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Autor: Mejor Energía

  • PCR pone en marcha un plan de inversión energética de más de U$S 100 millones en Mendoza

    PCR pone en marcha un plan de inversión energética de más de U$S 100 millones en Mendoza

    La empresa PCR lleva adelante una inversión inicial superior a los 20 millones de dólares destinada a la perforación de pozos para la producción de crudo extrapesado.

    La actividad forma parte de un plan de desarrollo energético que prevé una inversión total de más de 100 millones de dólares en los próximos años.

    Según se detalló, ya se finalizó la perforación del primer pozo, con una longitud total de 2210 metros y una rama horizontal de 1075 metros, y se avanza con la ejecución del segundo de los cinco pozos previstos para 2025.

    Además de la actividad en Llancanelo, el plan de inversión incluye infraestructura para el tratamiento del petróleo y la construcción de oleoductos, obras clave para la conectividad energética del sur mendocino.

    PCR asumió el control operativo de las áreas Llancanelo y Llancanelo R a fines de 2024, como parte del Plan Andes de YPF, y ya había incorporado previamente las áreas Puesto Rojas, La Brea y Cerro Mollar Oeste.

    La empresa, con más de tres décadas de presencia en la zona a través del área El Sosneado, se consolida como un actor estratégico para el futuro energético de Mendoza.

    El proyecto de PCR contempla además, para 2025, la perforación de pozos exploratorios en Puesto Rojas, La Brea y Cerro Mollar Oeste, con una inversión adicional estimada en 10 millones de dólares.

    Por su parte, el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, visitó este jueves el yacimiento Llancanelo en el departamento de Malargüe, donde participó también de la inauguración oficial de las nuevas oficinas administrativas y técnicas de la compañía en el centro de Malargüe, una muestra concreta del compromiso de PCR con la provincia y con el desarrollo de la industria hidrocarburífera local.

    Todo este desarrollo se enmarca en una estrategia de crecimiento basada en la sustentabilidad, la seguridad operativa y el fortalecimiento de las capacidades locales.

    Con la apertura de sus nuevas oficinas en Malargüe, la compañía ratifica su compromiso de largo plazo con la provincia, impulsando el empleo, la actividad económica y la expansión de la matriz energética nacional.

    Desde el Gobierno provincial, la visita institucional encabezada por el gobernador reafirma el objetivo de acompañar inversiones productivas que generen desarrollo genuino, promuevan el aprovechamiento responsable de los recursos y posicionen a Mendoza como un polo estratégico en el mapa energético argentino.

    PCR es una empresa argentina con más de un siglo de trayectoria en los sectores de petróleo y gas, energías renovables y cemento.

    Es la compañía privada más antigua de la industria petrolera nacional, líder en la producción de cemento en la Patagonia y una de las principales generadoras de energía eólica del país, con cuatro parques que suman 527,4 MW en Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis.

    En el área de petróleo y gas, opera en Mendoza y La Pampa, y posee activos en Ecuador con una producción de 20.878 barriles equivalentes diarios. Además, desde 2022 impulsa proyectos de inversión energética en Estados Unidos.

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  • Edenor ingresa al negocio minero y apuesta al litio y el cobre para impulsar la transición energética

    Edenor ingresa al negocio minero y apuesta al litio y el cobre para impulsar la transición energética

    Edenor, la principal empresa distribuidora de energía eléctrica de Argentina con 3,3 millones de usuarios, dio un paso audaz y estratégico al concretar la adquisición de participaciones en dos empresas dedicadas a la exploración de minerales críticos en la provincia de Catamarca. Este movimiento marca su ingreso oficial al negocio del cobre y el litio, recursos vitales para la transición energética global y el creciente proceso de electrificación.

    La compañía, bajo el control de los empresarios Daniel Vila, José Luis Manzano y Mauricio Filiberti, y actualmente liderada por el economista Daniel Marx, informó a la Comisión Nacional de Valores (CNV) sobre la aceptación de ofertas para la compra de acciones en las empresas Polimetales del Noroeste e Integra Recursos Naturales Minerales.

    En detalle, Edenor adquirió el 40% del capital social y el 11,76% de los votos de Polimetales del Noroeste, una empresa enfocada en la exploración de cobre. Esta sociedad posee aproximadamente 60.704 hectáreas en la zona de la Faja de Maricunga, al oeste de Catamarca, con un proyecto adyacente a Valle Ancho, conocido por sus manifestaciones de cobre y oro.

    Por otro lado, la distribuidora eléctrica se hizo con el 15% del capital social y los votos de Integra Recursos Naturales Minerales, dedicada a la exploración de litio. Esta compañía cuenta con un vasto portafolio de cerca de 220.000 hectáreas distribuidas en las zonas de Antofalla, Cortaderas y Ancasti, también en Catamarca.

    Estas adquisiciones se realizan a través de Edenor Tech, una subsidiaria creada en agosto del año pasado con un capital social de $100 millones, y cuya constitución fue producto de una reforma en el estatuto de Edenor en abril de 2024, que amplió su objeto social para incorporar actividades relacionadas con la inteligencia artificial, la generación de energía y, crucialmente, la inversión en minerales críticos.

    Este acuerdo de diversificación y aseguramiento de recursos estratégicos consolida la estrategia de Edenor para ampliar sus operaciones más allá de su tradicional rol como distribuidora eléctrica. El objetivo principal es expandirse hacia proyectos de exportación y asegurar el abastecimiento de minerales críticos que presentan ventajas competitivas para el país, según destacó la empresa en el Hecho Relevante elevado a la CNV.

    La decisión de Edenor de entrar en el negocio de los minerales críticos se enmarca en un proceso de recuperación financiera de la empresa, que se vio afectada por años de congelamientos tarifarios. Con esta diversificación, Edenor busca maximizar su rentabilidad y valor patrimonial, complementando su objetivo principal de continuar brindando un servicio eléctrico de calidad en su área de concesión.

    Si bien la incursión en la minería es un paso significativo, Edenor no descuida su core business. La compañía tiene previsto seguir invirtiendo de forma prioritaria en el mantenimiento, la extensión y la expansión de su red, con el fin de mejorar la eficiencia operativa, la calidad de sus servicios técnicos y la seguridad de su infraestructura.

    A futuro, Edenor aspira a transformarse en una distribuidora inteligente, capaz no solo de suministrar energía, sino también de recibirla de los usuarios. Esta visión busca facilitar la instalación de paneles solares y otras fuentes de energía renovable distribuida, posicionando a la empresa como un actor clave en la evolución del panorama energético argentino.

    La movida de Edenor en el sector minero de cobre y litio subraya el creciente interés de las grandes empresas por asegurar su participación en los recursos que impulsarán la descarbonización y la electrificación a nivel global, marcando un hito en la historia de la distribuidora eléctrica argentina.

    El litio es considerado la «estrella» de la transición energética por su capacidad excepcional para almacenar energía. Esto lo convierte en el insumo clave para la fabricación de baterías de ion-litio, que son el corazón de los vehículos eléctricos (VE), la electromovilidad y los sistemas de almacenamiento de energía renovable.

    Si se piensa en el negocio del mercado eléctrico de Edenor, estas baterías permiten la acumulación de la electricidad generada por fuentes intermitentes como la solar y la eólica, para ser utilizada cuando no hay sol o viento, o para abastecer la demanda en horas pico.

    En cuanto al cobre, es definido como el «músculo» de la electrificación y un pilar fundamental en la infraestructura de energía limpia, debido a sus propiedades de excelente conductividad eléctrica y térmica, maleabilidad, resistencia a la corrosión y durabilidad.

    Su rol es crucial en infraestructura eléctrica, al ser indispensable en la fabricación de cables de transmisión y distribución de electricidad para redes de alta, media y baja tensión. A medida que las ciudades se vuelven más inteligentes y las redes eléctricas se expanden para integrar fuentes renovables, la demanda de cobre aumenta considerablemente.

    Actualmente, el país no produce cobre, pero cuenta con un potencial geológico significativo para ser proveedor global de este mineral. Proyectos avanzados en provincias como San Juan y Catamarca podrían permitir a la Argentina competir ante una demanda global que se espera se duplique para 2050, impulsada por la transición energética y el crecimiento económico.

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  • Cómo la infraestructura eléctrica impacta en la competitividad de Vaca Muerta

    Cómo la infraestructura eléctrica impacta en la competitividad de Vaca Muerta

    Vaca Muerta sigue consolidándose como motor clave del desarrollo energético argentino. En los primeros cuatro meses de 2025, las exportaciones de petróleo crecieron un 42% interanual, impulsadas por el desempeño sostenido de la Cuenca Neuquina, que aportó el 78% del crudo exportado, con un promedio de 192.000 barriles diarios.

    En un contexto de precios internacionales moderados, esta dinámica generó ingresos por US$ 2.159 millones, aliviando las tensiones sobre la balanza comercial.

    Sin embargo, el crecimiento del sector no depende solo de la capacidad de extracción. La electrificación y automatización emergen como pilares estratégicos para sostener y potenciar este avance.

    No se trata únicamente de eficiencia energética: incorporar soluciones eléctricas modernas permite reducir costos operativos, aumentar la disponibilidad de los activos y responder con agilidad a las demandas de un entorno tan desafiante como el shale argentino.

    En este marco, algunas empresas tecnológicas juegan un rol clave al proveer tecnologías que integran electrificación, automatización y digitalización: desde plataformas inteligentes para diseño eléctrico hasta celdas de media tensión digitales y tableros adaptados a condiciones extremas, contribuyen con soluciones que optimizan procesos y anticipan fallas.

    “La electrificación no es solo una mejora técnica: es una herramienta estratégica para transformar recursos en resultados. En un país que necesita ampliar su capacidad exportadora, cada avance en eficiencia energética tiene impacto directo en la economía y el desarrollo”, señalan.

    ABB, por caso, también promueve una agenda de sustentabilidad alineada con los desafíos ambientales del sector energético. Con sistemas de distribución más eficientes, tecnologías que minimizan pérdidas y emisiones, y herramientas digitales de monitoreo remoto y mantenimiento predictivo, facilita la transición hacia una matriz energética más limpia sin comprometer productividad.

    En paralelo, el crecimiento de Vaca Muerta plantea exigencias crecientes en materia de infraestructura. La electrificación, combinada con digitalización, permite avanzar hacia operaciones más seguras, escalables y competitivas.

    Mientras la Argentina busca consolidar su perfil exportador de energía, los expertos consideran que el desarrollo de infraestructura eléctrica de última generación aparece como una condición indispensable para sostener el ritmo.

    En este escenario, coinciden en afirmar que la electrificación es mucho más que una tendencia tecnológica: es una apuesta concreta por la eficiencia, la resiliencia y el crecimiento a largo plazo.

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  • Vista Energy aumentó su producción total un 81% tras consolidar la adquisición del 50% de La Amarga Chica

    Vista Energy aumentó su producción total un 81% tras consolidar la adquisición del 50% de La Amarga Chica

    Vista Energy presentó hoy los resultados del segundo trimestre del año, en los que reportó una producción total de 118.000 boe/d, un 81% más que en el mismo período de 2024, y una producción de petróleo de 102.000 bbl/d, un crecimiento interanual del 79%.

    Este incremento se da tras la consolidación de la adquisición del 50% del bloque La Amarga Chica, la segunda mayor área de Vaca Muerta medida por producción de petróleo.

    La actividad de nuevos pozos se aceleró contra el trimestre anterior, con 24 pozos conectados durante el período: 8 en Bajada del Palo Oeste, 4 en Bajada del Palo Este y 12 correspondientes a la participación del 50% en La Amarga Chica. En particular, las nuevas conexiones en La Amarga Chica impulsaron una suba en la producción del bloque, que pasó de 35.000 boe/d en abril a 43.000 boe/d en junio.

    El EBITDA (ganacias antes de intereses) ajustado del período fue de 404,5 millones de dólares, un 40% superior al mismo período de 2024 y un 47% más que en el primer trimestre de 2025. El margen de EBITDA ajustado fue del 66%, lo que representa un aumento de 4 puntos porcentuales respecto al primer trimestre, gracias a la eficiencia relacionada a costos de comercialización.

    En el trimestre, Vista exportó el 61% de los volúmenes de venta de crudo.

    Los ingresos totales alcanzaron los 610,5 millones de dólares, un 54% por encima del mismo período de 2024. Los ingresos netos de derechos de exportación durante el trimestre fueron de 593 millones de dólares, mientras que los ingresos netos por exportaciones de petróleo y gas ascendieron a 345 millones de dólares, lo que representa el 58% del total de ingresos netos.

    La ganancia neta fue de 235,3 millones de dólares, lo que representa un incremento del 184% respecto al trimestre anterior y un aumento del 68% en comparación con el mismo período del año anterior.

    El lifting cost fue de 4,7 USD/boe, un 4% superior al del segundo trimestre de 2024 y sin variaciones frente al trimestre anterior, lo que refleja el enfoque de la compañía en la eficiencia operativa.

    La inversión durante el segundo trimestre de 2025 fue de 356,1 millones de dólares.

     

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  • Cambio climático: cuáles son las claves para financiar la transición energética en países en desarrollo

    Cambio climático: cuáles son las claves para financiar la transición energética en países en desarrollo

    En un escenario energético global marcado por la incertidumbre y la creciente necesidad de acelerar la descarbonización, los fondos climáticos multilaterales (FCM) se han consolidado como actores fundamentales para impulsar transiciones energéticas seguras, asequibles y resilientes en países en desarrollo.

    Según un análisis reciente de la Agencia Internacional de Energía (AIE), basado en datos de la OCDE, los FCM asignaron entre 2015 y 2024 unos U$S 7.800 millones a proyectos de energía limpia, de los cuales el 95% se destinó a economías emergentes.

    Asia y África concentraron más de la mitad de estos recursos, principalmente en iniciativas de generación eléctrica, aunque también crecen los fondos para sectores como la construcción, el transporte y la industria.

    El uso de instrumentos concesionales es una de las claves del impacto de estos fondos. De hecho, entre 2015 y 2024, alrededor del 70% del financiamiento energético otorgado por los FCM calificó como Ayuda Oficial al Desarrollo (AOD), lo que los diferencia de otros financiadores públicos internacionales y refuerza su atractivo para proyectos con alto riesgo o retorno incierto.

    Un ejemplo de alto impacto es el programa Climate Investor One, apoyado por el FVC con U$S 100 millones en capital de riesgo y subvenciones. La iniciativa logró movilizar hasta 930 millones de dólares adicionales y generar más de 1 GW en capacidad renovable instalada en 11 países de África, Asia y América Latina.

    Pese a los avances, la distribución regional del financiamiento concesional revela disparidades. África, detalla la AIE, recibió un 25% del financiamiento total de los FCM para energía limpia en el período analizado, pero solo el 56% fue en condiciones concesionales, comparado con el 84% en el Sudeste Asiático. Esta brecha refleja las dificultades estructurales que aún enfrentan muchas economías africanas para acceder a capital asequible.

    Además del financiamiento directo a proyectos, los FCM destinaron unos U$S 1.200 millones a asistencia técnica y preparación de políticas, un componente esencial para fortalecer capacidades locales y generar carteras de proyectos financiables.

    Para la AIE, la financiación de los FCM comienza a diversificarse hacia sectores estratégicos más allá de la generación eléctrica tradicional. En 2024, la participación de proyectos solares y eólicos bajó del 50%, en favor de iniciativas de redes eléctricas, almacenamiento y movilidad eléctrica, cuyos montos se han incrementado significativamente.

    La declaración conjunta emitida por los cuatro FCM durante la COP28 en Dubái trazó una hoja de ruta hacia una mayor eficiencia operativa. Entre las prioridades se encuentran armonizar procedimientos, mejorar los plazos de aprobación y simplificar el acceso a recursos, todo mientras se promueven mecanismos como la financiación combinada, el uso de moneda local y el desarrollo de capacidades financieras en mercados emergentes.

    Frente a un panorama de inversiones cada vez más desafiante, los fondos climáticos multilaterales siguen demostrando que pueden ser aliados estratégicos de alto impacto en la carrera por una transición energética justa e inclusiva.

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  • Pymes de Añelo: «Pedimos condiciones justas para que nuestras empresas trabajen»

    Pymes de Añelo: «Pedimos condiciones justas para que nuestras empresas trabajen»

    En diálogo con Modo Shale, Raúl Martín, presidente de la Cámara de Empresas, Industria y Servicios de Añelo (CEISA), expresó su preocupación por la caída en la actividad económica en Vaca Muerta, denunciando una «retracción en las inversiones» y una alarmante falta de comunicación entre operadoras y proveedores locales.

    “Estamos viendo que no hay proyectos de inversión, ni siquiera solicitudes o consultas por parte de las empresas operadoras. Pedimos información para armar una oferta productiva acorde, pero no hay respuestas”, afirmó Martín.

    Según explicó, CEISA suele requerir detalles sobre los planes de obra para articular una respuesta empresarial local. “Queremos saber si harán obra civil, movimientos de suelo o perforaciones, para segmentar el trabajo entre nuestras empresas”.

    Martín apuntó directamente a la falta de cumplimiento de la Ley de Compre Neuquino, que promueve la contratación de proveedores locales. Denunció que muchas empresas llegan con convenios firmados desde Buenos Aires, prestan un servicio puntual y se van, dejando trabajadores sin empleo y afectando la economía local.

    “Esa gente queda ‘bollando’ en las localidades. Vinieron en busca del ‘boom’ de Vaca Muerta y se quedan sin oportunidades”, advirtió.

    El referente empresario también destacó que muchas de las empresas de CEISA estuvieron activas incluso en los momentos más críticos de la pandemia, “poniendo el cuerpo” y sosteniendo operaciones con recursos propios.

    “Nosotros conocemos el territorio, tenemos personal capacitado. Sin embargo, las operadoras siguen contratando servicios de afuera”, agregó.

    Además, criticó la falta de infraestructura en los parques industriales de Añelo. “Muchos no tienen luz o tienen servicios mínimos, mientras que en otras provincias las condiciones son más favorables. Así es imposible competir”.

    En este sentido, pidió la intervención de las autoridades provinciales y nacionales para revisar tarifas eléctricas, alícuotas e incentivos que permitan mejorar la competitividad regional.

    Respecto a las instancias de diálogo con el gobierno y las empresas operadoras, Martín señaló que existen canales institucionales, pero sin respuestas concretas.

    “La autoridad de contralor del Compre Neuquino está al tanto de las denuncias, pero no se ve una reacción firme. Necesitamos reglas claras, previsibilidad y que se respete el trabajo local”, dijo.

    Martín cerró el mensaje con una firme advertencia: “Llegó el momento de levantar la voz. No queremos imponer nada, pero sí exigir que se cumplan las normas. Solo pedimos condiciones justas para que nuestras empresas puedan trabajar”.

    Tal como lo adelantó Mejor Energía, hay pymes que están esperando para ir hacia un nuevo aumento en la escala de la producción. Plantean que pueden seguir con el actual rimto de producción, a la espera de mejores condiciones macroeconómicas y la inauguración del Oleoducto Vaca Muerta Sur.

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  • Neuquén ya avanza con Chile para explorar la chance de exportar energía eléctrica

    Neuquén ya avanza con Chile para explorar la chance de exportar energía eléctrica

    El Ente Provincial de Energía de Neuquén (EPEN) ya analiza  con funcionarios chilenos las posibilidades de avanzar en proyectos exportación y generación de energía eléctrica desde Neuquén hacia el vecino país. 

    Así lo detalló Mario Moya, presidente de la empresa provincial, en una entrevista en Modo Shale (Mitre Patagonia). 

    “Se trata de capitalizar el gas que tenemos en la provincia a través de generación térmica eléctrica y tambien de realizar un vínculo eléctrico con Chile”, explicó.

    De las reuniones de la última semana participaron funcionarios de la región de Araucanía y Biobío. Esta agenda se desprende del 39 Comité de Integración de la Región de Los Lagos, que se reunió en la ciudad de Neuquén a finales de junio.

    Sgún dijo el presidente del EPEN, uno de los abordajes será la optimización del uso de la infrastructura gasífera existente, de modo de poder reforzar los envíos hacia Chile.

    Al mismo tiempo, se evaluzará la capacidad de funcionarmiento de centrales térmicas actualmente fuera de servicio del lado Chileno, que quedaron en desuso luego de interupciones de suministro desde Argentina años atrás. 

    “Hay plantas que fueron diseñadas para funcionar con gas, pero quedaron inactivas tras la interrupción de los envíos”, indicó el funcionario de la realidad del lado chileno.

    Moya señaló que algunas localidades del norte neuquino están más próximas a centros de consumo chilenos que argentinos, lo que abre oportunidades para nuevas interconexiones eléctricas. “El potencial hidroeléctrico del corredor del río Neuquén también fue parte de la discusión”, agregó.

    Respecto a la infraestructura, el titular del EPEN manifestós que se deberán realizar obras para habilitar este vínculo eléctrico. “La idea es trabajar de manera continua, de forma paralela, sin esperar a futuras reuniones para avanzar en la implementación”, afirmó.

    El presidente del EPEN también habló sobre las recientes obras de mantenimiento realizadas en Rincón de los Sauces, en medio de una ola polar y restricciones en el suministro de gas.

    Más de 100 trabajadores participaron en las tareas, que incluyeron la sustitución de transformadores y la reubicación de equipos para garantizar el abastecimiento eléctrico ante la creciente demanda.

    “Fue un esfuerzo coordinado que nos permitió acortar los tiempos y asegurar el servicio, pese a las dificultades”, concluyó Moya.

    La agenda energética de Neuquén se orienta hacia la cooperación binacional y el aprovechamiento eficiente de sus recursos, en un contexto de creciente demanda y necesidad de diversificación energética.

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  • Total compromete inversiones por u$s530 millones con la prórroga de la concesión en la CMA1

    Total compromete inversiones por u$s530 millones con la prórroga de la concesión en la CMA1

    La Legislatura de Tierra del Fuego aprobó la noche de este martes el Acuerdo de Prórroga de Concesión Hidrocarburífera de la Cuenca Marina Austral 1 (CMA1) que encabeza la empresa Total Austral y sus socios Wintershall Dea Argentina y Pan American Energy. La ley ratifica el acuerdo que había logrado el consorcio con el gobierno provincial y el consecuente decreto 1671 por el cual se comprometía una inversión de u$s530 millones al 2041.

    Se trata de un área clave para el sistema gasífero, ya que convierte a la Cuenca Austral en la segunda productora de gas detrás del aporte que realiza la Cuenca Neuquina, al aportar alrededor del 18% de la demanda nacional, en particular desde la entrada en operación de la plataforma Fénix, que demandó de las compañías socias una inversión de US$ 700 millones.

    Con ese aporte, la filial local de la francesa TotalEnergies es la primera productora de gas de la Argentina, al cubrir poco más de un 25% de la demanda total, incluso por sobre YPF, ya que se suma el también importante aporte del área no convencional de Aguada Pichana Este, que opera la empresa. Desde ambas cuencas, la empresa concretó la primera exportación de gas a Brasil a comienzos de abril, vía Bolivia.

    El Ejecutivo provincial y las empresas operadoras habían alcanzado un entendimiento crucial para la prórroga de las concesiones hidrocarburíferas en la Cuenca Austral Marina 1, ubicada frente a las costas de Tierra del Fuego. Este acuerdo, motivado por la necesidad de revitalizar yacimientos maduros y asegurar futuros ingresos fiscales, extiende la operación de los lotes “Hidra», «Cañadón Alfa-Ara», «Antares», «Kaus» y «Vega Pléyade» hasta 2041, y el lote “Argo” hasta 2045.

    Los contratos originales de estos yacimientos expiraban entre 2031 y 2035, por lo que la prórroga busca incentivar mayores inversiones mediante la aplicación de nuevas tecnologías y métodos de recuperación secundaria y asistida, además de sostener programas de exploración y desarrollo sostenible, explicaron fuentes del consorcio empresario.

    El acuerdo, firmado el 13 de junio y ratificado por el decreto 1671/25, establece una serie de compensaciones y compromisos financieros por parte de las compañías. En ese sentido se destacó que incluye un bono de prórroga de US$ 5,1 millones y un bono de compensación de US$ 35 millones por la suspensión temporal del yacimiento Vega Pléyade. Adicionalmente, las empresas se comprometen a realizar inversiones y trabajos por US$ 530 millones.

    En materia de Responsabilidad Social Empresaria, las sociedades aportarán US$ 4,5 millones para proyectos de educación, salud y seguridad, y cubrirán el servicio de internet satelital para 150 escuelas durante 24 meses. Además, quedaba sujeto a la validación de la Legislatura provincial —lo que se logró anoche— que US$ 18 millones equivalentes a $22.000 millones ingresen a las arcas provinciales antes de fin de mes.

    Las mismas fuentes explicaron que una de las condiciones destacadas del acuerdo es el incremento del 3% en las regalías sobre la producción de los lotes involucrados. De esta manera, “Hidra», «Cañadón Alfa-Ara», «Antares» y «Kaus” pasarán a pagar el 18% a partir del 1 de octubre de 2040, mientras que “Argo” lo hará desde el 1 de julio de 2044.

    Vega Pléyade, por su parte, pagará el 15% a partir de octubre de 2024. El acuerdo también contempla la posibilidad de que los concesionarios celebren acuerdos para la venta de gas natural en firme, hasta el 10% de la producción del área, bajo condiciones de mercado, si la provincia o la empresa Terra Ignis Energía requieren dicho suministro.

    Asimismo, se incluye una cláusula de estabilidad fiscal que compromete a la Provincia a no gravar a los concesionarios con nuevos impuestos ni aumentar los existentes, salvo excepciones como tasas retributivas.

    En el marco del artículo 6 del acuerdo de prórroga, Total, Wintershall y Pan American se habían comprometido a realizar erogaciones significativas hasta 2041, totalizando US$ 530 millones, y de este monto, US$ 72 millones corresponden a inversiones directas y el resto a costos operativos.

    Estas inversiones están destinadas a optimizar la producción de hidrocarburos tanto en campos maduros como en nuevos desarrollos. Además, buscan mantener y mejorar la integridad de las instalaciones en términos de seguridad y producción, así como garantizar el cuidado del medio ambiente, racionalizar el uso del agua y optimizar la sostenibilidad de las operaciones.

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  • Precios del crudo se moderan y abren una ventana de oportunidad para Argentina

    Precios del crudo se moderan y abren una ventana de oportunidad para Argentina

    El precio del petróleo se convirtió en una de las variables más observadas en el escenario económico internacional durante mayo y junio de 2025, luego de que una nueva escalada bélica en Medio Oriente, incluida la llamada “Guerra de los 12 días” entre Israel e Irán, disparara temores de desabastecimiento global.

    Según un relevamiento de la consultora financiera Qualy, el barril Brent pasó de U$S 61,57 a principios de mayo a U$S 80,37 el 19 de junio, mientras que el WTI subió de U$S 58,50 a casi U$S 76.

    Algunos analistas llegaron a proyectar una escalada hasta U$S 100, algo que finalmente no ocurrió gracias a un incipiente acuerdo de tregua entre Israel e Irán y la estabilidad del suministro global.

    Pese al conflicto, el mercado no entró en pánico. Tres elementos clave evitaron un escenario más dramático: acuerdo de tregua entre Israel e Irán, que redujo la amenaza de cierre del estratégico Estrecho de Ormuz; la cautela inversora, basada en la experiencia de crisis anteriores que no terminaron en alzas sostenidas de precios, y el alza en la producción de crudo fuera de la OPEP, especialmente en EE.UU., que mantiene elevados niveles de stock y estabiliza la oferta global.

    Además, el avance de energías alternativas y la diversificación de fuentes reducen el peso estratégico del petróleo en la economía mundial.

    De acuerdo con el informe de Qualy, para Argentina, esta volatilidad tuvo un doble efecto. Por un lado, un barril caro es positivo para las exportaciones, especialmente en zonas como Vaca Muerta, donde el crudo no convencional resulta rentable con precios superiores a U$S 55 y 65.

    Las empresas del sector mantienen buenas perspectivas de rentabilidad con los valores actuales.

    Por otro lado, un petróleo caro también encarece las importaciones de productos derivados, como plásticos e insumos industriales, afectando los costos internos. Además, la incertidumbre en los mercados internacionales suma presión sobre un país que continúa excluido del radar inversor, al mantenerse fuera de los índices de mercados emergentes.

    El panorama- según la consultora- sigue sujeto a los vaivenes geopolíticos, pero el mercado petrolero parece haber encontrado un nuevo punto de equilibrio, con precios moderadamente altos pero estables, en torno a los U$S 70 por barril.

    Los expertos coinciden en afirmar que para Argentina, este escenario representa una oportunidad exportadora, pero también refuerza la necesidad de previsibilidad macroeconómica y acceso a financiamiento para aprovechar el potencial energético sin quedar expuestos a shocks externos.

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  • Avanza la ampliación del Gasoducto Cordillerano y se prevé que las obras concluyan en 2026

    Avanza la ampliación del Gasoducto Cordillerano y se prevé que las obras concluyan en 2026

    Con el objetivo de mejorar la capacidad de transporte de gas en la región sur del país, se puso en marcha la obra de ampliación del Gasoducto Cordillerano Patagónico, una infraestructura fundamental que beneficiará a más de 12.000 hogares, escuelas, hospitales y comercios de 25 localidades de las provincias de Neuquén, Río Negro y Chubut.

    El acto de firma del acta de inicio de obra tuvo lugar en Rawson, capital de Chubut, y fue encabezado por los gobernadores Rolando Figueroa, Alberto Weretilneck e Ignacio Torres, junto a autoridades de Camuzzi, empresa a cargo de la operación, y del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas).

    La iniciativa busca resolver limitaciones actuales del sistema, que en zonas cordilleranas funciona al borde de su capacidad, especialmente en los meses de invierno.

    Se trata de una de las obras de infraestructura energética más relevantes para la región en los últimos años.

    La ampliación del sistema incluye la instalación de dos plantas compresoras, que permitirán aumentar el caudal de gas transportado por la red. Estas estaciones son clave para reforzar la presión del gas en zonas de alta demanda y extender la cobertura a nuevas áreas.

    El proyecto también contempla trabajos complementarios de adecuación de redes y modernización de instalaciones en los tramos más exigidos del sistema.

    La inversión estimada es de $ 50.000 millones. El Banco Provincia del Neuquén (BPN) otorgó un préstamo de $ 12.400 millones a Camuzzi, mientras que el Banco del Chubut financiará un monto similar. Por su parte, Río Negro acompaña el proyecto aunque no cuenta con entidad financiera propia.

    Según informó la empresa, se prevé que las obras concluyan en 2026, antes del invierno, con el sistema operativo y en condiciones de ampliar la cobertura y confiabilidad del suministro en localidades que actualmente sufren restricciones.

    La obra permitirá abastecer de gas natural a localidades como Villa La Angostura, Junín de los Andes, San Martín de los Andes y zonas rurales aledañas, muchas de las cuales presentan una alta demanda energética en épocas de bajas temperaturas.

    El proyecto tiene un impacto directo no solo en el confort de los hogares, sino también en la salud pública, la actividad turística y la expansión comercial de estas comunidades, que dependen del acceso al gas para garantizar su desarrollo sostenible.

    Desde Camuzzi se destacó que el trabajo conjunto entre las provincias y los entes técnicos permitió superar desafíos administrativos y financieros que habían frenado la ejecución en años anteriores.

    Con la firma del acta de inicio, comienza formalmente la etapa de ejecución, que contempla la movilización de equipos, materiales y personal especializado para iniciar los trabajos en puntos estratégicos del sistema.

    La instalación de las plantas compresoras requiere de una planificación compleja y plazos estrictos, dado que se trata de equipamiento de alto valor tecnológico y logística delicada. El objetivo es que el sistema esté ampliado y operativo para el invierno de 2026, momento en el que se espera una mayor demanda energética.

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