Autor: Más Energía

  • Marcelo Mindlin queda al frente de Loma Negra tras la reestructuración de InterCement

    Marcelo Mindlin queda al frente de Loma Negra tras la reestructuración de InterCement

    InterCement, la tercera cementera de Brasil y empresa controlante de Loma Negra, cambia de accionistas e inicia una nueva etapa de solidez financiera y crecimiento. Se terminó de implementar definitivamente el plan de reestructuración judicial de deuda aprobado por la justicia de São Paulo a fines de 2025. Con esta transacción, LATCEM —vehículo liderado por Marcelo Mindlin—, Redwood Capital Management y fondos administrados por Moneda–Patria Investments se convirtieron en los principales accionistas de la compañía.

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    En este marco, los nuevos accionistas realizaron un aporte de capital fresco por 110 millones de dólares, que permitirá consolidar la solidez financiera de InterCement, acelerar los planes de mantenimiento e inversión, y mejorar así la eficiencia, la productividad y la calidad de atención al mercado; recuperando su capacidad de crecimiento, informaron desde los principales accionistas de Loma Negra.

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    Junto con el nombramiento del nuevo directorio, Marcelo Mindlin asume como presidente de InterCement y de Loma Negra, mientras que Sergio Faifman fue ratificado como CEO de ambas compañías, dando continuidad a la gestión.

    La palabra de Mindlin y los socios

    Marcelo Mindlin afirmó que “Tras muchos años de estrés financiero que incluyó un complejo proceso legal de reestructuración judicial, hoy la compañía cuenta con una estructura de capital sólida que le permitirá enfocarse en el crecimiento. Este proceso marca un punto de inflexión para InterCement y le permite encarar una nueva etapa con una visión de crecimiento de largo plazo”.

    Loma Negra Cemento

    La Asamblea de acreedores de InterCement aprobó este lunes casi por unanimidad su Plan de Reestructuración.

    Ruben Kliksberg y Sean Mulroy, Co-CIOs de Redwood Capital Management, dijeron que “esta inversión en InterCement nos ofrece una oportunidad única de participar junto a nuestros socios en la recuperación empresarial de una compañía líder en Brasil y Argentina, dos economías pujantes y con excelentes prospectos de largo plazo”.

    Fernando Tisné, Socio de Moneda-Patria, comentó: “Esta transacción permite a InterCement dejar atrás una etapa de alta complejidad financiera y avanzar con una estructura de capital robusta y una base accionaria de largo plazo. Para los fondos administrados por Moneda–Patria, esta inversión refleja nuestra experiencia en crédito corporativo y reestructuraciones complejas en América Latina, y nos permite participar en dos compañías líderes de la industria cementera regional, InterCement y Loma Negra. Junto a nuestros socios, vemos una gran oportunidad de crear valor”

    Tal como fue acordado en el proceso de reestructuración, toda la deuda de la compañía quedó reestructurada al 2031, con un cupón del 6,5% en dólares, y un perfil sin vencimientos en los próximos cinco años.

    En Argentina, InterCement continuará siendo el accionista mayoritario de Loma Negra.

    «Con una estructura financiera sólida, sin vencimientos de deuda en los próximos cinco años y una visión de largo plazo por parte de sus accionistas, InterCement queda posicionada para recuperar competitividad y retomar un rol relevante en el sector cementero de la región», señalaron desde la compañía.

    El peso en la industria del cemento

    InterCement es la tercera mayor productora de cemento de Brasil. Cuenta con 14 unidades industriales, de las cuales 10 están en operación, una capacidad instalada de 16,3 millones de toneladas y una participación de mercado del 13%, con ventas de 8,5 millones de toneladas en el último año.

    Sus operaciones están distribuidas en diez estados, con cobertura de distribución en todas las regiones de Brasil. La compañía cuenta con una trayectoria de más de cinco décadas: inició sus actividades en 1974, en el interior del estado de São Paulo, y desde entonces ha consolidado una presencia relevante en el mercado local. A través de las marcas Cauê, Goiás y Zebu, atiende a clientes de distintos segmentos, desde el pequeño comercio hasta grandes proyectos de infraestructura..

    Mientras que Loma Negra es la principal productora de cemento de la Argentina y uno de los referentes históricos de la industria de la construcción del país. Fundada en 1926, cuenta con 100 años de trayectoria y una operación integrada que abarca cemento, cemento de albañilería, agregados, hormigón y cal. Dispone de nueve plantas de cemento, una capacidad instalada de 10,2 millones de toneladas y una participación de mercado del 45%, lo que consolida su posición de liderazgo en el mercado argentino

  • Vaca Muerta: Phoenix integra Inteligencia Artificial en la perforación de pozos

    Vaca Muerta: Phoenix integra Inteligencia Artificial en la perforación de pozos

    Phoenix Global Resources anunció hoy la firma de un acuerdo estratégico con Helmerich & Payne (H&P) y Corva para implementar una integración tecnológica que permitirá combinar capacidades de análisis predictivo con sistemas de perforación automatizada en sus operaciones no convencionales.

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    El acuerdo fue rubricado en la ciudad de Tulsa, Estados Unidos, con la participación de Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix Global Resources; Dharmesh Mehta, Executive Chairman de Corva; y Mike Lennox, Executive Vice President of Western Hemisphere Land Operations de H&P.

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    Al respecto, Bizzotto señaló: “Estamos orgullosos de ser una de las primeras compañías en Argentina en incorporar inteligencia artificial en nuestro equipo de perforación en Vaca Muerta. Esta tecnología nos permitirá optimizar la operación, tiempos y costos y mejorar la seguridad de nuestros colaboradores. Estamos comprometidos con la innovación y la excelencia operativa, y creemos que la IA es un paso clave para alcanzar nuestros objetivos de producción y crecimiento sostenible”.

    Asimismo, Mehta remarcó: «Esta colaboración marca un cambio de decisiones basadas en datos a una ejecución impulsada por datos. Al integrar modelos predictivos directamente con sistemas de perforación automatizados, estamos habilitando la optimización en tiempo real en el equipo de perforación, buscando mayor consistencia en las operaciones y logrando un rendimiento repetible. Para operadores como Phoenix, así es como la IA se traduce en resultados de perforación concretos y medibles.»

    Finalmente, Lennox agregó: “Nos honra marcar este hito significativo en una asociación basada en la ejecución disciplinada y un compromiso compartido con operaciones orientadas al desempeño y la seguridad. Este despliegue demuestra lo que puede lograrse cuando los equipos se alinean en torno a un objetivo operativo común y refleja la mentalidad innovadora de todos los involucrados. Esperamos seguir construyendo sobre este impulso y continuar impulsando el éxito en conjunto.”

    Phoenix Global Resources se convierte en el principal productor de petróleo de Río Negro 2

    Perforación predictiva en Vaca Muerta

    La integración conecta la solución de perforación predictiva de Corva con la plataforma Autodriller de H&P en el RIG 234, actualmente operando en el hub no convencional de Phoenix. Esta combinación permite incorporar análisis de datos en tiempo real al sistema de control automatizado de perforación, mejorando la visibilidad operativa y la calidad de las decisiones en el pozo.

    El sistema integra variables clave de perforación —como peso sobre el trépano, RPM, presión diferencial y velocidad de penetración (ROP)— y genera recomendaciones de parámetros mediante inteligencia artificial, a partir del análisis de datos históricos de pozos cercanos. Estas recomendaciones son evaluadas en campo por el Company Man y el perforador, fortaleciendo el proceso de toma de decisiones.

    Esta implementación representa la primera vez que esta integración tecnológica se habilita en una plataforma de H&P a nivel global y constituye un hito en la aplicación de soluciones digitales avanzadas en operaciones de perforación en Argentina.

    La tecnología ya fue testeada con resultados positivos y comenzará a aplicarse de manera continua en el próximo PAD que perforará Phoenix en su yacimiento emblema, Mata Mora Norte.

    Con este acuerdo, Phoenix reafirma su compromiso con la incorporación de innovación tecnológica para optimizar sus operaciones, mejorar la eficiencia y continuar fortaleciendo su posicionamiento en el desarrollo de Vaca Muerta.

  • ATCC lanza una nueva misión energética en Texas con foco en innovación y negocios

    ATCC lanza una nueva misión energética en Texas con foco en innovación y negocios

    La Argentina–Texas Chamber of Commerce (ATCC) impulsa una nueva edición de la Energy Trade Mission 2026, que se llevará a cabo del 3 al 6 de mayo en Houston, en el marco de la Offshore Technology Conference (OTC), uno de los encuentros más relevantes del sector energético a nivel global.

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    La iniciativa convoca a gobernadores de provincias productoras de energía, CEOs de compañías líderes, inversores internacionales e instituciones clave del ecosistema energético, con el objetivo de fortalecer el vínculo entre Argentina y Estados Unidos y promover oportunidades concretas de inversión, innovación y desarrollo tecnológico.

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    “Venimos de una edición muy sólida, con alto nivel de participación y resultados concretos, que incluso superaron las expectativas. Este año trabajamos para que la misión sea aún más ambiciosa, con mayor alcance y generación de negocios”, señaló Ariel Masut, presidente de la ATCC.

    Una Agenda orientada a resultados

    La misión se estructurará sobre una agenda integral que combinará espacios de diálogo estratégico, innovación y generación de negocios.

    El programa comenzará con la Bilateral Energy Summit, el 3 de mayo en el Houston Petroleum Club, un foro de alto nivel que reunirá a autoridades gubernamentales, gobernadores, CEOs de las principales compañías energéticas de Argentina y Estados Unidos, e instituciones internacionales. El objetivo será analizar oportunidades de inversión y el posicionamiento energético del país en el contexto global.

    La agenda continuará con actividades en la University of Houston, donde se desarrollarán workshops de investigación y desarrollo orientados a abordar los principales desafíos de la industria del oil & gas, incluyendo cuellos de botella operativos, eficiencia y adopción tecnológica.

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    En la OTC 2025, Argentina buscó posicionar a Vaca Muerta como el activo más atractivo para invertir en el Cono Sur.

    Asimismo, se incorporará un eje centrado en la integración de inteligencia artificial y soluciones tecnológicas, promoviendo un espacio de convergencia entre energía e innovación. En este marco, el Global Energy & Geopolitics Forum aportará una mirada estratégica sobre el escenario internacional, con la participación de referentes del ámbito académico, empresarial y geopolítico.

    El programa incluirá también visitas técnicas a compañías líderes, así como un Energy B2B Matchmaking Program, diseñado para generar reuniones entre empresas argentinas y estadounidenses, facilitando acuerdos comerciales y alianzas estratégicas con seguimiento posterior para su concreción.

    Texas como plataforma global de negocios

    “Texas es hoy uno de los entornos más dinámicos para el desarrollo de negocios en energía a nivel mundial. Esta misión busca que las empresas argentinas se integren a ese ecosistema. Cada año se generan oportunidades que se traducen en inversiones y desarrollo”, destacó Ariel Bosio, vicepresidente de la ATCC.

    El estado de Texas se posiciona como uno de los principales nodos del sistema energético global. Concentra una parte significativa de la producción de petróleo y gas de Estados Unidos y cuenta con un ecosistema integrado de operadores, proveedores, capital e innovación tecnológica. Houston, en particular, se consolida como un hub estratégico para proyectos con proyección internacional.

    La ATCC en crecimiento

    En su edición anterior, la misión organizada por la ATCC reunió a más de 500 participantes, incluyó más de 100 reuniones de negocios y contó con la participación de empresas, instituciones y organismos del sector, consolidándose como un espacio clave para la vinculación bilateral.

    Las empresas interesadas en participar en la edición 2026 pueden obtener más información a través del sitio oficial de la Cámara (https://argentinatexas.org/) o contactar directamente a la organización para sumarse a la delegación hasta el 15 de abril.

  • Litio en Catamarca: el proyecto Fénix recibió la aprobación del RIGI

    Litio en Catamarca: el proyecto Fénix recibió la aprobación del RIGI

    El Ministerio de Economía de la Nación oficializó, mediante la Resolución 431/2026, una nueva adhesión de un proyecto minero al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). La empresa Minera del Altiplano, subsidiaria de Rio Tinto, obtuvo el aval oficial para su plan de inversiones denominado “Expansión Fase 1B”, que busca ampliar la capacidad productiva del yacimiento Fénix, ubicado estratégicamente en el Salar del Hombre Muerto, dentro de la provincia de Catamarca.

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    La resolución firmada por Luis Caputo destaca que estos incentivos aportan certidumbre y seguridad jurídica a los inversores extranjeros y nacionales. El objetivo prioritario es garantizar la prosperidad económica mediante el incremento de exportaciones de mercaderías y servicios, favoreciendo la creación genuina de empleo en regiones estratégicas.

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    Metas de producción

    El proyecto de Minera del Altiplano contempla una expansión significativa en la producción de carbonato de litio. Según el documento oficial, la capacidad instalada pasará de veintiocho mil quinientas toneladas anuales a un total de treinta y ocho mil toneladas. Este incremento de nueve mil quinientas toneladas refuerza el perfil exportador.

    Para alcanzar estos objetivos, el plan de inversiones asciende a un total de 251 millones de dólares. Los activos computables incluyen la construcción de una nueva Planta de Adsorción Selectiva y una Planta de Carbonato, además de infraestructura clave para el procesamiento del mineral extraído.

    El Ministerio de Economía, en su resolución, detalló la justificación oficial del régimen para este tipo de desembolsos industriales: «El RIGI tiene como objetivos prioritarios incentivar las Grandes Inversiones nacionales y extranjeras a fin de garantizar la prosperidad del país, fortalecer la competitividad de los diversos sectores económicos e incrementar las exportaciones».

    Infraestructura y desarrollo de proveedores

    La obra civil no se limita exclusivamente a la extracción en el salar catamarqueño. El proyecto incluye la perforación de nuevos pozos de salmuera y la instalación de tuberías complejas. También se prevé la edificación de instalaciones auxiliares para apoyar la operación y administración de la nueva producción proyectada.

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    Litio es el principal objetivo que tiene India.

    Un componente esencial es la construcción de una planta compresora de gas natural en Olacapato, provincia de Salta. Esta instalación permitirá ampliar la capacidad de transporte de los gasoductos La Puna y Fénix. Dichas obras son vitales para asegurar el suministro energético constante que requiere la producción de litio.

    Respecto al impacto en la cadena de valor, la empresa se comprometió a que el sesenta por ciento de su inversión en proveedores sea local. Esta cifra supera ampliamente el mínimo del veinte por ciento exigido por la ley vigente. Así, el Ministerio de Economía busca potenciar la industria nacional.

    Beneficios fiscales y horizonte productivo

    La adhesión al RIGI otorga a Minera del Altiplano beneficios tributarios, aduaneros y cambiarios de gran relevancia para la viabilidad financiera. El Ministerio de Economía aprobó un listado de mercaderías que podrán importarse bajo franquicias especiales. Estas medidas buscan reducir los costos de capital y acelerar la ejecución productiva.

    El cronograma de obras estipula que la construcción del proyecto finalizará en noviembre del año 2026. Sin embargo, se prevé que el inicio de las operaciones comerciales ocurra en julio de ese mismo año. Para entonces, la firma deberá haber acreditado el cumplimiento de los montos mínimos de inversión.

  • Reforma a la Ley de Glaciares en Diputados: el Gobierno busca destrabar inversiones mineras

    Reforma a la Ley de Glaciares en Diputados: el Gobierno busca destrabar inversiones mineras

    El oficialismo avanza con decisión en el plano legislativo pese a la fuerte turbulencia política y judicial que lo rodea. La Casa Rosada planea abrir el recinto de la Cámara de Diputados el próximo miércoles para sancionar definitivamente la reforma a la Ley de Glaciares. Esta iniciativa habilita nuevas inversiones mineras en zonas periglaciares, un cambio que genera fuerte debate entre desarrollo económico y preservación ambiental.

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    La jugada legislativa se produce en un contexto complejo. Persisten interrogantes sobre el incremento patrimonial del jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y sobre la posible participación del presidente Javier Milei y su hermana Karina Milei en el auge y caída de la criptomoneda $LIBRA, cuyo desarrollo investiga la Justicia.

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    Tensiones políticas en el recinto

    El recinto de Diputados amplificará las tensiones. La oposición se prepara para la sesión y diseña una estrategia destinada a incomodar al oficialismo. De acuerdo a trascendidos en medios nacionale, la oposición impulsará una interpelación al ministro coordinador. Esta medida requiere mayoría simple, y las ausencias de algunos aliados podrían facilitar el número sin exponerlos directamente.

    En paralelo, la Justicia mantiene actividad intensa. Si continúan las revelaciones sobre viajes, departamentos y gastos, los pedidos de explicaciones públicas ganarán fuerza. La oposición cuenta con esta carta en una sesión donde parte en desventaja numérica. Sin embargo, la correlación de fuerzas favorece al Gobierno, que se encamina a convertir la reforma ambiental en ley sin mayores sobresaltos.

    Según sondeos informales, el oficialismo reúne más de 130 voluntades junto a aliados del PRO, la UCR, el MID y diputados cercanos a gobernadores de provincias con potencial minero como San Juan, Catamarca, Mendoza y Jujuy. En este debate prevalecen los intereses regionales por sobre las lógicas partidarias tradicionales.

    Apoyo de los gobernadores mineros

    Los mandatarios provinciales que impulsan la reforma incluyen a Raúl Jalil (Catamarca), Carlos Sadir (Jujuy), Alfredo Cornejo (Mendoza), Gustavo Sáenz (Salta) y Marcelo Orrego (San Juan). La Casa Rosada busca sumar su respaldo político y convoca a un plenario de comisiones para este martes con presencia de los gobernadores o sus representantes. Inicialmente se había previsto una reunión informativa para el lunes, pero se descartó.

    Algunos gobernadores prefieren no exponerse públicamente porque saben que sus diputados se dividirán en la votación. Durante las audiencias públicas previas, solo el gobernador de San Juan participó indirectamente a través de su ministro de Producción, Gustavo Fernández. El resto de las provincias mineras evitó posiciones públicas, aunque colaboraron en la elaboración del proyecto.

    En el oficialismo descuentan que diputados de distritos cordilleranos de Unión por la Patria acompañarán la iniciativa. Entre ellos figuran Jorge Chica y Cristian Andino de San Juan, y Claudia Palladino de Catamarca. En el Senado, sus comprovincianos Sergio Uñac y Lucía Corpacci ya votaron a favor.

    Los cambios clave de la reforma

    La iniciativa del Poder Ejecutivo ya cuenta con media sanción del Senado. Si supera el trámite en Diputados, se convertirá en ley. Las organizaciones socioambientales anticipan que acudirán a la Justicia para impugnar la norma por inconstitucional, al considerar que vulnera el principio de “presupuestos mínimos” de protección ambiental establecido en la Constitución Nacional.

    El proyecto propone diferenciar el área periglaciar de las geoformas periglaciales que cumplen funciones de reserva estratégica de recursos hídricos. De esta manera, no todo el territorio periglaciar quedará bajo protección, sino únicamente aquellas formaciones con función hídrica comprobable.

    La legislación vigente protege tanto los glaciares visibles como los cuerpos menores cubiertos o mezclados con roca que forman parte del ambiente periglaciar, y prohíbe allí actividades industriales. La reforma reduce ese alcance al limitar la protección a las geoformas relevantes desde el punto de vista hídrico.

    Otro punto central otorga mayor poder a las provincias. El proyecto establece que la autoridad jurisdiccional provincial actualizará el inventario glaciar sobre la base de estudios técnicos-científicos. Actualmente esa tarea corresponde al IANIGLA, organismo científico nacional con sede en Mendoza. La oposición advierte que esta transferencia podría debilitar el sistema de protección ambiental.

    Agenda paralela en el Congreso

    Los cambios en la legislación ambiental dominarán la agenda de esta semana en la Cámara baja. El oficialismo descartó avanzar simultáneamente con el proyecto “hojarasca” —que busca eliminar normas obsoletas— para evitar contratiempos. Esa iniciativa se postergó para mediados de abril.

    En el Senado, la agenda aún se define. El oficialismo evalúa sesionar el jueves con un temario acotado que incluye el pliego de Lucía Crexell como embajadora en Canadá, ascensos militares y el ingreso formal de 62 pliegos judiciales. La decisión se confirmará tras una reunión de jefes de bloque dialoguistas.

    El Gobierno busca mostrar capacidad de gestión legislativa en un momento de cuestionamientos. La reforma a la Ley de Glaciares representa un paso concreto hacia la desregulación ambiental y el impulso a la actividad minera, sector clave para el desarrollo de varias provincias andinas. Sin embargo, el debate trasciende lo técnico y se instala en el centro de la disputa entre modelo productivo y protección de recursos hídricos estratégicos.

  • Debate: Aunque Argentina tiene 36.483 toneladas de uranio, la producción no se activa

    Debate: Aunque Argentina tiene 36.483 toneladas de uranio, la producción no se activa

    A nivel global, el uranio está en el ojo de la tormenta; sin embargo, no figura en los titulares de la minería argentina con la frecuencia que merece. Mientras el litio concentra la atención de inversores globales y el cobre avanza en su posicionamiento como metal de la transición energética, el uranio permanece en un segundo plano que no se condice con su peso estratégico ni con la magnitud de los recursos que el país alberga en su subsuelo.

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    El Reporte de Recursos y Reservas Minerales en Argentina, elaborado en febrero de 2026 por la Dirección Nacional de Promoción y Economía Minera (DNPyEM) de la Secretaría de Minería de la Nación, ofrece por primera vez una consolidación sistemática de las estimaciones de uranio bajo estándares internacionales. Los datos son contundentes y abren un debate que el sector no puede postergar.

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    Los números que definen el potencial

    Según el informe de la DNPyEM, basado en la Cartera de Proyectos 2026, Argentina registra Recursos Medidos e Indicados (M&I) de 18.170 toneladas de uranio y Recursos Inferidos de 18.313 toneladas, lo que configura un total estimado de 36.483,06 toneladas de recursos uraníferos en el país.

    El dato más revelador del documento es, sin embargo, el que no aparece: las Reservas Probables y Probadas de uranio registran valor cero en la consolidación actual. Ningún proyecto argentino cuenta con reservas certificadas bajo los estándares internacionales JORC, NI 43-101 o el marco CRIRSCO.

    En términos prácticos, eso significa que Argentina dispone de una base de recursos considerables, pero sin la certeza técnica y económica necesaria para avanzar a producción en ninguno de sus yacimientos.

    Esta distinción no es menor. Mientras un recurso mineral representa una estimación del mineral presente en el subsuelo con distintos grados de confianza geológica, una reserva mineral implica que ese recurso puede extraerse de manera económicamente rentable bajo condiciones actuales de mercado. La brecha entre ambas categorías define cuánto hay y cuánto se puede efectivamente producir.

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    Argentina estima 36.483 toneladas de uranio en su subsuelo, pero sin reservas probadas ni producción activa en 2026.

    Los proyectos que componen el mapa uranífero argentino

    El informe identifica siete proyectos con estimaciones de recursos de uranio, todos con datos provenientes de fuentes públicas. El panorama refleja una cartera en distintas etapas de maduración, con predominio de exploración avanzada y estudios de factibilidad preliminar.

    Ivana es el proyecto con mayor nivel de detalle técnico y el único del conjunto con estimaciones bajo el estándar NI 43-101. Ubicado en la provincia de Río Negro y controlado por Ivana Minerales S.A., registra Recursos M&I de 7.710 toneladas de uranio con una ley mineral de 0,039%, y Recursos Inferidos de 1.723 toneladas con una ley de 0,031%.

    Su estado de avance es Evaluación Económica Preliminar (PEA), con datos actualizados a 2024, lo que lo posiciona como el proyecto más avanzado en términos de caracterización técnica dentro del segmento uranífero. La fuente es el informe técnico NI 43-101 de Blue Sky Uranium y su presentación corporativa de 2025.

    Cerro Solo, localizado en la provincia de Chubut y controlado por la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), reporta Recursos M&I de 4.420 toneladas y Recursos Inferidos de 3.760 toneladas, sin datos de ley mineral disponibles en la fuente consultada. Su estado de avance es Exploración avanzada, con estimaciones a 2022 según datos de la Agencia de Energía Nuclear (NEA, 2023).

    Sierra Pintada U, también bajo control de la CNEA y ubicado en la provincia de Mendoza, es el tercer proyecto en magnitud de recursos inferidos. Registra Recursos M&I de 3.900 toneladas y Recursos Inferidos de 6.110 toneladas. Su estado de avance es Factibilidad, lo que lo convierte en uno de los más cercanos a una eventual decisión de inversión, aunque aún sin reservas certificadas.

    Meseta Central, en Chubut y bajo la órbita de UrAmérica Ltd., no registra Recursos M&I en la consolidación actual, pero cuenta con Recursos Inferidos de 5.290 toneladas. Su estado es Exploración avanzada, con datos a 2022. La cifra lo posiciona como uno de los proyectos con mayor potencial inferido, aunque con el menor grado de certeza geológica del conjunto.

    Laguna Salada, controlado por Jaguar Uranium Corp., tiene Recursos M&I de 1.860 toneladas y Recursos Inferidos de 1.120 toneladas, sin datos de ley mineral disponibles. Su estado de avance es Evaluación Económica Preliminar, con datos de 2022 según NEA (2023). Es el único proyecto del segmento no estatal con este nivel de avance además de Ivana.

    Don Otto, en manos de la CNEA, figura con Recursos M&I de 180 toneladas y Recursos Inferidos de 250 toneladas. Su estado de avance es Factibilidad, lo que resulta técnicamente relevante pese a tratarse del proyecto con menor volumen de recursos del conjunto.

    Laguna Colorada, también bajo gestión de la CNEA, cierra el listado con Recursos M&I de 100 toneladas y Recursos Inferidos de 60 toneladas. No dispone de información sobre ley mineral ni sobre su estado formal de avance en la consolidación actual, con datos a 2022 según NEA (2023).

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    La CNEA controla cuatro de los siete proyectos uraníferos relevados, reflejo del carácter estratégico del recurso para el Estado.

    Una cartera con predominio estatal y datos heterogéneos

    Un rasgo estructural del mapa uranífero argentino es la concentración de proyectos bajo control de la CNEA. De los siete proyectos relevados, cuatro corresponden al organismo estatal —Cerro Solo, Sierra Pintada U, Don Otto y Laguna Colorada— lo que refleja la historia de la política nuclear argentina y la naturaleza estratégica que el Estado asignó históricamente a este recurso.

    La heterogeneidad de las fuentes de información es otro elemento que el propio informe de la DNPyEM reconoce. Mientras Ivana cuenta con un informe técnico NI 43-101 actualizado a 2024, los proyectos de la CNEA se basan en datos de la Agencia de Energía Nuclear (NEA) del año 2023 con estimaciones de 2022, lo que implica un rezago metodológico importante respecto a los estándares más exigentes del mercado de capitales internacional.

    El contexto global que presiona al sector

    El uranio atraviesa un momento de revalorización global impulsado por el retorno de la energía nuclear como alternativa dentro de la transición energética. La demanda de uranio para reactores de nueva generación, incluyendo los reactores modulares pequeños (SMR), genera expectativas sobre los precios del mineral que podrían mejorar la viabilidad económica de proyectos actualmente en etapas preliminares.

    En ese contexto, la ausencia de reservas probadas en Argentina no solo refleja una brecha técnica: también señala la necesidad de mayor inversión en exploración sistemática, actualización de informes técnicos bajo estándares internacionales y condiciones regulatorias que habiliten el avance de los proyectos hacia etapas de factibilidad plena.

    El informe de la DNPyEM representa un primer paso en la dirección correcta: la sistematización y transparencia de la información. El siguiente es convertir esos más de 36.000 toneladas de recurso en datos con el rigor técnico que exige el mercado global.

    Fuente: Dirección Nacional de Promoción y Economía Minera

  • Se presentaron dos ofertas para la operatoria privada de la importación de GNL

    Se presentaron dos ofertas para la operatoria privada de la importación de GNL

    Se presentaron dos ofertas correspondientes al Sobre 1 (técnico) en el marco de la Licitación Pública Nacional e Internacional que lleva adelante Energía Argentina (ENARSA) para seleccionar un agente comercializador–agregador a cargo de la importación de Gas Natural Licuado (GNL) y su comercialización como gas regasificado en el mercado interno durante el período invernal, a través de la terminal de regasificación de Escobar.

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    De acuerdo con el cronograma vigente, la presentación del Sobre 2 (económico) se realizará el lunes 13 de abril a las 9:00, y su apertura tendrá lugar ese mismo día, también con transmisión por streaming del canal YouTube de ENARSA. La adjudicación, por su parte, está prevista para el martes 21 de abril, conforme el cronograma del proceso.

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    Esta licitación se inscribe en el proceso de privatización de activos y actividades de ENARSA conforme a lo establecido por la Ley Bases, avanzando en la desinversión de participaciones y operatorias comerciales que pueden ser realizadas por el sector privado.

    Lo pagará la demanda

    En dialogo con Más E, días atrás , la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, explicó las razones de la decisión. «En los últimos años, Enarsa importaba el GNL, lo regasificaba y lo vendía al sector de generación y al residencial a un precio subsidiado. Esa diferencia de costos la pagaba toda la sociedad a través de los impuestos. La política de este gobierno es que los precios reflejen los verdaderos costos del suministro en los picos de invierno, para que tanto industrias como usuarios residenciales y generadoras tomen decisiones eficientes de consumo», dijo.

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    Un pasado marcado por las importaciones de GNL.

    «Por mandato de la Ley Bases, Enarsa debe desprenderse de esta actividad comercial. Por eso, lanzamos una licitación bajo un mecanismo competitivo y transparente, donde se le fija un techo al margen de ganancia del importador», agregó la funcionaria nacional.

    «Nosotros no licitamos un precio final cerrado, porque eso implicaría que nos cobren una prima de riesgo altísima. Lo que licitamos es el «plus» (expresado en dólares por millón de BTU) que el importador le va a cargar al precio internacional de referencia (como el TTF). Ese margen fijo debe cubrir el pago a Enarsa por el uso de la terminal de regasificación, los riesgos financieros y comerciales del importador, y su ganancia. El costo de la molécula será el precio internacional del momento, tal como ocurría cuando importaba Enarsa. Lo que se define ahora de forma competitiva es ese plus operativo», indicó Tettamanti.

    Avanzan la venta de acciones estatales en Transener

    Por otro lado, el próximo jueves 10 de abril se realizará la presentación y apertura de ofertas técnicas para la venta del paquete accionario que posee el Estado Nacional de CITELEC, sociedad controlante de TRANSENER.

    Con este esquema, el Gobierno Nacional profundiza el camino de retirar al Estado de operatorias comerciales que el sector privado puede realizar con mayor eficiencia, reemplazando la intermediación estatal por competencia y reglas claras.

  • WTI vs Brent: por qué el petróleo de EE.UU. ahora cotiza más caro

    WTI vs Brent: por qué el petróleo de EE.UU. ahora cotiza más caro

    El mercado global del petróleo atraviesa una dislocación histórica. Las pizarras exhiben al WTI en la zona de los USD 111 por barril, tras consolidar un salto semanal del 11%, mientras el Brent corre de atrás cerca de los USD 108. Esta inversión del spread no obedece a un cambio estructural permanente, sino a un escenario de backwardation extremo (precios spot más caros que los futuros) y a los plazos de los contratos.

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    El detalle técnico reside en el calendario. El contrato front-month del WTI exige entrega en mayo de 2026. El Brent, en cambio, ya concretó su transición hacia el contrato de junio. Este mes de diferencia otorga al referencial europeo casi 30 días adicionales de margen para un posible alto el fuego en Medio Oriente. El WTI absorbe hoy todo el sobreprecio del pánico bélico inmediato por el conflicto con Irán.

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    Los operadores asumen que la clausura del Estrecho de Ormuz se resolverá a mediano plazo. Las proyecciones de la curva a futuro comprimen los valores hacia la zona de los USD 67 para la primera mitad de 2027. Sin embargo, la destrucción de infraestructura advierte que la reactivación de los pozos en la región afectada no funcionará como un interruptor de luz.

    tag:reuters.com,2022:newsml_KBN2KX239

    FOTO DE ARCHIVO: Tanques de almacenamiento de crudo se ven desde arriba en el centro petrolero de Cushing, en Cushing, Oklahoma. REUTERS/Nick Oxford/File Photo

    La cotización de crudo WTI tiene una prima de guerra geopolítica más apremiante que el contrato global de Brent de junio, que recientemente se convirtió en el contrato de futuros del primer mes, con lo cual tiene casi 30 días adicionales de oportunidad para [un] alto el fuego.

    Eso destaca una dinámica en los futuros de WTI conocida como retroceso, una situación en la que los precios actuales del petróleo son más altos que los precios del petróleo para la entrega posterior.

    La paradoja logística de Estados Unidos

    El discurso oficial en Washington apela a la independencia energética, pero los números reflejan otra realidad. Estados Unidos produce actualmente unos 13,6 millones de barriles diarios, una cifra que queda 3 millones por debajo del volumen que procesan sus refinerías cada jornada.

    El problema central trasciende el volumen y radica en la calidad. El parque refinador norteamericano, diseñado en la década de 1990, funciona calibrado para procesar crudo pesado importado de Medio Oriente. Hoy, la revolución del no convencional estadounidense extrae crudo liviano y dulce de sus entrañas, un perfil idéntico al de la formación neuquina.

    En términos prácticos, Estados Unidos levanta el petróleo equivocado para su propio sistema. Esta desconexión estructural obliga a las operadoras a depender de compradores extranjeros y acuerdos de intercambio para equilibrar la demanda interna y colocar sus barriles en el exterior.

  • Corte de gas a Chile: por qué frenaron los envíos desde Vaca Muerta en abril de 2026

    Corte de gas a Chile: por qué frenaron los envíos desde Vaca Muerta en abril de 2026

    El gobierno de Chile cerró la válvula del Gasoducto del Pacífico al detectar parámetros fuera de norma en los envíos de gas desde Neuquén. La medida afecta a la industria de Biobío y Ñuble, mientras las autoridades negocian una rápida solución para restablecer el flujo.

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    Un evento de fuerza mayor frenó de forma abrupta las exportaciones de gas natural desde Vaca Muerta hacia el país vecino. Las autoridades chilenas ordenaron el cierre de la válvula fronteriza del Gasoducto del Pacífico el 1 de abril de 2026. La comercializadora Innergy confirmó la interrupción total del suministro por parámetros de calidad fuera de especificación.

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    El motivo detrás del corte de gas neuquino en 2026

    El Ministerio de Energía de Chile aclaró la situación mediante un comunicado oficial. La dependencia gubernamental explicó que el gas de Vaca Muerta ingresa a través de la cordillera de Yungay, en la Región de Ñuble. En ese punto estratégico, los técnicos realizan la medición y verificación física del hidrocarburo.

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    Chile consolida la relación con Argentina como proveedora de gas.

    La normativa chilena impone exigencias técnicas mayores que la legislación argentina. Los controles fronterizos detectaron gas que no cumple con el estándar contratado. Esta divergencia motivó la suspensión inmediata de la recepción hasta que el producto alcance los niveles requeridos por el país comprador.

    Los especialistas esperan ahora los resultados de una cromatografía. Este estudio detallado de la composición química permitirá identificar los riesgos reales de la utilización del fluido en el sistema de ductos chileno.

    Impacto directo en la industria de Biobío y Ñuble

    La paralización del flujo impacta de manera directa a los clientes industriales de las regiones del Biobío y Ñuble. El gobierno trasandino reconoció el golpe al sector productivo, aunque aclaró que las empresas cuentan con sistemas de respaldo. Estos equipos alternativos mitigan las complicaciones en la producción diaria.

    Las autoridades del país vecino descartan, por el momento, una crisis energética a gran escala. El Ministerio de Energía prioriza el abastecimiento residencial e implementa protocolos estrictos para resguardar los hogares. Las familias mantienen la continuidad del servicio sin alteraciones visibles.

    Negociaciones contrarreloj para destrabar las exportaciones

    Funcionarios de ambos lados de la cordillera mantienen un diálogo permanente. El objetivo central apunta a solucionar el conflicto técnico y reanudar las inyecciones de gas argentino. La Superintendencia de Electricidad y Combustibles de Chile coordina las acciones con Innergy, Gas Sur y las operadoras productoras en Neuquén.

    El mercado regional observa con atención la evolución de esta coyuntura. Las exportaciones en firme resultan vitales para monetizar la producción récord del shale gas local. Un bloqueo prolongado genera incertidumbre operativa en la balanza comercial energética bilateral.

  • Autoconsumo eléctrico industrial: ¿Por qué disminuyó un 2,8% en el cuarto trimestre?

    Autoconsumo eléctrico industrial: ¿Por qué disminuyó un 2,8% en el cuarto trimestre?

    El cierre de 2025 marca un punto de inflexión en la estrategia energética de los grandes usuarios. Según el último informe de indicadores energéticos del INDEC, la autogeneración de energía eléctrica en la minería y la industria manufacturera alcanzó los 4.150.121 MWh en el cuarto trimestre. Esta cifra representa un leve incremento interanual del 0,7%, pero esconde un cambio estructural profundo en el destino de esa energía.

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    La dinámica actual revela que los establecimientos priorizan la inyección de excedentes al sistema nacional. El volumen de energía autogenerada despachada al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) registró una variación positiva del 15,7%, situándose en 919.784 MWh.

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    En contraposición, la energía destinada estrictamente al autoconsumo disminuyó un 2,8%, totalizando 3.230.336 MWh. Este fenómeno sugiere que las empresas optimizan sus recursos excedentes ante una demanda interna de producción que no muestra señales de expansión.

    Minería vs. manufactura: Comportamientos divergentes

    El análisis por sector evidencia realidades opuestas. La minería registró una baja del 2,2% en su autogeneración total durante el cuarto trimestre, con un volumen de 1.951.355 MWh. Sin embargo, su comportamiento hacia la red resultó agresivo: el despacho al MEM desde yacimientos y canteras trepó un 19,4%, mientras que su autoconsumo se desplomó un 10,6%.

    Por su parte, la industria manufacturera exhibió mayor resiliencia productiva. Su autogeneración total ascendió a 2.198.766 MWh, lo que implica una suba del 3,5%. A diferencia de la minería, la manufactura logró incrementos en ambos frentes: el despacho al sistema creció un 7,1% y el uso para consumo propio subió un 3,1% respecto al cuarto trimestre de 2024.

    Cogeneración y eficiencia energética bajo la lupa

    La cogeneración, proceso que convierte el calor residual en electricidad, atraviesa un período de contracción. Durante el cuarto trimestre de 2025, esta modalidad registró una caída del 5,8% interanual en la industria manufacturera, con un total de 297.072 MWh generados.

    Las fuentes oficiales definen la autogeneración como el «proceso mediante el cual se produce energía eléctrica como producto secundario, siendo el propósito principal del establecimiento la producción de bienes o servicios».

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    La industria manufacturera aumentó su despacho de energía al sistema nacional un 15,7% al cierre de 2025. Foto: prensa de gobierno de Neuquén

    En cambio, la cogeneración implica la producción simultánea de electricidad a partir de «calor residual proveniente del proceso productivo». La caída en este último indicador refleja, de manera indirecta, una menor intensidad en los procesos térmicos industriales de alta escala.

    Importancia de los indicadores y el ISE

    El Indicador Sintético de Energía (ISE) funciona como el termómetro oficial del sector. En el cuarto trimestre de 2025, el ISE nivel general registró una caída del 0,4% interanual. Este indicador es vital porque permite homogeneizar unidades heterogéneas (GWh, m3, toneladas) en toneladas equivalentes de petróleo (TEP) para medir el desempeño real de la matriz energética.

    La precisión de estos datos surge de un panel de 90 establecimientos líderes y del relevamiento de organismos clave como CAMMESA, ENARGAS y la Secretaría de Energía. Sin estos indicadores, resultaría imposible detectar que, a pesar de que la generación neta total subió un 4,2%, el consumo de gas industrial cayó un 8,1% en el mismo periodo.

    Expectativas de inversión para 2026

    El clima empresarial para el inicio de 2026 muestra cautela. En el sector eléctrico, solo el 33,3% de las firmas espera que la demanda interna aumente, mientras que un 50% prevé que se mantendrá estable.

    Respecto a la expansión de capacidad, el 50% de las empresas del sector eléctrico planea realizar inversiones durante el primer trimestre de 2026. Estas partidas se dirigirán principalmente a «mejorar la calidad del producto y/o servicio» y «aumentar la producción y/o ampliar el servicio».