NEUQUEN.UNO

Autor: Mejor Energía

  • Santa Cruz avanza con la reactivación de las represas Cóndor Cliff y La Barrancosa 

    Santa Cruz avanza con la reactivación de las represas Cóndor Cliff y La Barrancosa 

    Las obras de las represas hidroeléctricas sobre el río Santa Cruz volvieron a ocupar un lugar central en la agenda energética nacional luego de que el Gobierno nacional y la provincia avanzaran en el proceso de reactivación del proyecto, paralizado desde 2024.

    Funcionarios nacionales y provinciales realizaron una recorrida técnica por las centrales Cóndor Cliff y La Barrancosa -ex Presidente Néstor Kirchner y Gobernador Jorge Cepernic- en el marco de la reorganización administrativa de la obra y de las gestiones para retomar los trabajos con financiamiento chino.

    La visita incluyó inspecciones en distintos frentes de obra, reuniones técnicas y recorridos por los campamentos, mientras se avanza en la reactivación gradual del emprendimiento hidroeléctrico considerado estratégico para el sistema energético argentino y para la economía santacruceña.

    Las represas cuentan con financiamiento de bancos chinos desde su adjudicación y habían quedado paralizadas pocos meses después del cambio de gobierno nacional.

    Sin embargo, tras negociaciones entre ENARSA y la UTE adjudicataria integrada por Gezhouba Group, Eling e Hidrocuyo, en marzo se firmó la denominada Adenda 12, acuerdo que permitió destrabar el proyecto.

    Según informó el Gobierno de Santa Cruz, la adenda habilitó un desembolso estimado en 150 millones de dólares aportados por entidades financieras chinas y abrió la posibilidad de reincorporar de manera paulatina a más de 1.500 trabajadores locales después del invierno.

    La suma de ambas centrales hidroeléctricas aportará 1.310 megavatios de energía renovable al Sistema Interconectado Nacional una vez finalizadas. Actualmente, La Barrancosa presenta un avance cercano al 40%, mientras que Cóndor Cliff ronda el 20%.

    La recorrida también se desarrolló en medio de cambios institucionales impulsados por el Gobierno nacional. A partir de una nueva normativa, las represas dejarán de depender de ENARSA y pasarán a la órbita de la Subsecretaría de Recursos Hídricos del Ministerio de Economía, que asumirá el rol de comitente de la obra.

    Por parte de Santa Cruz participaron el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez; el secretario de Estado de Recursos Hídricos, Emilio Rivera; y el secretario de Estado de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero, Gastón Farías.

    La delegación nacional estuvo encabezada por el director nacional de Obras Hídricas, Vicente Heredia; la directora nacional de Aprovechamiento Multipropósito, Liliana Guerrero; representantes de ENARSA y técnicos de la Universidad Nacional de La Plata.

    Durante la visita, el ministro Jaime Álvarez destacó la importancia de garantizar la continuidad de proyectos estratégicos para la provincia y remarcó la necesidad de priorizar la contratación de mano de obra santacruceña mediante la aplicación de la Ley 90/10.

    “El crecimiento de la provincia debe estar acompañado por empleo genuino para los santacruceños”, sostuvo el funcionario al referirse al impacto laboral que tendrá la reactivación de las obras.

    Álvarez también valoró el acuerdo financiero alcanzado entre el Estado Nacional y la República Popular China, además de las gestiones realizadas para superar el conflicto económico entre ENARSA y la unión transitoria de empresas encargada del proyecto.

    Desde el Gobierno provincial señalaron que la continuidad de Cóndor Cliff y La Barrancosa representa una obra estratégica tanto por el aporte futuro de energía renovable a la matriz nacional como por el impacto económico, laboral y productivo que tendrá en Santa Cruz durante los próximos años.

    , , , , , , , , , , , ,

  • El mercado petrolero global entra en una etapa de mayor presión sobre reservas y precios

    El mercado petrolero global entra en una etapa de mayor presión sobre reservas y precios

    La crisis energética global volvió a escalar tras el fuerte deterioro del mercado petrolero internacional. La Agencia Internacional de Energía (AIE) alertó que las reservas mundiales de petróleo están cayendo a un ritmo récord debido a las interrupciones en el suministro provocadas por la guerra en Oriente Medio y las restricciones en el Estrecho de Ormuz.

    Según el último reporte mundial del organismo, las pérdidas acumuladas de producción desde febrero ya superan los 12,8 millones de barriles diarios, mientras que más de 14 millones de barriles diarios permanecen paralizados en los países del Golfo.

    El informe advierte que las reservas globales observadas cayeron 129 millones de barriles en marzo y otros 117 millones en abril, en uno de los mayores drenajes de inventarios registrados en los últimos años.

    La situación generó una fuerte volatilidad en el precio del crudo. El barril de referencia del Mar del Norte llegó a tocar los 144 dólares antes de retroceder y estabilizarse en torno a los 110 dólares, impulsado por la incertidumbre sobre una eventual reapertura del Estrecho de Ormuz y las negociaciones entre Estados Unidos e Irán.

    La AIE señaló que la magnitud de la crisis no tiene precedentes recientes, aunque aclaró que el impacto sobre el mercado fue parcialmente amortiguado porque antes del conflicto existía un escenario global de sobreoferta.

    Aun así, la interrupción del comercio marítimo en Oriente Medio provocó una caída masiva de inventarios terrestres. Solo en abril, las reservas en tierra se redujeron en 170 millones de barriles, mientras que las existencias de la OCDE sufrieron un desplome de 146 millones.

    Frente a la crisis, productores de América y de la Cuenca del Atlántico aceleraron exportaciones para compensar parte de las pérdidas del Golfo. Estados Unidos, Brasil, Canadá, Kazajistán y Venezuela incrementaron sus envíos internacionales, mientras Arabia Saudita y Emiratos Árabes Unidos lograron redireccionar parte de sus exportaciones hacia terminales fuera del estrecho.

    El informe también destaca que la oferta mundial de petróleo cayó en abril otros 1,8 millones de barriles diarios hasta ubicarse en 95,1 millones, y proyecta que durante 2026 el suministro global disminuirá en promedio 3,9 millones de barriles diarios.

    La crisis además golpea de lleno a la industria de refinación. La AIE prevé que el procesamiento de crudo se desplome en 4,5 millones de barriles diarios durante el segundo trimestre de 2026, afectado por daños en infraestructura, restricciones comerciales y menor disponibilidad de materia prima.

    En paralelo, la demanda mundial también comenzó a deteriorarse por el impacto de los precios elevados y la desaceleración económica global. El organismo proyecta que el consumo mundial de petróleo caerá en 420.000 barriles diarios durante 2026, aunque el mayor derrumbe se registrará en el segundo trimestre, con una baja de 2,45 millones de barriles diarios.

    Los sectores más afectados son actualmente la petroquímica y la aviación, donde la escasez de insumos y el aumento de costos ya reducen significativamente la actividad.

    China, Japón, Corea del Sur e India recortaron fuertemente sus importaciones de crudo por vía marítima entre febrero y abril, mientras numerosas refinerías comenzaron a reducir operaciones para contener costos y administrar stocks.

    La AIE advierte además que el mercado petrolero continuará en déficit al menos hasta el último trimestre de 2026, incluso si se alcanza un acuerdo diplomático que permita normalizar gradualmente el tránsito por Ormuz.

    “El mercado enfrenta una combinación inédita de pérdidas de suministro, caída de inventarios y alta volatilidad”, señala el reporte.

    En ese contexto, el organismo anticipa que los precios del petróleo podrían continuar mostrando fuertes oscilaciones durante los próximos meses, especialmente ante la cercanía del pico de demanda energética del verano boreal.

    , , , , , , , , , , ,

  • GNL de invierno: cómo se resolverá el abastecimiento en medio de una crisis global y un nuevo modelo de comercialización

    GNL de invierno: cómo se resolverá el abastecimiento en medio de una crisis global y un nuevo modelo de comercialización

    El invierno 2026 introduce un escenario de extrema complejidad para la matriz energética local, donde la necesidad de asegurar el abastecimiento de Gas Natural Licuado (GNL) de importación coincide con un adverso contexto internacional que incrementó los precios más de un 90% respecto al año pasado. Frente a esta escalada global de costos, el país afronta de manera adicional una transformación estructural debido a la decisión del Gobierno nacional, de determinar que el costo de importación lo afronten aquellos sectores que hagan uso del recurso.

    Bajo este nuevo enfoque, la Secretaría de Energía implementó un sistema de licitaciones previas donde los distintos actores del mercado deben convalidar el costo real de un combustible sensiblemente más caro. Es decir, si no hay demanda que lo justifique no procederá a la compra de los cargamentos para despachar al sistema a través de la terminal regasificadora de Escobar, o lo hará hasta cubrir esos compromisos.

    Para esto, la prioridad de despacho se estructuró en tres niveles definidos por la naturaleza del consumo: en primer lugar se ubica la demanda prioritaria -abastecida a través de las distribuidoras para hogares y comercios-, seguida por el bloque de las industrias y las centrales generadoras de electricidad, dejando en el último eslabón de la cadena a las empresas comercializadoras.

    Esta segmentación busca transferir de manera directa el impacto de la volatilidad internacional a los bloques de consumo intensivo. Al obligar a las industrias y usinas a garantizar su propio abastecimiento mediante contratos específicos, el Palacio de Hacienda apunta a desmantelar el histórico esquema de asistencia estatal, forzando a los privados a incorporar el valor del GNL importado en sus matrices de costos operativos para asegurar la continuidad de su producción durante los meses más fríos.

    Hasta hoy el Estado nacional asumía de manera centralizada la totalidad de las importaciones a través de la empresa estatal Enarsa, diluyendo el costo real del fluido dentro de las partidas de subsidios generales. Bajo este mecanismo generalizado, durante la temporada invernal de 2024 se adquirieron unos 30 cargamentos de GNL a valores estables que promediaron la franja de los 9 a 11 dólares por millón de BTU.

    En 2025 se redujo mínimamente la cantidad de barcos contratados a 27 pero con un costo de mercado de entre USD 11 y USD 13 por millón de BTU. Si bien ya se encontraba en plena operación el Gasoducto Perito Moreno aportando 21 millones de metros cúbicos diarios adicionales, la reducción de cargamentos no fue muy significativa, debido a que se incrementó el uso del GNL en la generación eléctrica para reemplazar las importaciones más costosas de gasoil y fuel oil.

    La realidad de 2026 forzó una convalidación de precios significativamente más altos en las compulsas internacionales. En las subastas escalonadas llevadas a cabo por el Mercado Electrónico de Gas (Megsa), los distintos segmentos locales debieron registrar valores de 21,49 dólares por millón de BTU para la demanda prioritaria -hogares y comercios que actualmente abonan apenas 3,79 dólares en sus facturas-, lo que representa un incremento superior al 90% en comparación con los contratos del año previo.

    Con el propósito de evitar un impacto inflacionario inmediato sobre el tejido social en los meses de frío extremo y atendiendo el compromiso financiero que representa para las distribuidoras, Enarsa resolvió absorber de manera transitoria este costo adicional, estructurando un mecanismo de financiamiento temporal que los consumidores de la Argentina deberán restituir mediante las Diferencias Diarias Acumuladas (DDA) durante el período estacional de verano, es decir en seis cuotas recién entre noviembre y abril de 2027.

    En este contexto de reconfiguración regulatoria, el Mercado Electrónico de Gas (Megsa) organizó cuatro subastas escalonadas para que Enarsa ofreciera un volumen proyectado de 504 millones de metros cúbicos de GNL, equivalente a unos 9 barcos destinados a cubrir el abastecimiento del próximo mes de junio.

    La primera compulsa, reservada de forma exclusiva a las distribuidoras para asegurar el consumo de la demanda prioritaria, concluyó con la adquisición de 49,5 millones de metros cúbicos por parte de seis empresas licenciatarias, las cuales convalidaron el mencionado precio fijo de 21,49 dólares por millón de BTU teniendo en cuenta la necesidad de cubrir el pico de demanda previsto, pero a la vez ya sabiendo de la posibilidad de afrontar ese costo en los meses de verano.

    La estrategia oficial buscaba que la totalidad del remanente fuera absorbida por el sector privado bajo un esquema de compulsa de spreads sobre el valor de compra de la firma estatal con sus proveedores externos. Los resultados de las tres de las cuatro rondas realizadas expusieron las dificultades del entramado fabril para asimilar los nuevos costos, abriendo un fuerte interrogante sobre el nivel de actividad industrial durante los períodos de frío extremo.

    Mientras que 6 distribuidoras adquirieron poco menos del 10% del total ofertado, las centrales térmicas adquirieron 173 millones y las empresas comercializadoras acapararon el saldo restante de 239 millones, el segmento de las industrias directas apenas ofertó por 42,5 millones de metros cúbicos. Esta cifra representa un 8,43% del bloque de gas subastado, una cifra sumamente baja que refleja el rechazo del sector fabril a convalidar los nuevos precios internacionales.

    Se debe detallar que el Gobierno nacional buscaba dejar la importación de este invierno completamente en manos privadas, pero las ofertas presentadas por las compañías participantes, que fueron los gigantes globales Naturgy y Trafigura, incluyeron honorarios más elevados que los esperados por el actual contexto internacional que duplicaban los costos de gestión de la empresa estatal. Ante la falta de propuestas más competitivas, el Estado debió retomar el control del suministro y diferir la privatización de la gestión del GNL para 2027.

    Pero el presente año próximo debería ser el último con cierta complejidad en esta operatoria, ya que para el invierno de 2027 debería estar operando la ampliación de Gasoducto Perito Moreno, una obra que lleva adelante TGS con una inversión de u$s700 millones. La obra añadirá 14 millones de metros cúbicos diarios adicionales de capacidad de transporte desde Vaca Muerta, elevando el potencial del ducto troncal de los 21 actuales a los 35 millones de metros cúbicos diarios, es decir un salto del 60% que hará que la importación de GNL quede reducida a momentos muy puntuales del invierno o destinado a otros segmentos del mercado.

    Hasta entonces, la Cámara de Empresas Argentinas de Gas Licuado de Petróleo (Cegla) presentó ante la Unión Industrial Argentina (UIA) al GLP como un recurso estratégico y disponible para sustituir de manera parcial o total el consumo en contextos de emergencia.

    La Argentina cuenta con el doble del volumen de GLP de lo que consume internamente, con una producción proyectada que trepará de los 3 millones de toneladas actuales a cerca de 9 millones en los próximos años y podría ser una alternativa mucho más económica que el GNL.

     

    , , , , , , , , , , , ,

  • Mendoza inauguró el Parque Solar El Quemado y superó los 700 MW de energía solar instalada

    Mendoza inauguró el Parque Solar El Quemado y superó los 700 MW de energía solar instalada

    Mendoza dio un nuevo paso en el desarrollo de energías renovables con la inauguración del Parque Solar El Quemado, ubicado en el departamento de Las Heras.

    La obra, considerada la de mayor capacidad instalada del país, permitió a la provincia superar los 700 MW de energía solar instalada y consolidar una estrategia energética orientada a ampliar la generación limpia y atraer inversiones privadas.

    El acto inaugural estuvo encabezado por el gobernador Alfredo Cornejo; el presidente de YPF, Horacio Marín, y el jefe de Gabinete nacional, Manuel Adorni. También participaron el director ejecutivo de  YPF Luz, Martín Mandarano; la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, y autoridades provinciales y municipales.

    El proyecto fue desarrollado originalmente por Emesa y posteriormente adquirido y ejecutado por YPF Luz. El parque posee una capacidad instalada de 305 MW, ocupa una superficie de 620 hectáreas y demandó una inversión total de USD 220 millones.

    La energía generada permitirá abastecer el equivalente al consumo eléctrico de más de 233.000 hogares, incluyendo la demanda residencial de la Ciudad de Mendoza y de los departamentos de Las Heras y Lavalle.

    La infraestructura del parque incluye más de 511.000 paneles fotovoltaicos bifaciales, 5.800 trackers solares, 1.170 inversores y 40 centros de transformación. Además, la obra incorporó tecnología de empresas internacionales líderes del sector y requirió la construcción de una nueva estación transformadora para su conexión al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

    Durante su discurso, Cornejo sostuvo que El Quemado representa “la concreción de una palabra empeñada institucionalmente” y destacó el rol del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) como herramienta para atraer capitales de gran escala.

    Según afirmó, la Argentina necesita condiciones fiscales y económicas más competitivas para impulsar proyectos estratégicos vinculados a la producción y la infraestructura.

    El mandatario provincial también remarcó que Mendoza logró duplicar su potencia instalada entre su primera gestión y la actual administración, consolidándose como una de las provincias con mayor participación de energías limpias del país.

    En ese sentido, aseguró que el crecimiento energético permitirá fortalecer la competitividad industrial, impulsar nuevas inversiones y reducir costos para hogares y pequeñas empresas.

    Cornejo defendió además el avance de las energías renovables al señalar que “esto es cuidar el ambiente”, en referencia al impacto ambiental positivo de la generación solar dentro de la matriz energética nacional.

    Por su parte, Marín destacó la capacidad de ejecución de la compañía y afirmó que el parque fue construido “en un año”, lo que permitió a YPF Luz alcanzar el primer giga de generación renovable de su historia y posicionarse como el segundo generador de energías renovables de la Argentina.

    A su turno, Adorni calificó al emprendimiento como “la Argentina del futuro” y recordó que El Quemado fue el primer proyecto aprobado bajo el RIGI. El funcionario sostuvo que la obra refleja “los beneficios de una Argentina estable y previsible” y remarcó que el régimen busca garantizar condiciones para inversiones de largo plazo.

    La ministra Jimena Latorre destacó que la provincia ya alcanzó 775 MW de potencia renovable instalada, superando las proyecciones iniciales del Gobierno provincial. Además, señaló que Mendoza mantiene como objetivo llegar al giga de generación renovable hacia 2030.

    El Quemado representa más del 11% de toda la capacidad solar instalada del país y forma parte de una cartera energética que ya supera los 1.000 MW proyectados en distintas etapas de desarrollo. Entre los proyectos recientes se encuentran los parques solares Anchoris, en Luján de Cuyo, y San Rafael, ambos con 180 MW de capacidad.

    El crecimiento energético provincial también contempla nuevas obras de transporte y distribución eléctrica, entre ellas la Estación Transformadora Valle de Uco, Mendoza Norte y la línea de alta tensión que conectará San Rafael con General Alvear.

    Con estas iniciativas, Mendoza busca consolidarse como uno de los principales polos de generación de energía limpia del país y fortalecer el abastecimiento para sectores estratégicos como la minería, la industria y el desarrollo productivo.

    , , , , , , , , , , ,

  • El shale en el centro de la escena: América Latina busca capitalizar la oportunidad

    El shale en el centro de la escena: América Latina busca capitalizar la oportunidad

    La industria de los hidrocarburos atraviesa un cambio de escenario global que vuelve a posicionar al petróleo y al gas como pilares de la seguridad energética y abre una nueva ventana de oportunidad para América Latina.

    Así lo planteó el secretario ejecutivo de Arpel, Carlos Garibaldi, quien consideró que la región cuenta con condiciones favorables para atraer inversiones y expandir la producción.

    Según señaló, durante 2025 se produjo un “chequeo de realidad” respecto al ritmo de las transiciones energéticas y comenzó a consolidarse una mirada más pragmática sobre el rol de los combustibles fósiles en la matriz global. En ese contexto, remarcó que el petróleo y el gas seguirán siendo fundamentales para garantizar abastecimiento y precios competitivos de la energía.

    Garibaldi sostuvo que el escenario internacional atraviesa fuertes niveles de incertidumbre debido a la tensión geopolítica, la creciente demanda energética, las limitaciones tecnológicas de algunas cadenas de valor renovables y el impacto que tendrá el desarrollo acelerado de la inteligencia artificial sobre el consumo energético mundial.

    En ese marco, destacó el potencial de América Latina y el Caribe, una región que según precisó concentra menos del 10% de la producción mundial de petróleo y menos del 5% de la producción de gas, pero que aportó cerca del 40% de los descubrimientos convencionales realizados desde 2020.

    El directivo afirmó que países como Brasil, Guyana, Surinam y Argentina aparecen entre los principales polos de crecimiento hidrocarburífero a nivel global. En el caso argentino, resaltó especialmente el potencial de Vaca Muerta, al considerar que es la única cuenca shale fuera de Estados Unidos capaz de competir con las formaciones de Permian y Eagle Ford.

    También puso el foco en el desarrollo offshore de la región. Según explicó, el margen atlántico al sur de Brasil podría extender su potencial hacia Uruguay y Argentina, mientras que el margen ecuatorial brasileño se integra al denominado corredor Guyana-Surinam, una de las zonas de mayor crecimiento exploratorio del mundo.

    En relación al gas natural, Garibaldi sostuvo que dejó de ser considerado únicamente un “combustible puente” para transformarse en un componente estructural del proceso de descarbonización.

    Argumentó que su menor nivel de emisiones respecto al carbón y los combustibles líquidos, sumado a su capacidad de generación continua, lo convierten en un complemento clave para el desarrollo de energías renovables.

    En ese sentido, consideró que la región podría incrementar la participación del gas natural en sus matrices energéticas mediante una mayor integración regional, tanto a través de gasoductos como de proyectos de gas natural licuado (GNL). Además, remarcó el potencial exportador de América Latina hacia mercados con matrices más intensivas en carbono.

    El secretario ejecutivo de Arpel sostuvo que para aprovechar esta oportunidad será necesario que gobiernos e industria trabajen de manera coordinada. Entre las principales condiciones para atraer inversiones mencionó la estabilidad política y económica, previsibilidad regulatoria, seguridad jurídica, transparencia y mayor agilidad en los procesos de permisos ambientales.

    Las definiciones fueron planteadas en la antesala de la 8ª Conferencia Arpel, que se realizará del 1 al 4 de junio en Buenos Aires y reunirá a referentes del sector energético de toda la región.

    , , , , , , , , , , , ,

  • Vaca Muerta redefine su mapa exportador con más bloques en Neuquén y Río Negro

    Vaca Muerta redefine su mapa exportador con más bloques en Neuquén y Río Negro

    Vaca Muerta empieza a ordenar su expansión alrededor de proyectos que pueden sostener volumen, financiamiento, eficiencia y salida exportadora. En la era de la disputa por el mejor acreaje, empieza a pesar quién tiene espalda para desarrollarlo, con qué socios, infraestructura y horizonte comercial.

    El movimiento más fuerte de la semana fue la presentación de YPF al RIGI del proyecto LLL Oil, con una inversión prevista de USD 25.000 millones en 15 años, 1.152 pozos y un objetivo de 240.000 barriles diarios desde 2032. Sin contar otros desarrollos, ese objetivo implica que la empresa más que duplique su producción actual en shale, en torno a los 205.000 bbl/d.

    Plantea una producción 100% destinada a exportación, evacuación por VMOS y un potencial de USD 6.000 millones anuales en ventas externas hacia 2032.

    La integración de áreas contiguas (La Angostura Sur I y II, Barreal Grande, La Angostura Norte y La Angostura Suroeste) permite desarrollar con lógica de optimización. También es esa era: la de seguir bajando costos, ese camino de resiliencia pospandemia que aflora hoy valores supercompetitivos a escala global.

    En shale, la eficiencia también se mide por reducir tiempos muertos y sostener una curva de actividad compatible con contratos de transporte y exportación. El formato de clústeres asociados es parte de esa ecuación.

    Es también una señal al sistema financiero, proveedores, provincias y Nación: la escala futura exige reglas estables, modo factoría multiplicado con acceso a facilities y una cadena de servicios preparada para otro ritmo.

    Para la macro argentina, el atractivo está en la generación de divisas. Para la industria, el desafío es hacer compatible ambición exportadora con disponibilidad operativa.

    Podría suceder una vez más: la curva de rendimiento de los pozos pondrá a prueba todo lo otro. Desde la actualización tecnológica de una Pyme hasta el estado de las rutas o los nuevos bancos en las escuelas para los que siguen llegando.

    La incorporación de Continental Resources a Coirón Amargo Sur Este, Aguada Cánepa y Bandurria Centro es otra clave central de la semana: un jugador de fuste internacional del shale pone la mirada en los desarrollos del futuro. La llegada de una precursora de los no convencionales de EE.UU. también convalida el momento paradigmático del shale neuquino.

    En los tres casos, PAE continúa como operadora, mientras en paralelo apunta a otro objetivo histórico para el 2027: salir con GNL al mundo desde Southern Energy, el proyecto de licuefacción de shale gas desde la costa de Río Negro.

    Para Vaca Muerta es todo ganancia. Entra un jugador estadounidense con experiencia probada, pero se inserta en estructuras donde la operación queda en manos de una compañía asentada en la cuenca. Mientras PAE comparte riesgo y acelera posicionamiento sin resignar conducción, Continental amplía presencia después del antecedente en Los Toldos II Oeste, donde quedó con 90% y operación del área.

    El avance de TanGo Energy en Entre Lomas, Jarilla Quemada y Charco del Palenque agrega un condimento territorial. Río Negro no tiene el peso productivo de Neuquén, pero empieza a construir una doble condición: shale propio e infraestructura exportadora.

    Las tres concesiones suman más de 150.000 acres, con participación 50% para TanGo y 50% para Vista en la producción no convencional. El piloto inicial prevé seis pozos y USD 66 millones, con inicio de actividad durante la primera mitad de 2027. La proyección apunta a 60.000 barriles diarios en cinco años.

    Río Negro se mueve en dos planos: quiere probar productividad en sus áreas y, al mismo tiempo, ya es un territorio clave para la salida de hidrocarburos. VMOS conecta Allen con Punta Colorada para exportar crudo; los proyectos de gas hacia el Golfo San Matías buscan la ventana internacional. La provincia gana poder: ya es indispensable en la evacuación.

    Mientras el upstream acelera en el frente exportador, el mercado interno se juega en precios. YPF aumentó 1% los combustibles y mantendrá valores estables por otros 45 días mediante un esquema de “buffer” para no trasladar de inmediato la volatilidad internacional del Brent (107 dólares este fin de semana).

    La petrolera busca preservar demanda, evitar saltos bruscos en surtidores y administrar el impacto de un contexto internacional tensionado. El gobierno nacional necesita sostener valores decrecientes del IPC, como el de abril, en el contexto de las complejidades políticas que atraviesa, en un clima global que ahora plantea mayor margen de incertidumbre. Los precios que se desprenden de la guerra en Medio Oriente son un inconveniente de todo el globo.

    Vaca Muerta necesita señales de mercado; pero la economía argentina necesita evitar shocks de precios. Foto de hoy: tanto en gas como en el petróleo, la ventana de oportunidades también sube una marcha. La demanda mundial ofrece oportunidades que nunca antes tuvo el país.

    , , , , , , , , , , , ,

  • TanGo Energy suma tres concesiones no convencionales en Vaca Muerta y proyecta 60.000 barriles diarios

    TanGo Energy suma tres concesiones no convencionales en Vaca Muerta y proyecta 60.000 barriles diarios

    TanGo Energy Argentina consolidó un nuevo paso en su estrategia de crecimiento en Vaca Muerta. La compañía informó que la provincia de Río Negro aprobó, mediante el decreto 509/26, el otorgamiento de tres nuevas concesiones de explotación no convencional de hidrocarburos con objetivo en la formación shale: Entre Lomas, Jarilla Quemada y Charco del Palenque.

    En conjunto, las áreas superan los 150.000 acres y cuentan con una participación del 50% para TanGo Energy y el 50% restante para Vista Energy.

    Las nuevas concesiones están ubicadas en la ventana de petróleo de Vaca Muerta y forman parte del proceso de expansión de la actividad no convencional hacia Río Negro, una provincia que busca ganar protagonismo dentro del mapa energético argentino.

    Según informó la empresa, el compromiso inicial durante la fase piloto incluye la perforación de seis nuevos pozos, con una inversión estimada de USD 66 millones. La actividad comenzará durante la primera mitad de 2027.

    El anuncio marca el debut de la compañía liderada por Pablo Iuliano, CEO de TanGo Energy Argentina, en el desarrollo no convencional de Vaca Muerta. La firma busca fortalecer su perfil operativo y consolidar un portafolio shale con una proyección de producción de 60.000 barriles diarios en un plazo de cinco años.

    “Hemos trabajado con mucho profesionalismo junto a nuestros accionistas para diseñar un plan para desriskear el shale de Río Negro. Nos hemos preparado para el desafío y estamos listos para generar valor en la Provincia, Vaca Muerta, la industria y el país”, afirmó Iuliano.

    El ejecutivo también destacó que “nuestra visión, modelo de negocios y la capacidad de nuestra gente que ha liderado los proyectos más importantes de los últimos 20 años en Argentina, nos impulsan a seguir buscando oportunidades en Vaca Muerta”.

    Iuliano, el CEO de Tango Energy dio detalles de la operación.

     

    El acto administrativo provincial también aprobó las cesiones de cinco áreas de concesión y tres concesiones de transporte de Vista Energy a TanGo Energy Argentina, además de la reconversión de Charco del Palenque, Entre Lomas y Jarilla Quemada en concesiones no convencionales.

    La decisión se enmarca en los acuerdos estratégicos entre Vista Argentina, Tango Energy SAU y Tango Energy Argentina, que fueron informados oportunamente a la Comisión Nacional de Valores mediante distintos hechos relevantes publicados entre 2023 y 2026.

    A partir de este proceso, TanGo Energy Argentina se posiciona como único titular y operador de las concesiones no convencionales y convencionales. Sin embargo, la producción no convencional que provenga de las tres nuevas áreas de Vaca Muerta será compartida en partes iguales: 50% para TanGo Energy SAU y 50% para Vista Energy.

    El desarrollo pleno de las áreas estará sujeto al resultado de los pilotos, además de las condiciones operativas y de mercado. En ese sentido, la etapa inicial será clave para determinar el potencial productivo de los bloques y su integración al esquema de crecimiento de la compañía.

    Con este avance, Río Negro suma un nuevo capítulo en su estrategia para insertarse con mayor peso en el desarrollo de Vaca Muerta, hasta ahora concentrado principalmente en Neuquén. Para TanGo Energy, el movimiento implica una apuesta de largo plazo por el shale, con foco en ampliar reservas, incrementar producción y construir una plataforma operativa propia en la cuenca neuquina.

    , , , , , , , , , , , , ,

  • Avanza la obra de Aña Cuá y sumará 270 MW al sistema eléctrico

    Avanza la obra de Aña Cuá y sumará 270 MW al sistema eléctrico

    La obra de maquinización del brazo Aña Cuá continúa avanzando y se consolida como uno de los proyectos estratégicos para ampliar la capacidad de generación del Complejo Hidroeléctrico Yacyretá.

    La futura central aportará unos 270 megavatios (MW) adicionales al Sistema Interconectado Argentino, lo que representa cerca del 10% de la potencia actual del complejo.

    Actualmente, los trabajos se desarrollan en distintos frentes vinculados a la infraestructura principal de la obra. Entre las tareas en ejecución se destacan el movimiento de suelos para presas de cierre, trabajos de hormigón armado, enrocado de presas y las intervenciones preliminares para la futura remoción de la presa existente en el área.

    Además, avanzan trabajos técnicos de precisión, como perforaciones para impermeabilización, colocación de instrumentos de auscultación y tareas preparatorias para las pantallas altas de hormigón plástico, fundamentales para garantizar la estabilidad y seguridad de la estructura.

    El proyecto contempla la instalación de tres turbinas Kaplan sobre el brazo Aña Cuá del río Paraná. La nueva central aprovechará el caudal ecológico liberado por el vertedero, sin necesidad de construir una nueva represa ni modificar el nivel del embalse.

    Con esta ampliación, Yacyretá optimizará el aprovechamiento del recurso hídrico y fortalecerá el abastecimiento energético con generación renovable y de base, especialmente en períodos de alta demanda eléctrica.

    La iniciativa también incorpora medidas ambientales, entre ellas un sistema de transferencia de peces diseñado para preservar la conectividad biológica del río Paraná y facilitar la migración de especies emblemáticas de la región.

    Además del impacto energético, la obra genera actividad económica regional mediante la contratación de servicios, demanda de insumos industriales y generación de empleo directo e indirecto.

    Además, Aña Cuá representa una de las principales obras de ampliación hidroeléctrica encaradas en la Argentina en los últimos años. El proyecto busca incrementar la capacidad de generación de Yacyretá mediante el aprovechamiento de un caudal de agua que actualmente no se utiliza para producir energía, incorporando potencia renovable sin ampliar la superficie inundada ni modificar el funcionamiento del embalse existente.

    La iniciativa es desarrollada por la Entidad Binacional Yacyretá (EBY) y contempla la construcción de una nueva central equipada con tres turbinas tipo Kaplan sobre el brazo Aña Cuá del río Paraná.

    Una vez finalizada, permitirá aumentar la oferta energética del sistema eléctrico argentino y paraguayo, mejorando la eficiencia operativa del complejo hidroeléctrico y fortaleciendo la seguridad del abastecimiento regional.

    , , , , , , , , , , , , ,

  • El petróleo convencional logra un nuevo récord de producción terciaria y se reconfigura el mapa de jugadores

    El petróleo convencional logra un nuevo récord de producción terciaria y se reconfigura el mapa de jugadores

    La producción de petróleo mediante técnicas de recuperación terciaria (EOR) alcanzó un nuevo hito histórico en la Argentina durante marzo. Según el último informe de la consultora GtoG Energy, la actividad registró un volumen de 19.237 barriles diarios, consolidando una tendencia de crecimiento que desafía el declive natural de los yacimientos maduros.

    Este resultado reafirma la viabilidad técnica y económica de apostar por el convencional en un contexto donde el desarrollo no convencional suele llevarse gran parte de la atención. El desempeño del sector se apoya fundamentalmente en un núcleo de cinco bloques que sostienen casi la totalidad de la curva productiva del país.

    A la cabeza se encuentra Manantiales Behr, operado por YPF previo a concretar su salida, que aportó 10.079 barriles diarios en marzo, seguido por Chachahuén Sur con 4.952 barriles.

    El podio se completa con el área Diadema de la firma Capsa-Capex, la cual generó 2.106,5 barriles mediante esta tecnología de inyección. En el cuarto y quinto lugar del ranking nacional se ubicaron los bloques Escalante-El Trébol, bajo la operación de Pecom, y Anticlinal Grande-Cerro Dragón, perteneciente a Pan American Energy (PAE).

    Estas áreas demuestran que la terciaria es hoy, esencialmente, un fenómeno concentrado en la Cuenca del Golfo San Jorge, con casos puntuales de éxito en la provincia de Mendoza. La especialización en la inyección de polímeros permite que estos campos convencionales sigan aportando valor estratégico al balance energético nacional.

    Una de las novedades más relevantes del sector es el agresivo posicionamiento estratégico de Pecom, el brazo petrolero del grupo Pérez Companc.

    La compañía de servicios y energía ha tomado la decisión de transformarse en un actor dominante en el segmento EOR mediante la adquisición de activos clave, y con la reciente incorporación de la operación en Manantiales Behr, Pecom se encamina a convertirse en el principa0te rubro.

    Pecom, días atrás, anunció la firma de un acuerdo con Pluspetrol para la adquisición de su participación del 57% en el bloque El Corcobo, que incluye cuatro áreas convencionales ubicadas en las provincias de Mendoza y La Pampa. El bloque totaliza un volumen de 18.000 barriles diarios de petróleo por día (kbbl/día), y una vez completada la transacción, Pecom superará los 50.000 kbbl/d operados y se convertirá en uno de los cinco principales operadores del sector en el país.

    En los hechos, la petrolera de los Pére Companc, en conjunto con su subsidiaria relacionada San Benito Upstream, adquirió las concesiones de explotación de hidrocarburos a las áreas CNQ-7 Gobernador Ayala, CNQ-7A, Jagüel Casa de Piedra y Gobernador Ayala III, que conforman El Corcobo.

    Este avance de Pecom se refleja en la compra de áreas, pero también en la inversión directa en infraestructura operativa. Esta semana, la compañía puso en marcha la Planta de Inyección de Polímeros Norte (PIU Norte) en el yacimiento El Trébol, ubicado en la provincia de Chubut. Se trata de la segunda unidad que la firma construye desde que tomó el control operativo del área en octubre de 2024, sumándose a las ya existentes PIU Sur y PIU 18.

    La inauguración contó con la presencia del gobernador de Chubut, Ignacio Torres, subrayando la importancia política y económica de estas inversiones para la región.

    El objetivo trazado por la operadora es duplicar la producción del área en un plazo de cuatro años, pasando de los 8.000 actuales a unos 16.000 barriles diarios. Para lograr esta meta, la empresa ya inició las labores para una próxima planta en Cañadón Perdido, prevista para agosto.

    A nivel federal, la distribución geográfica del EOR muestra una hegemonía de Chubut, provincia que concentra el 72% de la producción total bajo este método. Mendoza le sigue con un 27%, mientras que Santa Cruz presenta un panorama más crítico con apenas el 1% del volumen nacional.

    Esta disparidad refleja cómo la continuidad de los proyectos de inversión determina el éxito o el estancamiento de las cuencas maduras.

    El caso de Chachahuén Sur en Mendoza merece una mención especial, ya que logró una recuperación operativa tras dos meses de caídas consecutivas por problemas técnicos en los pozos. Con una producción de 4.952 barriles diarios en marzo, el activo muestra señales de estabilización bajo la gestión de YPF. A pesar de que la petrolera nacional mantiene su plan de salida de ciertos activos convencionales, la inversión sostenida premitió revertir la tendencia negativa en este bloque.

    Por el contrario, la situación en Santa Cruz enciende alarmas en la industria debido a un riesgo estructural persistente. con una producción marginal de aproximadamente 140 barriles diarios y pilotos EOR discontinuados, la provincia corre el riesgo de perder continuidad técnica.

    Los analistas advierten que la falta de nuevos proyectos de recuperación terciaria implica una pérdida directa de valor en campos que aún conservan potencial geológico.

    Desde el punto de vista de los operadores, YPF continúa liderando el volumen total con el 80% de la producción EOR nacional a marzo. No obstante, el mercado se prepara para un cambio de guardia con el avance de Pecom y el sostenido desempeño de Capsa-Capex, que mantiene un 11% de participación. La competencia tecnológica en el uso de polímeros y surfactantes se ha vuelto el nuevo estándar para la eficiencia en el upstream convencional.

    En términos de mercado global, la consolidación de estos proyectos permite a las empresas mitigar la volatilidad de precios internacionales mediante una producción más estable y predecible.

    El éxito de estas técnicas demuestra que, con la tecnología adecuada, el «viejo» petróleo de la Argentina todavía tiene mucho que aportar frente al avance de la formación Vaca Muerta. La clave reside en la gestión eficiente y el despliegue de infraestructura como el que se observa en el Golfo San Jorge.

    Como se destaca en uno de los informes, el desafío del sector será evitar la concentración excesiva en pocos proyectos y expandir el éxito del EOR a más áreas del país.

    Mientras tanto, el récord de marzo resalta que la recuperación terciaria es una alternativa técnica que, con nuevas plantas entrando en operación y cambios en el liderazgo de los operadores, guia al convencional a una posible nueva etapa.

    , , , , , , , , ,

  • YPF presentó al RIGI el proyecto LLL Oil, un plan para el shale oil de Vaca Muerta por USD 25.000 millones 

    YPF presentó al RIGI el proyecto LLL Oil, un plan para el shale oil de Vaca Muerta por USD 25.000 millones 

    YPF presentó la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para el proyecto LLL Oil, una iniciativa que demandará una inversión estimada de USD 25.000 millones durante los próximos 15 años y que apunta a acelerar el desarrollo exportador de Vaca Muerta. Según informó la compañía, se trata del proyecto de exportación de petróleo más importante de la Argentina y el mayor presentado bajo este régimen hasta el momento.

    El plan, desarrollado íntegramente por YPF, contempla la perforación de 1.152 pozos y prevé alcanzar un plateau de producción de 240.000 barriles diarios de petróleo a partir de 2032. La producción de crudo tendrá como destino el mercado de exportación en su totalidad, mientras que el gas natural asociado será destinado al abastecimiento del mercado local.

    Los cinco que se incluyen en el proyecto son La Angostura Sur I y II, Barreal Grande, La Angostura Norte y La Angostura Suroeste.

    La evacuación del petróleo se realizará a través de VMOS, la infraestructura clave para ampliar la capacidad de transporte y salida exportadora del crudo no convencional de la Cuenca Neuquina.

    En ese marco, LLL Oil se integra a una estrategia más amplia de monetización de los recursos de Vaca Muerta, con foco en el aumento de la producción, la mejora de la competitividad operativa y la generación de divisas.

    De acuerdo con la información difundida por la empresa, el proyecto podría generar exportaciones por alrededor de USD 6.000 millones anuales hacia 2032. Además, durante su etapa de desarrollo, se estima la creación de aproximadamente 6.000 puestos de trabajo directos, asociados principalmente a la perforación, completación, operación de superficie, logística y servicios vinculados al despliegue del proyecto.

    Los cinco bloques en la formación Vaca Muerta.

    LLL Oil fue presentado por YPF como un proyecto de escala singular por su nivel de integración, su potencial exportador y su diseño operativo. La iniciativa contempla el desarrollo coordinado de áreas geográficamente contiguas dentro de Vaca Muerta, lo que permitirá aprovechar sinergias entre bloques, instalaciones y recursos críticos.

    El esquema prevé que las áreas involucradas compartan instalaciones de superficie, equipos de perforación, sets de fractura y logística asociada al suministro de arena y agua, entre otros componentes estratégicos para la actividad no convencional. Esa integración busca reducir costos, mejorar la eficiencia operativa y acelerar los tiempos de desarrollo, un factor central para alcanzar niveles de competitividad compatibles con los estándares internacionales.

    En la práctica, la posibilidad de desarrollar áreas cercanas bajo una planificación común permite ordenar la infraestructura, concentrar inversiones y optimizar la utilización de equipos. Para proyectos de gran escala en shale oil, ese tipo de diseño resulta determinante para sostener curvas de producción crecientes y garantizar volúmenes suficientes para abastecer sistemas de evacuación de largo plazo.

    , , , , , , , , , , ,