de tecnología y operadores con experiencia en cuencas no convencionales. El objetivo fue presentar oportunidades de inversión vinculadas a perforación, completación, midstream y logística, en un contexto de expansión de la actividad en la Cuenca Neuquina.

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La empresa señaló que el desarrollo de Vaca Muerta requiere previsibilidad regulatoria y estabilidad en los marcos operativos para sostener el ritmo de perforación. La disponibilidad de equipos, la eficiencia de los servicios y la reducción de tiempos de operación fueron identificados como factores determinantes para mantener competitividad.

YPF indicó que la ampliación de infraestructura permitirá incrementar exportaciones de petróleo y gas, con impacto directo en la balanza comercial. La compañía planteó que la capacidad de evacuar mayores volúmenes condiciona la evolución del sistema y define el ritmo de inversión en los próximos años.

Las definiciones presentadas en Houston forman parte de la estrategia corporativa de YPF para atraer capital y proveedores al desarrollo de Vaca Muerta. La empresa considera que la combinación de productividad, escala y proyectos de infraestructura posiciona a la cuenca como uno de los principales polos de inversión energética a nivel internacional.

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La minería proyecta exportaciones por encima de USD 9.000 millones en 2026 impulsadas por litio, oro y plata

La Cámara Argentina de Empresarios Mineros proyectó que las exportaciones del sector superarían los USD 9.000 millones en 2026, impulsadas por el aumento de capacidad instalada en litio y por la continuidad operativa de los proyectos de oro y plata.

La estimación se basa en información de producción, precios internacionales y cronogramas de ampliación en operaciones activas.

El litio aportaría el mayor crecimiento relativo debido al avance de proyectos en Catamarca, Jujuy y Salta, donde varias plantas atraviesan procesos de ampliación o ramp-up. La expansión de capacidad instalada permitiría incrementar volúmenes exportables en un contexto de precios internacionales moderados pero estables para el carbonato de litio grado batería.

El oro mantendría su participación como principal componente individual del complejo exportador, con operaciones en Santa Cruz y San Juan que sostienen niveles de producción constantes. La variación del aporte anual dependerá principalmente del precio internacional, dado que la estructura operativa de los yacimientos presenta estabilidad en volúmenes.

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La plata acompañaría el crecimiento con aportes provenientes de operaciones integradas con oro y de proyectos específicos en la Patagonia. La producción se mantiene estable y su contribución depende de la evolución del precio internacional y de la continuidad operativa de los yacimientos en explotación.

La proyección de CAEM no incorpora aún el impacto de los proyectos de cobre en etapa de construcción o preconstrucción, cuyo aporte se estima para los próximos años. La ausencia de producción de cobre en gran escala limita el crecimiento estructural del complejo exportador en el corto plazo, aunque condiciona expectativas de mediano plazo.

El régimen de inversiones mineras y la estabilidad fiscal continúan siendo factores determinantes para la ejecución de proyectos y para la previsibilidad de las exportaciones. La estructura normativa vigente sostiene la operación de yacimientos activos y permite planificar ampliaciones en litio, oro y plata bajo condiciones regulatorias conocidas.

El desempeño exportador proyectado para 2026 dependerá de la continuidad operativa de los yacimientos, de la evolución de los precios internacionales y del cumplimiento de los cronogramas de ampliación en litio. La combinación de volumen y precio define el potencial de alcanzar el nivel estimado por la cámara empresaria para el próximo año.

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El Gobierno plantea un esquema de reformas regulatorias para expandir exportaciones mineras y energéticas como eje de su política económica

El Gobierno presentó lineamientos de política pública orientados a ampliar exportaciones mediante minería, petróleo y reformas regulatorias transversales. Las definiciones fueron expuestas por el ministro Sturzenegger en el marco de la agenda oficial de desregulación y modernización normativa impulsada por el Poder Ejecutivo.

El planteo incluye la revisión de marcos regulatorios vinculados a permisos, habilitaciones y procedimientos administrativos que afectan inversiones en sectores de alta intensidad de capital. El Gobierno sostiene que la simplificación normativa puede reducir costos operativos y acelerar la ejecución de proyectos en minería y energía.

En materia minera, la política oficial identifica al cobre y al litio como vectores centrales para incrementar exportaciones en los próximos años. El esquema contempla la adecuación de procesos administrativos, la revisión de plazos y la estandarización de criterios técnicos aplicables a proyectos en etapa de desarrollo y construcción.

En hidrocarburos, el Gobierno apunta a fortalecer la capacidad exportadora mediante la expansión de infraestructura asociada a petróleo y gas. Las definiciones incluyen referencias a oleoductos, gasoductos y proyectos de licuefacción, considerados elementos necesarios para sostener mayores volúmenes de producción y salida al exterior.

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La política pública también incorpora medidas de desregulación orientadas a reducir barreras administrativas en actividades productivas y comerciales. El enfoque oficial plantea que la eliminación de trámites redundantes y la digitalización de procesos puede mejorar la competitividad de sectores con alto componente exportador.

El Gobierno enmarca estas acciones dentro de una estrategia económica que prioriza el aumento del saldo comercial mediante sectores con capacidad de generar divisas. La articulación entre minería, hidrocarburos y reformas regulatorias se presenta como un mecanismo para ampliar la base exportadora y mejorar la previsibilidad operativa.

Las definiciones expuestas por el ministro integran la agenda oficial de transformación del Estado y delinean el marco regulatorio que orientará inversiones en sectores estratégicos.

El impacto de estas medidas dependerá de la ejecución administrativa, la respuesta del sector privado y la disponibilidad de infraestructura para sostener mayores volúmenes de producción y exportación.

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 El acuerdo con EE.UU. en minerales críticos habilita financiamiento, mercado y mayor valor para los proyectos argentinos

El acuerdo bilateral entre Argentina y Estados Unidos sobre minerales críticos incorporó al país como proveedor prioritario de litio, cobre y tierras raras dentro de las cadenas de suministro occidentales. Este marco habilita el acceso a financiamiento especializado de organismos como la DFC y el EXIM Bank, que pueden aportar capital, garantías y seguros para proyectos de gran escala.

La disponibilidad de estas herramientas reduce el costo financiero y mejora la viabilidad de iniciativas que requieren inversiones superiores a los tres mil millones de dólares, especialmente en cobre y litio.

La inclusión de Argentina en los programas estadounidenses de abastecimiento seguro responde a la necesidad de diversificar proveedores frente a la concentración global del refinado en Asia. Para el país, este alineamiento implica una mejora en las condiciones de acceso a mercado, ya que los compradores norteamericanos y europeos exigen trazabilidad, certificación y estabilidad regulatoria.

El acuerdo bilateral facilita el cumplimiento de estos requisitos y posiciona a los proyectos argentinos dentro de cadenas de valor que demandan minerales críticos para la transición energética y la industria tecnológica.

El acuerdo no modifica el riesgo país, que depende de variables macroeconómicas y fiscales, pero sí reduce el riesgo específico de los proyectos. La disponibilidad de financiamiento externo, la existencia de compradores ancla y la previsibilidad regulatoria sectorial disminuyen el riesgo operativo, comercial y financiero de las iniciativas mineras.

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Esta reducción del riesgo de proyecto es determinante para cerrar decisiones de inversión en sectores que requieren capital intensivo y plazos largos de ejecución.

Los proyectos de cobre en San Juan y Catamarca se encuentran entre los principales beneficiarios del nuevo marco. Iniciativas como Los Azules, Josemaría, Vicuña y Filo del Sol requieren financiamiento de largo plazo y contratos de abastecimiento que Estados Unidos está dispuesto a respaldar en el marco de su estrategia para asegurar minerales críticos.

La disponibilidad de capital externo también reduce la incertidumbre sobre la ejecución de obras de infraestructura asociada, como líneas eléctricas, caminos mineros y ampliaciones portuarias, indispensables para la operación de proyectos de gran escala.

El acuerdo bilateral introduce además un impacto directo en la cadena de valor minera local. La demanda de trazabilidad, certificación ambiental y monitoreo exigida por los estándares estadounidenses impulsa la incorporación de proveedores nacionales en etapas intermedias del proceso productivo.

Servicios de ingeniería, logística especializada, laboratorios, sistemas de control y consultoría técnica encuentran nuevas oportunidades de integración en proyectos que requieren cumplir con normas internacionales para acceder a mercados occidentales.

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La articulación entre financiamiento externo, estabilidad fiscal del RIGI y estándares de abastecimiento de Estados Unidos crea condiciones para que Argentina avance hacia segmentos de mayor complejidad dentro de la cadena de valor. La posibilidad de incorporar etapas de procesamiento inicial, como concentrado de cobre o carbonato de litio grado batería, depende de la disponibilidad de capital y de la demanda de compradores que buscan reducir su exposición a cadenas controladas por Asia.

El acuerdo bilateral abre una ventana para que el país capture una porción mayor del valor agregado y reduzca su dependencia de exportaciones primarias.

El nuevo marco también modifica la competitividad regional. Chile enfrenta demoras regulatorias y discusiones tributarias que condicionan la ejecución de proyectos de cobre, mientras que Perú atraviesa un ciclo de inestabilidad política que limita la previsibilidad para inversiones de gran escala.

En este contexto, Argentina aparece como una alternativa con marcos fiscales definidos, acuerdos internacionales activos y proyectos avanzados en etapa de factibilidad. La percepción de menor riesgo de proyecto incrementa el interés de empresas globales por acelerar decisiones de inversión en el país.

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El impacto económico del acuerdo se proyecta en la balanza comercial y en la disponibilidad de divisas. Los proyectos de cobre tienen capacidad para generar entre dos mil y tres mil millones de dólares anuales cada uno una vez en operación, lo que permitiría duplicar las exportaciones mineras en la próxima década.

La combinación de financiamiento especializado, estabilidad fiscal y desarrollo de infraestructura constituye un elemento central para transformar recursos geológicos en flujos de exportación sostenidos.

El acuerdo con Estados Unidos en minerales críticos no se limita a la atracción de capital, sino que amplía el acceso a mercado, mejora las condiciones de financiamiento y fortalece la cadena de valor local. La integración en cadenas de suministro occidentales y la disponibilidad de instrumentos financieros de largo plazo configuran un escenario en el que los proyectos mineros argentinos incrementan su viabilidad económica y su inserción internacional.

Este proceso introduce un cambio estructural en las condiciones de inversión y en la capacidad del país para captar capital de largo plazo en sectores de alta demanda global.

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El RIGI altera el equilibrio andino y desplaza a Chile del liderazgo minero en la región

El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) consolidó en las últimas semanas un volumen de proyectos aprobados que modifica el mapa regional de inversiones en minería y energía. Con catorce iniciativas validadas y más de veinte en evaluación, el esquema concentra la mayor parte del capital comprometido en proyectos de litio, cobre, midstream y gas natural licuado.

La distribución sectorial muestra que minería y energía explican más del ochenta por ciento del monto total, con iniciativas de gran escala que incluyen desarrollos de cobre en San Juan, litio en el norte del país y obras de infraestructura asociadas a la evacuación de hidrocarburos en la cuenca neuquina.

El avance del régimen generó una reacción inmediata en Chile, donde autoridades y referentes del sector minero expresaron preocupación por la velocidad de aprobación de proyectos en Argentina y por la posibilidad de que el país recupere competitividad en segmentos donde históricamente estuvo rezagado.

La comparación entre ambos marcos regulatorios expone una asimetría creciente: mientras Argentina ofrece estabilidad fiscal prolongada, reducción de incertidumbre y plazos acotados para la tramitación de proyectos, Chile enfrenta demoras ambientales, discusiones tributarias y un proceso regulatorio más rígido que condiciona la ejecución de inversiones de gran escala.

La dinámica regional se ve particularmente afectada en el segmento del cobre, donde Argentina avanza con proyectos de alta inversión como Los Azules, Josemaría, Vicuña y Filo del Sol.

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La aceleración de estos desarrollos bajo el RIGI contrasta con la situación chilena, donde iniciativas binacionales o de frontera enfrentan demoras administrativas y mayores exigencias regulatorias. La posibilidad de que capitales globales reorienten parte de su cartera hacia el lado argentino de la cordillera introduce un elemento de competencia directa que no formaba parte del escenario regional en la última década.

El impacto político del RIGI se extiende más allá de la atracción de inversiones. El régimen se convirtió en un instrumento de reposicionamiento internacional para Argentina en un contexto de disputa por minerales críticos y de necesidad de ampliar la oferta global de cobre y litio.

La articulación entre provincias mineras, empresas globales y organismos nacionales configura un esquema que busca acelerar decisiones de inversión y reducir los tiempos de maduración de proyectos que, en condiciones tradicionales, requerían procesos más extensos.

La reacción chilena confirma que el régimen altera el equilibrio histórico de la región y obliga a revisar estrategias regulatorias y fiscales en países que hasta ahora concentraban la mayor parte del capital minero.

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La consolidación de proyectos bajo el RIGI también redefine la relación entre Nación y provincias. Las jurisdicciones con mayor potencial geológico se posicionan como actores centrales en la negociación de infraestructura, logística y servicios asociados a los nuevos desarrollos.

La coordinación entre niveles de gobierno se vuelve un factor determinante para sostener el ritmo de aprobación de proyectos y garantizar que los compromisos asumidos por las empresas puedan ejecutarse en plazos compatibles con la escala de inversión prevista.

El avance del régimen y la respuesta regional muestran que la competencia por inversiones en minería y energía dejó de ser un proceso exclusivamente técnico para convertirse en un componente central de la política económica y de la estrategia internacional del país.

La combinación de estabilidad fiscal, reducción de incertidumbre y aceleración administrativa configura un escenario en el que Argentina busca recuperar terreno en sectores estratégicos y reposicionarse frente a países que históricamente dominaron la agenda de minerales críticos en la región.

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Vaca Muerta desembarca en Houston con una agenda centrada en infraestructura, exportaciones y posicionamiento estratégico en la OTC

La delegación argentina inició su participación en la Offshore Technology Conference en Houston con una agenda diseñada para reforzar el posicionamiento internacional de Vaca Muerta y mostrar la consolidación de su infraestructura de evacuación. La misión integra a autoridades de Neuquén, directivos de YPF, representantes empresariales y organismos de promoción, con actividades institucionales en el Petroleum Club y paneles técnicos en el NRG Center.

El objetivo es presentar la evolución de la producción, la ampliación de la capacidad de transporte y la maduración de proyectos vinculados a crudo y gas natural licuado en un contexto global de alta demanda y restricciones de oferta.

Neuquén utiliza el espacio para exponer la continuidad del crecimiento de la cuenca y la expansión del sistema de oleoductos, que permite sostener mayores volúmenes de exportación. La provincia destaca la ejecución de obras de midstream, la ampliación de Oldelval y el avance del proyecto Vaca Muerta Sur, elementos centrales para garantizar capacidad de evacuación en los próximos años.

La presencia institucional busca transmitir previsibilidad regulatoria y estabilidad operativa en un escenario en el que la infraestructura define la competitividad de las cuencas no convencionales.

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YPF presenta su estrategia de eficiencia operativa y la evolución de los costos por pozo, con curvas de aprendizaje que acercan a Vaca Muerta a estándares de productividad comparables con otras regiones maduras. La compañía expone la consolidación de técnicas de completación, la reducción de tiempos de perforación y la integración logística que permite sostener ritmos de actividad elevados.

La agenda técnica incluye paneles sobre productividad por etapa de fractura, optimización de diseños y comparación de indicadores con cuencas como Permian y Eagle Ford.

La misión incorpora reuniones con proveedores internacionales, empresas de ingeniería y potenciales socios financieros interesados en proyectos de infraestructura. La discusión se concentra en terminales de exportación, ampliación de capacidad de transporte y servicios especializados para operaciones de gran escala.

La presencia argentina en Houston apunta a fortalecer vínculos con actores clave de la cadena global de hidrocarburos y a posicionar a la cuenca como un proveedor confiable en un mercado que enfrenta tensiones geopolíticas y variaciones en la oferta.

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La agenda también incluye actividades orientadas a promover proyectos de exportación de GNL, con presentaciones sobre iniciativas en etapa de planificación y sobre la necesidad de contratos de largo plazo que permitan financiar obras de gran magnitud. La articulación entre sector público y privado se presenta como un elemento central para avanzar en esquemas de comercialización que aseguren continuidad de inversiones y previsibilidad en la operación.

La participación en la conferencia se inscribe en una estrategia más amplia de inserción internacional de Vaca Muerta, en la que la infraestructura, la capacidad de cumplimiento de contratos y la estabilidad operativa se presentan como factores determinantes para atraer inversiones.

La delegación argentina busca consolidar una narrativa basada en ejecución, crecimiento sostenido y disponibilidad de proyectos que permitan ampliar la oferta exportable en un escenario global marcado por la competencia entre cuencas y la necesidad de diversificar fuentes de suministro.

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YPF asume control total del Hub Sur y reorganiza el desarrollo gasífero en tres áreas clave de Vaca Muerta

El Gobierno de Neuquén aprobó la cesión de las participaciones que Pluspetrol mantenía en Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas. Los decretos provinciales autorizaron la transferencia del 50% de cada área a YPF, que pasa a ser titular y operador único del Hub Sur.

La operación se enmarca en un intercambio de activos acordado entre ambas compañías y no implicó desembolsos inmediatos. La provincia evaluó la capacidad técnica y económica de YPF para operar en forma exclusiva y consideró que la reorganización mejora la eficiencia del desarrollo gasífero.

Las tres áreas se ubican en la ventana de gas seco y gas húmedo de Vaca Muerta. Meseta Buena Esperanza tiene una superficie de 303 kilómetros cuadrados, Aguada Villanueva abarca 281 kilómetros cuadrados y Las Tacanas, reencuadrada como Lote Bajo Evaluación, cubre 411 kilómetros cuadrados.

La consolidación del control operativo permite unificar criterios de perforación, ordenar infraestructura y acelerar decisiones en un nodo donde la fragmentación accionaria generaba demoras en la planificación.

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El Ministerio de Energía de Neuquén señaló que la reorganización favorece la optimización del desarrollo gasífero y contribuye a sostener la oferta en un contexto de mayor demanda estacional. La provincia busca asegurar volumen para abastecer el mercado interno, sostener exportaciones a Chile y fortalecer la base de recursos destinada a futuros proyectos de gas natural licuado. La concentración operativa en manos de YPF facilita la coordinación de pads, ductos internos y obras complementarias necesarias para incrementar capacidad de evacuación.

La operación también reconfigura el mapa de operadores en la cuenca. Pluspetrol reduce presencia en áreas gasíferas y queda habilitada a participar en otros bloques bajo esquemas flexibles.

YPF avanza en la estrategia de ordenar su portafolio y concentrar recursos en nodos donde puede integrar desarrollo, infraestructura y comercialización. La provincia respalda este esquema para acelerar inversiones y dar previsibilidad a la cadena de servicios.

Para el sistema energético nacional, el control total del Hub Sur refuerza la disponibilidad de gas en una zona clave para la expansión de la oferta. La consolidación operativa permite reducir tiempos de ejecución, mejorar la eficiencia en la utilización de equipos y sostener la curva de producción en un segmento central para la transición energética.

La reorganización del nodo gasífero se alinea con los objetivos de ampliar capacidad de transporte, estabilizar abastecimiento invernal y preparar recursos para proyectos de exportación de mayor escala.

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El agotamiento de mandos medios emerge como un riesgo laboral y organizacional en empresas de alta presión operativa

Los datos internacionales muestran un deterioro acelerado en el bienestar y el compromiso de los mandos medios. El 40% de la fuerza laboral global declara sentir estrés la mayor parte del día y el engagement gerencial cayó de 30% a 27% en un año, la mayor caída interanual registrada. El descenso no es uniforme: las managers mujeres perdieron siete puntos en bienestar y los managers menores de 35 años perdieron cinco puntos en engagement.

La combinación de carga operativa, presión por resultados y falta de formación formal en liderazgo configura un escenario donde el agotamiento se vuelve estructural.

El desgaste no se expresa de manera directa. Los mandos medios tienden a ocultarlo detrás de comportamientos que aparentan normalidad. En diagnósticos organizacionales se identifican patrones que funcionan como indicadores tempranos de agotamiento.

El primero es el del líder que asume responsabilidades adicionales y sostiene tareas que deberían estar distribuidas en el equipo.

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El segundo es el del líder que reduce participación, demora respuestas y pierde iniciativa, aun cuando mantiene presencia física o virtual. El tercero es el del líder que opera en modo reactivo permanente, sin espacio para planificación ni análisis. El cuarto es el del líder que evita conflictos y suaviza decisiones para no tensionar el clima laboral.

Estos comportamientos tienen efectos directos sobre el funcionamiento de las organizaciones. La sobrecarga del líder que intenta sostener todo genera cuellos de botella y reduce la capacidad de delegación. La desconexión emocional del líder que se vuelve menos visible afecta la coordinación interna y la calidad de las decisiones.

La reacción permanente del líder saturado incrementa errores y disminuye la capacidad de anticipación. La evitación del conflicto del líder complaciente normaliza bajo desempeño y posterga decisiones críticas. En todos los casos, el agotamiento individual se convierte en un problema sistémico.

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La falta de formación formal agrava el fenómeno. Menos de la mitad de los mandos medios recibió entrenamiento específico para liderar equipos. La mayoría aprendió por imitación o por supervivencia en contextos de alta presión.

En sectores donde la operación es continua y la responsabilidad es elevada, la improvisación bajo estrés incrementa el riesgo de fallas operativas, rotación de talento y deterioro del clima laboral. La evidencia internacional muestra que el agotamiento gerencial correlaciona con aumentos significativos en la rotación y con una caída en la calidad de la supervisión.

Para Argentina, el fenómeno tiene implicancias directas. Las empresas operan en entornos de alta volatilidad, con exigencias regulatorias, presión por resultados y estructuras jerárquicas que concentran decisiones en mandos medios. La combinación de inflación, rotación de talento joven y reorganización de equipos híbridos incrementa la carga emocional y operativa de los líderes intermedios.

En sectores críticos —energía, industria, logística, salud— el agotamiento gerencial afecta seguridad, continuidad operativa y retención de perfiles técnicos.

El agotamiento de mandos medios no es un problema individual. Es un indicador de tensión organizacional que anticipa fallas en coordinación, productividad y toma de decisiones. La identificación temprana de estos patrones permite intervenir antes de que el desgaste afecte la operación y la capacidad de sostener equipos en contextos de alta demanda.

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La UTE SICIM–Víctor Contreras toma la delantera en la obra civil del gasoducto del GNL tras integrar las garantías financieras exigidas

La UTE conformada por SICIM y Víctor Contreras integró las garantías financieras requeridas y quedó al frente del proceso para ejecutar la obra civil del gasoducto que conectará Vaca Muerta con la planta de licuefacción prevista en el Golfo San Matías.

La oferta obtuvo el mejor puntaje técnico‑económico y desplazó a los otros consorcios participantes. La obra supera los USD 500 millones y constituye el componente central del proyecto.

El comité evaluador confirmó que la UTE cumplió con los requisitos de solvencia y presentó los avales bancarios correspondientes. La provisión de caños ya fue adjudicada a Welspun por unos USD 200 millones, lo que completa la estructura principal del CAPEX.

La combinación de obra civil y suministro de cañerías define el núcleo operativo del gasoducto.

La competencia incluyó a Techint–SACDE y a Pumpco–Bonatti–Contreras Hermanos. La oferta de SICIM–Víctor Contreras se posicionó por encima de ambas y avanzó hacia la adjudicación. El resultado ordena la competencia en un segmento donde la capacidad técnica, la solvencia financiera y la experiencia en ductos de gran escala son determinantes.

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SICIM es un contratista EPC de origen italiano con más de seis décadas de actividad en gasoductos de gran diámetro y proyectos de exportación.

Opera en múltiples regiones y cuenta con certificaciones internacionales que respaldan su capacidad de ejecución y su solvencia. La empresa acumula más de 20.000 km de ductos construidos en Europa, África, Medio Oriente y América.

Víctor Contreras es una empresa argentina con más de cincuenta años de trayectoria en obras de transporte de gas, plantas compresoras y proyectos asociados a Vaca Muerta.

Posee parque de maquinaria propio, base operativa en Neuquén y experiencia directa en obras troncales para YPF, ENARSA, TGS y TGN. Su presencia aporta conocimiento territorial, logística instalada y capacidad de ejecución local.

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La UTE combina alcance global y experiencia local, un factor relevante para obras con plazos ajustados y exigencias operativas elevadas. La integración de garantías confirma la capacidad financiera del consorcio para asumir un contrato de esta escala.

El proyecto requiere que el gasoducto esté operativo antes de la llegada del segundo buque licuefactor, prevista para mediados de 2028. El primer buque está programado para septiembre de 2027.

La obra civil es el tramo crítico para cumplir el cronograma y habilitar la capacidad de exportación. La coordinación entre ingeniería, logística y financiamiento será determinante durante la ejecución.

La definición de la UTE que lidera la licitación establece el esquema operativo del proyecto y condiciona la planificación de la infraestructura asociada. La etapa final del proceso dependerá de la adjudicación formal y de la firma del contrato, que habilitarán el inicio del cronograma de obra.

La capacidad de ejecución y la gestión de riesgos serán claves para evaluar el desempeño del proyecto y su impacto en la salida exportadora de Vaca Muerta.

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YPF analiza proyectos de gran escala bajo el RIGI en la previa a la ventana mayo–junio

YPF sigue de cerca la implementación del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), que establece un piso de USD 600 millones para proyectos de petróleo y gas. La compañía no figura en los proyectos aprobados hasta el momento, pero su CEO anticipó que la empresa trabaja en iniciativas que podrían encuadrarse en la ventana operativa prevista para mayo y junio.

El marco regulatorio vigente habilita inversiones de gran escala en energía, infraestructura y desarrollos orientados a exportación. En ese rango se encuentran proyectos como la planta de licuefacción de GNL, el gasoducto de alimentación y los desarrollos shale de alto volumen en Vaca Muerta, iniciativas que por su magnitud y orientación exportadora se ajustan a los parámetros del régimen.

El RIGI ofrece estabilidad fiscal, amortización acelerada e importaciones sin aranceles para proyectos de gran tamaño. Estos incentivos reducen el costo de capital y mejoran la competitividad de inversiones orientadas a mercados externos. La ventana mayo–junio coincide con la etapa de consolidación técnica y financiera de las iniciativas de mayor escala dentro del sector energético.

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La reorganización interna de YPF hacia una arquitectura exportadora integrada acompaña este proceso. La empresa articula upstream, midstream e infraestructura logística para sostener un esquema de producción y exportación continua, condición necesaria para inversiones multibillonarias y cronogramas de ejecución extendidos.

El movimiento impacta en toda la cadena de valor. Los proveedores de ingeniería, metalmecánica, construcción, caños, válvulas, compresión y servicios especializados se preparan para un ciclo de demanda asociado a obras de gran escala. La definición de los proyectos que ingresarán al régimen será determinante para el mapa operativo de 2026–2030.

La expectativa del sector se concentra en la actividad prevista para mayo y junio. La combinación de incentivos fiscales, escala exportadora y madurez técnica posiciona a YPF para avanzar en inversiones que pueden modificar la capacidad energética del país y ampliar la oferta para mercados internacionales.

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La infraestructura es el principal desafío de la minería, advierten los proyectos más importantes en marcha

La minería argentina entró en una etapa donde la infraestructura dejó de ser un componente accesorio y pasó a ser la variable que determina el ritmo de los proyectos.

Esta fue la conclusión dominante en la mesa minera de Expo EFI, donde los principales operadores del país —Hernán Soneyro (Cantesur), Rolando Ortiz (Eramet/Eramine), Néstor Aris (AbraSilver), Norma Ramiro (Vicuña) y Francisco Poodts (Aldebaran Resources)— expusieron un diagnóstico común: la falta de rutas, trenes y redes de energía de escala ya condiciona la ejecución de inversiones y obliga a las empresas a asumir costos que, en otros países, recaen en la infraestructura pública.

El planteo fue directo: la Argentina está llegando tarde a la adecuación de su infraestructura frente a proyectos que avanzan con cronogramas exigentes. En cobre, la magnitud de Vicuña, Josemaría o Altar requiere energía firme, caminos aptos para equipos sobredimensionados y, en algunos casos, mineroductos hacia el Pacífico.

En litio, la logística química es el cuello de botella: Ortiz detalló que por cada tonelada de producto final se necesitan entre cuatro y cinco toneladas de insumos, lo que saturará las rutas del NOA si no se integran corredores ferroviarios y portuarios. En minería no metalífera, Soneyro expuso un déficit estructural: el transporte supera el valor del producto y limita el consumo interno de áridos, un insumo básico para cualquier obra.

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El impacto operativo es inmediato. La falta de infraestructura eleva el CAPEX por obras complementarias que deben financiar las propias empresas y aumenta el OPEX por logística extendida, demoras y restricciones de transporte.

Este diferencial de costos reduce competitividad frente a países con infraestructura consolidada y puede postergar decisiones de inversión en un contexto global donde la ventana para minerales críticos —litio y cobre— se concentra entre 2026 y 2030. La comparación presentada por Soneyro sintetiza la brecha: Australia y Estados Unidos superan los 30 kilómetros de rutas por cada mil habitantes; Argentina no llega a cinco.

La discusión también incorporó la dimensión de “infraestructura del conocimiento”. Ramiro planteó que los proyectos automatizados requieren competencias técnicas que hoy no están disponibles en escala.

La propuesta de crear centros de capacitación regionales apunta a evitar que la minería dependa de mano de obra importada o de rotación permanente entre provincias, un fenómeno que ya se observa en los proyectos de altura. La falta de capacidades técnicas no es un problema abstracto: impacta en seguridad, productividad y continuidad operativa.

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Poodts, desde el cobre, fue explícito: sin trenes, la logística de largo plazo es inviable. La industria necesita definiciones sobre el Belgrano Cargas y el San Martín para planificar la movilización de volúmenes masivos. Ortiz, desde el litio, agregó que la infraestructura sigue siendo responsabilidad pública, pero que la previsibilidad macroeconómica y jurídica es indispensable para que los privados puedan asumir parte del financiamiento.

Aris, desde el oro y la plata, describió un escenario donde el mantenimiento de caminos quedó desproporcionadamente en manos del sector privado, un esquema que no es sostenible cuando los proyectos pasan de exploración a producción.

Frente a este escenario, los expositores plantearon mecanismos de articulación público‑privada para adelantar obras a cambio de regalías o beneficios fiscales. No se trata de reemplazar al Estado, sino de evitar que la saturación logística frene inversiones en un momento donde la minería se convirtió en un vector de divisas y empleo.

La propuesta incluye corredores viales específicos para minería, nodos ferroviarios, ampliaciones de líneas de alta tensión, infraestructura portuaria para cargas especiales y centros de formación técnica.

La sostenibilidad del crecimiento minero dependerá de la capacidad de coordinar entre Nación y provincias la priorización de obras de alto impacto y de ejecutar soluciones en tiempo y forma. La infraestructura dejó de ser un soporte y pasó a ser la variable crítica del desarrollo. El sector ya lo advirtió en público, con nombres propios y diagnósticos precisos.

La respuesta institucional definirá si la Argentina captura o pierde la ventana de inversiones que se abre en los próximos años.

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