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Autor: Mejor Energía

  • Marín, Figueroa y Weretilneck recorrieron Punta Colorada: avanza la terminal del VMOS para exportar crudo

    Marín, Figueroa y Weretilneck recorrieron Punta Colorada: avanza la terminal del VMOS para exportar crudo

    El presidente de YPF, Horacio Marín, recorrió hoy la Terminal Punta Colorada junto a los gobernadores Rolando Figueroa (Neuquén) y Alberto Weretilneck (Río Negro), en una visita que buscó mostrar el avance de la playa de tanques del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), infraestructura estratégica para el almacenamiento y la futura exportación de crudo desde la costa atlántica rionegrina.

    La actividad incluyó la presencia del vicepresidente de Asuntos Públicos de YPF, Lisandro Deleonardis; el vicepresidente de Infraestructura de YPF, Gustavo Gallino; el CEO del consorcio VMOS, Gustavo Chaab; la intendenta de Sierra Grande, Roxana Fernández; y autoridades de las empresas socias.

    Durante la recorrida, Marín repasó el progreso del montaje de dos de los seis tanques que conformarán el corazón operativo de la terminal y remarcó el salto de escala que busca habilitar el proyecto. “Este es un paso decisivo para la nueva etapa exportadora que se abre en el país. El VMOS posicionará a la Argentina como un proveedor confiable y competitivo de shale en el mercado internacional”, afirmó.

    Por su parte, el gobernador Weretilneck puso el foco en las condiciones políticas e institucionales para viabilizar inversiones de largo plazo. “Esto no es casualidad. Es fruto de decisiones firmes, de estabilidad fiscal y de reglas claras. Defendimos el derecho de la provincia a exportar desde su golfo y generamos las condiciones para que YPF y sus socios inviertan con previsibilidad. Cuando hay conducción y rumbo, las inversiones llegan y se transforman en oportunidades reales para los rionegrinos”, sostuvo.

    La construcción de tanques para el shale oil de Vaca Muerta.

     

    Las obras avanzan, de acuerdo a lo informado, “según el cronograma establecido”, con progresos visibles tanto en las tareas de soldadura como en el armado de los techos geodésicos de aluminio, estructuras claves para la resistencia en un entorno costero y para elevar los estándares de seguridad operativa.

    La construcción del oleoducto unirá los principales campos productores de Vaca Muerta con una salida exportadora desde el Atlántico de Río Negro.

    La construcción de cada tanque implica un proceso de alta complejidad industrial. Cada unidad se compone de 198 placas de pared y 281 placas de piso; demanda alrededor de 1.500 toneladas de acero y la ejecución de más de un millón de pulgadas de soldadura. El montaje del techo, además, requiere la colocación de cerca de 30.000 bulones.

    Con 82 metros de diámetro, 35 metros de altura total y una capacidad de 120.000 metros cúbicos (equivalente al volumen de 50 piletas olímpicas y a la altura de un edificio de diez pisos), cada tanque se ubica entre las obras industriales más relevantes del país, con estándares de escala “de clase mundial” para el sistema logístico que se proyecta.

    La Terminal Punta Colorada será el punto final del sistema de transporte del VMOS, un desarrollo de 437 kilómetros que conectará Vaca Muerta con una instalación diseñada para operar buques VLCC (Very Large Crude Carriers), que llegarán por primera vez al país.

    Con una capacidad de más de 550.000 barriles diarios, el Vaca Muerta Oil Sur apunta a consolidar un nuevo polo exportador desde el Atlántico, con impacto directo en la evacuación de crudo de la cuenca neuquina. En esa hoja de ruta, la playa de tanques es el nodo que ordena el flujo: almacenamiento, programación de cargas y condiciones operativas para una exportación sostenida y de mayor escala.

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  • Gas de Vaca Muerta: infraestructura y exportaciones para reconfigurar el mercado regional

    Gas de Vaca Muerta: infraestructura y exportaciones para reconfigurar el mercado regional

    Las mejoras en la infraestructura de transporte de gas de los últimos años, sumadas a los proyectos de expansión en curso, permiten anticipar un escenario donde la Argentina no solo alcanza la autosuficiencia estacional con la abundancia de recursos de Vaca Muerta, sino que se posiciona como el proveedor clave para las matrices eléctricas de la región, según un reporte de Fitch Ratings.

    Así, para una de las tres principales agencias internacionales de calificación crediticia junto a Moody’s y S&P, el mapa energético del Cono Sur está a las puertas de una transformación estructural impulsada por la aceleración de la producción en la cuenca neuquina.

    A pesar de que los techos soberanos de la Argentina (fijados en ‘B-’ debido a los riesgos de transferencia y convertibilidad) limitan por ahora las calificaciones crediticias de las corporaciones locales, el flujo operativo y el potencial de generación de divisas presentan un panorama de optimismo moderado a largo plazo.

    El depósito de shale gas de Vaca Muerta, reconocido como uno de los más grandes del mundo, sufrió históricamente la falta de capacidad de evacuación. Sin embargo, el escenario para 2026 muestra un cambio de tendencia, y tras un crecimiento del 15% en la producción entre 2021 y 2025, el sistema de transporte comienza a dar respuestas a la demanda. De hecho, la balanza energética alcanza niveles récord no solo por el incremento sostenido de las exportaciones de petróleo, sino por la baja de las importaciones de gas.

    La adjudicación a TGS tras una licitación internacional para la expansión del sistema de transporte, específicamente el segmento del Gasoducto Perito Moreno, es el eje de esta nueva estrategia de expansión. Con una inversión de u$s700 millones, el proyecto contempla la instalación de tres plantas compresoras que suman 90.000 HP y obras complementarias en todo el sistema.

    Esta obra elevará la capacidad de transporte de 21 a 35 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), inyectando 14 millones adicionales desde el corazón de la cuenca hacia los nodos de consumo de Buenos Aires y el Litoral, reduciendo drásticamente la dependencia de combustibles alternativos y GNL importado durante el invierno.

    Por su parte, YPF (calificada CCC+) lidera el proyecto Argentina LNG. La empresa se encamina hacia la Decisión Final de Inversión (FID) para el segundo semestre del año, un paso que marcaría el giro estratégico definitivo para el país, que dejará de ser un importador dependiente de buques de GNL en invierno para convertirse en un exportador global con presencia permanente en los mercados internacionales.

    Y un paso aún más adelante se encuentra el proyecto de Southern Energy, con el FID ya declarado, el consorcio internacional que lidera Pan American Energy con dos buques licuefactores que sumarán 6 millones de toneladas anuales, también desde el Golfo San Matías, en las costas de Río Negro, con un gasoducto dedicado en marcha.

    Fitch destacó en su análisis que la industria eléctrica de Chile surge como la principal beneficiaria de esta mayor oferta de gas por ducto. Para las generadoras Enel Chile, Colbún, Engie Energía Chile y Enel Generación Chile, la regularidad en el suministro desde la Argentina es vital para sus márgenes operativos.

    Actualmente, la interconexión entre ambos países cuenta con siete gasoductos fronterizos que suman una capacidad de 20 MMm3/d. No obstante, la inconsistencia histórica de los envíos argentinos obligó a Chile a depender del GNL importado por vía marítima a través de terminales de regasificación como GNL Quintero.

    El gas natural representó el 15% de la generación eléctrica chilena en 2025 y está llamado a ser el combustible de base que respalde la intermitencia de las renovables, especialmente en el marco del plan chileno para retirar las centrales a carbón antes de 2040. Un flujo constante de gas argentino no solo abarata costos de despacho, sino que otorga seguridad al sistema eléctrico trasandino.

    El mercado de Brasil para el gas argentino aún está pendiente de la maduración de un proyecto que permita definir la viabilidad económica de una inversión de varios miles de millones de dólares para la construcción de un nuevo gasoducto o la consolidación de la actual disponibilidad de capacidad vía la infraestructura ociosa de Bolivia. Pero para los productores argentinos, la llave a cualquier alternativa está pendiente de la confirmación de la demanda de los industriales brasileños.

    Las compañías productoras que operan en la Argentina registran un impulso incremental en sus ingresos derivado del aumento de la producción de gas y así, el ecosistema de empresas muestra una mejora en sus perfiles de ingresos. Compañías como Pluspetrol S.A. y Tecpetrol S.A., ambas con calificación BB-, junto a Pampa Energía (B-), registran un impulso incremental derivado de ese aumento de la producción de gas.

    Si bien el petróleo crudo continúa siendo el principal motor de inversión debido a su facilidad de monetización y acceso a precios internacionales, el sector de gas natural ofrece una diversificación estratégica necesaria. Aunque el gasto de capital (Capex) en el sector experimentó un pico entre 2024 y 2025, se espera que la presión inversora disminuya hacia finales de 2026, una vez concluidos los grandes proyectos de infraestructura.

    Para la Argentina, el éxito de este modelo exportador trasciende lo energético, según el análisis de la calificadora. Una balanza comercial energética superavitaria es la herramienta más sólida para la reconstrucción de las reservas internacionales del Banco Central, a tal punto que el sector representó el equivalente a un tercio del superávit global del comercio exterior del país en 2025.

    Fitch reseñó que la ejecución de políticas estables, protocolos de exportación claros y una regulación previsible serán los pilares para mantener el impulso inversor. De consolidarse esta tendencia, la mejora en las métricas externas del país podría dar soporte a una eventual subida en la calificación soberana y del techo país, permitiendo que las empresas argentinas finalmente reflejen en sus notas crediticias la solidez de sus activos bajo tierra.

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  • Paolo Rocca prevé un incremento «gradual» de la perforación en Vaca Muerta

    Paolo Rocca prevé un incremento «gradual» de la perforación en Vaca Muerta

    El futuro inmediato de Vaca Muerta tendrá un ritmo más intenso, aunque no de manera inmediata. Así lo planteó Paolo Rocca ante inversores, durante la presentación de resultados de Tenaris, donde anticipó que la perforación en el shale argentino acelerará en la segunda mitad de 2026.

    “Después de esta consolidación, la inversión se pondrá en funcionamiento en el desarrollo. Gradualmente, en este campo, la perforación aumentará”, sostuvo el ejecutivo, marcando el tono de una etapa que combina mayor disponibilidad financiera con prudencia operativa.

    Según explicó, tras las elecciones de medio término mejoró la confianza de la comunidad inversora y las compañías de petróleo y gas lograron financiar más de US$ 4.000 millones. Sin embargo, advirtió que esos recursos todavía no se tradujeron plenamente en actividad en campo.

    “La oportunidad está ahí, pero el nivel de riesgo país se mantuvo más alto de lo que estimábamos”, señaló, en referencia a condicionantes macroeconómicos y regulatorios.

    Para Rocca, el proceso fue “relativamente gradual” y más lento de lo que se proyectaba un año atrás. Parte del capital disponible se volcó primero a movimientos de consolidación empresarial —fusiones y adquisiciones— antes que a nuevos desarrollos masivos en la roca madre.

    En ese contexto, dejó una definición estratégica: “Se ha cerrado la operación en el sur. Así que la clave y el núcleo de todo será Vaca Muerta”. Con esa frase, remarcó que el epicentro de la inversión hidrocarburífera argentina se concentra definitivamente en el no convencional neuquino.

    El CEO del Grupo Techint también adelantó que la compañía está incorporando un set adicional de fractura hidráulica para anticiparse a un mayor nivel de actividad hacia fin de año. La ampliación de capacidad en servicios de fracking y en infraestructura será clave si la perforación efectivamente escala.

    En cuanto al gasto de capital (Capex), Rocca indicó que en 2026 podría ubicarse en niveles similares o levemente inferiores a los de 2025, aunque dejó abierta la posibilidad de ajustes si el mercado acelera más de lo previsto. “Mirando el pronóstico, vemos algo más bajo, aunque durante el año puede surgir una nueva necesidad”, afirmó.

    El mensaje hacia el mercado fue claro: el financiamiento está, la confianza mejora y Vaca Muerta seguirá siendo el motor energético del país. Pero el verdadero salto —más equipos, más pozos y mayor producción— se verá recién cuando esa liquidez se transforme en actividad concreta. Y, según Rocca, ese momento llegará en la segunda mitad del año.

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  • Proyecto Vicuña: el mega desarrollo de cobre que puede transformar a San Juan y posicionar a la Argentina entre los líderes globales

    Proyecto Vicuña: el mega desarrollo de cobre que puede transformar a San Juan y posicionar a la Argentina entre los líderes globales

    La provincia de San Juan vuelve a ubicarse en el centro del mapa minero internacional con el avance del Proyecto Vicuña, uno de los distritos de cobre no desarrollados más relevantes del mundo.

    La iniciativa, que integra los yacimientos Josemaría y Filo del Sol, contempla una inversión extranjera directa estimada en US$ 18.000 millones durante la próxima década y abre expectativas económicas, productivas y fiscales tanto a nivel provincial como nacional.

    El proyecto está liderado por Vicuña Corp., firma cuyos principales accionistas son BHP y Lundin Mining, dos gigantes del sector minero global. De acuerdo con estimaciones difundidas por la compañía, el desarrollo conjunto de ambos yacimientos podría posicionar a la Argentina entre las cinco mayores operaciones mundiales de cobre, oro y plata una vez que alcance su plena capacidad.

    El denominado “Distrito Vicuña” se ubica en el departamento Iglesia, en San Juan, en una zona de alto potencial geológico dentro de la cordillera andina. Allí confluyen los proyectos Josemaría, concebido como una mina a cielo abierto con planta concentradora, y Filo del Sol, uno de los descubrimientos de cobre más significativos de los últimos años en la región andina.

    La magnitud de los recursos identificados y la posibilidad de desarrollo integrado convierten al conjunto en un proyecto de escala global, en un contexto internacional donde el cobre es considerado un mineral crítico para la transición energética, la electromovilidad y la infraestructura eléctrica.

    El plan contempla tres fases principales:

    La etapa primera contempla el desarrollo inicial en Josemaría con una mina a cielo abierto y una planta concentradora diseñada para futuras expansiones. El objetivo es acelerar la producción inicial y generar flujo de caja operativo temprano.

    La segunda, apunta al desarrollo de los recursos de óxidos de Filo del Sol y construcción de una planta para la recuperación de cobre, oro y plata. Esta etapa ampliará la capacidad productiva y permitirá remover la capa de óxidos que cubre los sulfuros del yacimiento.

    Y la tercera a la expansión de la planta concentradora y desarrollo del depósito de sulfuros de Filo del Sol, elevando la capacidad de procesamiento hasta aproximadamente 293.000 toneladas por día.

    Dentro del esquema de inversión, se prevé un desembolso de US$ 7.000 millones hasta alcanzar el primer concentrado de cobre, previsto para 2030.

    Las expectativas en San Juan son elevadas. El proyecto implicaría miles de empleos directos e indirectos durante la etapa de construcción y operación, además de un fuerte impulso para proveedores locales, infraestructura vial y energética, y encadenamientos productivos.

    A nivel macroeconómico, el ingreso de divisas por exportaciones de cobre, oro y plata podría convertirse en un factor clave para fortalecer la balanza comercial argentina en la próxima década.

    Desde la empresa destacan que se trata de una “oportunidad transformacional” para la Argentina, capaz de impulsar crecimiento económico de largo plazo mediante inversión extranjera, empleo y mayores exportaciones.

    El desarrollo fue presentado bajo el paraguas del Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI), instrumento impulsado por el Gobierno nacional para otorgar estabilidad fiscal, cambiaria y regulatoria a proyectos de gran escala.

    Según señalaron desde la compañía, la previsibilidad y seguridad jurídica ofrecidas por este régimen fueron determinantes para avanzar con un desembolso de esta magnitud, que difícilmente se hubiera concretado en ausencia de ese marco.

    En este contexto, el presidente Javier Milei mantuvo recientemente un encuentro en Casa Rosada con ejecutivos de Vicuña Corp., encabezados por su CEO, Ron Hochstein, donde se destacó la magnitud de la inversión anunciada.

    Para el Gobierno nacional, la concreción del Proyecto Vicuña es central dentro de su estrategia de atraer capitales externos y dinamizar sectores exportadores. La iniciativa es presentada oficialmente como la mayor inversión minera proyectada en la historia del país y como un pilar para apuntalar el crecimiento durante la próxima década.

    En una Argentina con urgencias macroeconómicas y necesidad de divisas, el avance efectivo del distrito Vicuña no sólo representa una apuesta minera, sino una pieza estratégica dentro del modelo de desarrollo que la administración actual busca consolidar.

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  • Estados Unidos alcanzará producción récord de gas natural en 2026 y 2027

    Estados Unidos alcanzará producción récord de gas natural en 2026 y 2027

    La Energy Information Administration (EIA) proyectó que la producción comercializada de gas natural de Estados Unidos alcanzará niveles récord en 2026 y 2027, según su más reciente informe Short-Term Energy Outlook (STEO).

    De acuerdo con las estimaciones oficiales, el volumen crecerá 2% en 2026 hasta un promedio de 120,8 mil millones de pies cúbicos diarios (Bcf/d) y volverá a incrementarse en 2027 hasta 122,3 Bcf/d, lo que marcaría el nivel más alto registrado en el país.

    El crecimiento estará concentrado principalmente en tres grandes cuencas productoras (Appalachia, Permian y Haynesville) que en conjunto aportarán alrededor del 69% de la producción proyectada para los próximos dos años. Estas regiones seguirán siendo el eje de la expansión gasífera estadounidense.

    En el caso de Haynesville, ubicada entre el este de Texas y Luisiana, la producción aumentaría 1,2 Bcf/d en 2026 y otros 1,6 Bcf/d en 2027. La mejora estará respaldada por precios del gas relativamente elevados.

    La EIA prevé que el valor promedio pase de US$ 3,52 por millón de BTU (MMBtu) en 2025 a US$ 4,31 en 2026 y a US$ 4,38 en 2027. Estos precios permitirían sostener la actividad de perforación incluso en pozos más profundos y costosos.

    Además, la cercanía de la cuenca a las terminales de exportación de gas natural licuado (GNL) en la Costa del Golfo y a grandes centros industriales refuerza su atractivo para las empresas operadoras.

    La cuenca Permian, situada en el oeste de Texas y el sudeste de Nuevo México, también contribuirá de manera significativa al crecimiento, con un aumento estimado de 1,4 Bcf/d en 2026 y 0,6 Bcf/d en 2027.

    En esta región, la expansión del gas natural está asociada principalmente a la producción de petróleo. Aunque la EIA estima que la actividad de perforación orientada al crudo será relativamente baja debido a la caída del precio del West Texas Intermediate (WTI) –que pasaría de US$ 65 por barril en 2025 a US$ 53 en 2026 y US$ 49 en 2027-, el incremento sostenido en la relación gas-petróleo (GOR) impulsará igualmente la producción gasífera.

    Por su parte, Appalachia, históricamente la mayor productora de gas natural del país, continuará aportando el mayor volumen individual. Desde 2016 representa alrededor del 32% de la producción total de los 48 estados continentales.

    En los últimos años, su crecimiento estuvo limitado por restricciones en la capacidad de transporte por gasoductos. Sin embargo, la puesta en operación del Mountain Valley Pipeline, autorizada en junio de 2024, amplió la capacidad de evacuación de gas. Con esta nueva infraestructura, la EIA prevé que la producción en la región aumente 0,3 Bcf/d en 2026 y 0,5 Bcf/d en 2027.

    Las proyecciones consolidan el posicionamiento de Estados Unidos como uno de los principales productores mundiales de gas natural, en un contexto de demanda firme y expansión del mercado exportador de GNL.

    De cumplirse las estimaciones oficiales, 2027 marcará un nuevo récord histórico para la industria gasífera estadounidense y reforzará su peso estratégico en el mercado energético internacional.

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  • Petroleros Privados se declara en alerta y movilización ante posibles despidos en Rincón de los Sauces

    Petroleros Privados se declara en alerta y movilización ante posibles despidos en Rincón de los Sauces

    El Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa se declaró este martes en estado de alerta y movilización luego de una asamblea multitudinaria, en Rincón de los Sauces, con una participación estimada de 4.000 afiliados.

    El encuentro, realizada en los almacenes de YPF en Desfiladero Bayo, fue encabezado por el secretario general Marcelo Rucci junto a miembros de la comisión directiva. En ese marco, los trabajadores votaron por unanimidad facultar a la conducción sindical para adoptar “las medidas que sean necesarias” frente a posibles despidos en los yacimientos convencionales de la zona, en un escenario que el gremio asocia al proceso de reversión de áreas a la provincia y a la falta de rentabilidad.

    Durante la asamblea, la conducción expuso que se buscaría reducir entre 50% y 60% el personal afectado a los campos convencionales en Rincón de los Sauces. Rucci elevó el tono y advirtió que una decisión de ese tipo escalaría el conflicto: “La peor idea que pueda llegar a tener YPF va a ser echar un solo compañero de este yacimiento, porque van a tener el quilombo más grande de su historia”, lanzó ante los presentes.

    El dirigente trazó un paralelismo con episodios de fines de los 90 y apeló a la memoria colectiva de la localidad petrolera: “La situación repite la historia del ’99”, afirmó. “No vamos a permitir que jueguen con el plato de comida de nuestros hijos”, agregó, en un discurso centrado en la defensa del empleo y el impacto social de una eventual ola de cesantías.

    En otro tramo, Rucci sostuvo que el eventual ajuste no se explica solo en términos de números: “De 4.000 compañeros que hay acá quieren echar a más de 2.000. (…) Esto no es un número: son nombres y apellidos que nos cruzamos todos los días en el pueblo”. Y advirtió que el golpe se trasladaría a la economía local: “Cuando arrasan con más de la mitad de los trabajadores, arrasan con la economía de Rincón”.

    Rucci advirtio sobre las intenciones de cesantear a 2000 trabajadores.

     

    Rucci dejó en claro que el sindicato no cuestiona la opción de retiros voluntarios en casos de trabajadores próximos a jubilarse o para quienes consideren conveniente esa alternativa, pero marcó una línea roja ante los despidos compulsivos. “Que nos echen y van a ver lo que va a pasar. No va a ser solo acá, va a ser en Vaca Muerta y donde tengamos que ir. Representamos a 30.000 trabajadores y vamos a defender cada puesto de trabajo”, aseguró.

    En clave política, el titular del gremio también apuntó contra decisiones tomadas “desde afuera” de la provincia: “No vamos a dejar que cuatro porteños vengan a pisarnos como pisaron a compañeros en otros lugares del país. En esta provincia hay historia y hay dignidad”, expresó.

    Antes de Rucci, el secretario general adjunto Ernesto Inal planteó el diagnóstico de la conducción y enumeró antecedentes en otras cuencas del país. “Estamos complicados, compañeros. Quieren cerrar los yacimientos. No son rentables, dicen. Ya pasó en Santa Cruz, en Chubut, en Tierra del Fuego y ahora vienen por acá”, afirmó. Inal llamó a la cohesión interna y reivindicó la trayectoria del sindicato: “Nada de lo que hoy tenemos fue regalado. Cada salario, cada condición laboral, fue producto del sacrificio de generaciones que no se dejaron pisar”.

    La asamblea concluyó con un mandato abierto a la comisión directiva para activar medidas gremiales y con una advertencia explícita: si avanzan las cesantías, el conflicto podría escalar a toda la actividad en la cuenca neuquina, con impacto potencial sobre la dinámica operativa en un momento de fuerte reorganización entre la salida de áreas maduras, la discusión por costos y la convivencia entre producción convencional y desarrollo no convencional.

    En la práctica, la definición abre un compás de tensión entre el esquema de transición en campos convencionales y la contención social en localidades cuya economía depende del empleo petrolero. Con el gremio en alerta y movilización, cualquier decisión empresaria sobre dotaciones en Rincón de los Sauces podría convertirse en el disparador de una disputa de alcance regional.

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  • Genneia inaugura el Parque Solar Anchoris y alcanza los 630 MW de capacidad solar en Cuyo

    Genneia inaugura el Parque Solar Anchoris y alcanza los 630 MW de capacidad solar en Cuyo

    La empresa Genneia inauguró oficialmente el Parque Solar Anchoris en el departamento de Luján de Cuyo, Mendoza. Este proyecto, que demandó una inversión de U$S 160 millones, representa un paso clave en la estrategia de expansión de la compañía, sumando 180 MW de capacidad instalada destinados a abastecer a grandes usuarios industriales a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

    El evento de inauguración contó con la presencia del equipo directivo de Genneia, encabezado por su presidente, Jorge Brito, y su CEO, Bernardo Andrews. Asimismo, participaron el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo; el presidente de la Honorable Cámara de Senadores, Martín Kerchner; el ministro de Gobierno, Infraestructura y Desarrollo Territorial, Natalio Mema; la ministra de Energía y Ambiente provincial, Jimena Latorre; y el intendente de Luján de Cuyo, Esteban Alasino, junto a autoridades nacionales y referentes del sector energético.

    Durante el acto, Jorge Brito, presidente de Genneia, destacó la relevancia estratégica del proyecto: «La inauguración de Anchoris no es solo un hitopara Mendoza; nos permite consolidar a Genneia como el líder absoluto de la matriz energética renovable en Argentina. Estos proyectos nos permitirán alcanzar una capacidad instalada superior a los 1.7 GW para 2026, reafirmando que no solo somos los pioneros, sino los mayores inversores en el sector. Con el 20% del mercado tanto en generación eólica y solar, en 2025 nos transformamos también en la principal compañía de energía solar del país”.

    Por su parte, el gobernador Alfredo Cornejo subrayó el impacto regional: «Este parque solar es una muestra concreta del rumbo que ha tomado Mendoza para consolidarse como un polo de energías renovables. Inversiones de esta magnitud generan empleo genuino, impulsan la economía local y validan nuestra decisión de avanzar hacia un modelo energético competitivo y moderno».

    El Parque Solar Anchoris cuenta con 360.000 módulos solares bifaciales de última generación, una tecnología que permite captar la radiación directa y la reflejada por el suelo, maximizando la eficiencia. Se estima que el parque producirá anualmente 497.000 MWh, lo que equivale al consumo de 125.000 hogares y permitirá evitar la emisión de más de 220.000 toneladas de dióxido de carbono al año.

    En términos de impacto social, durante su fase de construcción el proyecto generó más de 350 puestos de trabajo, fomentando el desarrollo de capacidades técnicas en la comunidad de Luján de Cuyo y zonas aledañas.

    Con la puesta en marcha de Anchoris y la reciente operatividad de los primeros 140 MW del Parque Solar San Rafael, Genneia ya totaliza 630 MW de capacidad solar en la región de Cuyo, integrando los activos de Ullum, Sierras de Ullum, Tocota III y Malargüe I.

    La proyección para el cierre de 2026 es alcanzar los 800 MW solares en la región con la finalización del proyecto San Juan Sur (130 MW), consolidando una matriz energética limpia, eficiente y orientada a la descarbonización de la economía argentina.

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  • EPEN refuerza el sistema eléctrico provincial con nueva infraestructura en Centenario

    EPEN refuerza el sistema eléctrico provincial con nueva infraestructura en Centenario

    Con una inversión que supera los 19 mil millones de pesos, el Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) ejecuta una intervención estratégica para robustecer la infraestructura eléctrica en la región metropolitana y acompañar el crecimiento urbano e industrial.

    El eje de los trabajos está puesto en la Estación Transformadora Centenario, donde ya fueron incorporados dos nuevos transformadores de potencia y equipamiento de media tensión que permitirán ampliar la capacidad de abastecimiento en Centenario, Vista Alegre y el parque industrial de la zona.

    La obra no solo apunta a recomponer plenamente la operatividad tras el incendio registrado en 2023, sino también a modernizar la instalación. El proyecto contempla la reparación integral del edificio, el montaje de nuevos equipos, la instalación de celdas e interruptores y la reorganización de la red de distribución, lo que mejorará la maniobrabilidad y confiabilidad del sistema.

    El plan de inversión incluye además una estrategia de redistribución de equipamiento para fortalecer el sistema eléctrico en otras ciudades. Una vez que entren en funcionamiento los nuevos transformadores en Centenario, los equipos actuales serán trasladados a Zapala para ampliar su capacidad de abastecimiento. Posteriormente, uno de los transformadores de esa localidad será derivado a Rincón de los Sauces.

    El operativo implica tareas logísticas complejas, ya que se trata de equipos que superan las 50 toneladas y requieren adecuaciones técnicas específicas en cada estación receptora.

    En paralelo, el organismo dependiente del Ministerio de Energía provincial mantiene intervenciones en Senillosa, San Patricio del Chañar y Rincón de los Sauces, como parte de un esquema integral de fortalecimiento de la red.

    El objetivo es consolidar un sistema más robusto, con mayor capacidad de respuesta ante picos de demanda y eventos climáticos, y preparado para sostener el desarrollo productivo e industrial de la provincia.

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  • Neuquén tendrá un Centro Médico propio de MEOPP ART Mutual

    Neuquén tendrá un Centro Médico propio de MEOPP ART Mutual

    MEOPP ART Mutual anunció la construcción de su Centro Médico en Neuquén capital. La iniciativa busca fortalecer la atención integral, personalizada y sin intermediarios, consolidando la capacidad resolutiva de la entidad y ampliando sus prestaciones directas.

    El nuevo centro contará con áreas de kinesiología y rehabilitación, gimnasio terapéutico, consultorios médicos, atención psicológica, odontología y servicios vinculados a siniestros traumatológicos, que representan la mayor incidencia en la actividad hidrocarburífera. Se estima que alrededor del 80% de las prestaciones habituales podrán resolverse en el mismo edificio.

    Marcelo Rucci, presidente de MEOPP ART Mutual y secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, destacó la relevancia estratégica de la inversión.

    “La mayoría de las ART atraviesa dificultades. Por eso trabajamos en conjunto. Sindicato, obra social, mutual y ART tenemos autonomía, pero una misma visión: que funcione y que brinde respuestas a nuestros afiliados. Este edificio cumple con las condiciones que necesitábamos y ahora inicia la etapa de puesta en funcionamiento”, aserguró.

    Por su parte, Gonzalo De la Sierra, gerente general de la mutual, explicó que el objetivo principal es ampliar la cobertura y mejorar la calidad de atención.“

    Con este inmueble reforzamos la oferta médica en Neuquén y su área metropolitana. Cerca del 80% de los accidentes, principalmente traumatológicos, podrán resolverse directamente en este centro, especialmente en rehabilitación. Se trata de atención integral y sin intermediarios”, destacó.

    El directivo destacó que la inversión fue posible gracias a una gestión eficiente en la reducción de siniestralidad y judicialidad, así como a la recuperación de fondos vinculados a fraudes: “Todo lo que optimizamos se reinvierte en mejores prestaciones para los trabajadores”, subrayó.

    Mientras muchas aseguradoras reducen servicios, MEOPP ART Mutual decidió apostar por infraestructura propia y ampliar la atención médica. El Centro Médico consolida un modelo solidario que prioriza la reinversión, la eficiencia y el tratamiento integral de los afiliados, reafirmando el compromiso de la mutual de poner al trabajador en el centro de su gestión.

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  • Cómo es Manantiales Behr, el gigante que desafía los límites del convencional en la cuenca del Golfo San Jorge

    Cómo es Manantiales Behr, el gigante que desafía los límites del convencional en la cuenca del Golfo San Jorge

    El yacimiento Manantiales Behr, en la provincia de Chubut, es considerado un bloque de histórica productividad que refleja el potencial que aún tienen los hidrocarburos convencionales cuando se aplica innovación tecnológica de recuperación secundaria y terciaria, con inversión y constancia.

    Es así que el área en la que está desinvirtiendo YPF en la cuenca del Golfo San Jorge, mantiene su vigencia como una pieza central de la matriz petrolera, a pesar de registrar casi un siglo de actividad ininterrumpida.

    El reciente traspaso de la operación del área a manos de Pecom marca el inicio de una nueva etapa, tras la fallida adquisición por parte de una subsidiaria del grupo Rovella Capital.

    El desafío para el nuevo operador no será solo sostener los niveles de extracción, sino profundizar la aplicación de tecnología para maximizar el valor de un activo que demostró su resiliencia frente al avance del no convencional y los vaivenes del mercado internacional.

    Su relevancia para la provincia del Chubut es indiscutible, ya que el bloque aporta aproximadamente el 15% de la producción total de crudo del distrito. En un contexto donde la atención suele desviarse hacia los recursos de Vaca Muerta, Manantiales Behr lidera los bloques maduros en la producción de un crudo que equilibra el mix petrolero de cualquier refinería.

    La productividad del área alcanzó hitos históricos en los últimos años, llegando a registrar en enero bajo la getión de YPF unos 25.358 barriles diarios de petróleo, tal como publica la Secretaría de Energía.

    Este rendimiento en niveles récord es considerado resultado de una estrategia de explotación que permitió revertir la declinación natural de un campo que comenzó a ser perforado en 1924, desafiando todas las proyecciones de agotamiento.

    Según un informe reciente de Gerardo Tennerini, director de la consultora GtoG Energy, la producción por recuperación terciaria (EOR) en la Argentina alcanzó un máximo histórico de 18.596 barriles diarios en diciembre. En este escenario, Manantiales Behr se consolidó como el líder absoluto del segmento a nivel nacional.

    La productividad del bloque durante el último año resultó excepcional, aportando 9.343 barriles diarios (de más de 25.000 totales) solo mediante técnicas de recuperación terciaria. Esta cifra significa que, de todo el volumen generado por polímeros en el país, casi el 50% provino de este yacimiento, reafirmando su rol como el motor principal de la eficiencia en campos maduros.

    El crecimiento observado responde a una estrategia de expansión que permitió incorporar nuevas zonas de inyección entre finales de 2024 y principios de 2025. De acuerdo con los datos de GtoG Energy, el área de Grimbeek (GBK) produjo más de 3 millones de barriles durante el último año, validando la madurez técnica alcanzada por los equipos operativos.

    El reporte destaca que al superar el millón de metros cúbicos de producción acumulada en 2025 a nivel país -con un crecimiento del 12% respecto al año anterior-, la industria confirmó que el camino para los yacimientos convencionales pasa por la inyección de polímeros.

    En el top cinco de yacimientos EOR se inscriben Chachahuén Sur (5.121 bbl/d-YPF), Diadema (2.050 bbl/d-Capsa), Anticlinal Grande/Cerro Dragón (676 bbl/d-PAE) y Escalante-El Trébol (650 bbl/d-Pecom).

    Precisamente, uno de los pilares de este éxito es la implementación masiva de técnicas derecuperación terciaria. Mediante la inyección de polímeros, se logró extraer crudo que antes era inaccesible con los métodos tradicionales, extendiendo la vida útil del yacimiento y elevando el factor de recobro a niveles que sirven de modelo para otros campos maduros del país.

    La mencionada zona de Grimbeek se convirtió en el primer plan piloto de recuperación terciaria a gran escala de la Argentina. Los resultados obtenidos allí fueron tan contundentes que permitieron la instalación de múltiples plantas de inyección, consolidando al área como un centro de excelencia técnica en el manejo de reservorios complejos.

    La técnica consiste, a diferencia de la extracción convencional o la secundaria (inyección de agua), en la utilización de polímeros. Es decir, se inyectan sustancias químicas que aumentan la viscosidad del agua y permite «empujar» el petróleo que quedó atrapado en los poros de la roca, el cual no saldría con métodos tradicionales. Gracias a esta tecnología, se logró revertir el declive natural de un yacimiento maduro, con picos de producción que no se veían hacía décadas.

    Un ecosistema integral

    Manantiales Behr no es solo petróleo; es un ecosistema energético integral. El bloque alberga uno de los parques eólicos más eficientes del mundo, donde los aerogeneradores operados por Manantiales Behr conviven con las torres de perforación. Esta sinergia permite que la operación hidrocarburífera se sustente, en parte, con energía limpia generada en el mismo sitio, además de albergar el primer generador híbrido con el apoyo de una central térmica.

    El Parque Eólico Manantiales Behr cuenta con 30 aerogeneradores y una capacidad instalada de 99 MW. Su rendimiento asombroso a los mismos especialistas del sector por haber registrado factores de carga superiores al 60%, una cifra que lo sitúa en la elite global de la generación eólica gracias a la intensidad y constancia de los vientos patagónicos.

    Además de la producción de crudo Escalante, el bloque tiene un rol relevante en la provisión de gas, con registros que rondan los 0,4 millones de metros cúbicos diarios. Aunque la cuenca del Golfo San Jorge es eminentemente petrolera, este aporte gasífero ayuda a complementar la demanda regional y optimizar la infraestructura de transporte existente.

    La infraestructura logística asociada es otro de los valores estratégicos de la zona. El bloque incluye una red crítica de oleoductos, plantas de tratamiento de crudo y compresoras de gas que lo conectan directamente con los centros de exportación y refinamiento, otorgándole una autonomía operativa muy valorada por los especialistas del sector.

    En términos económicos, se estima que el valor bruto de la producción anual de Manantiales Behr ronda los U$S 650 millones. Estas cifras explican por qué, a pesar de su madurez, el área sigue siendo considerada la «joya» del convencional en Chubut y un motor vital para el empleo calificado la región, el gran tema de discusión en las negociaciones por la salida de YF con la provincia.

    Manantiales Behr se posiciona como el campo de prueba ideal para nuevas soluciones de ingeniería que luego podrán ser replicadas en toda la cuenca. Es por eso que los analistas de la industria coinciden en que el próximo gran salto para el yacimiento ya no es estrictamente tecnológico, sino de gestión.

    La continuidad operativa y la capacidad de ejecución serán los pilares que definan si el área centenaria logra sostener sus picos de producción bajo la nueva conducción.

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