Autor: Más Energía

  • El precio del petróleo supera los US$ 82 y Horacio Marín anticipa qué puede pasar en la Argentina

    El precio del petróleo supera los US$ 82 y Horacio Marín anticipa qué puede pasar en la Argentina

    La nueva escalada bélica entre Estados Unidos e Israel con Irán volvió a tensionar al mercado energético y empujó el precio del petróleo a su nivel más alto desde mediados de 2024. En Argentina, la suba del crudo vuelve a plantear un escenario de doble filo. Si los valores internacionales se sostienen, podría traducirse en un mayor ingreso de dólares por exportaciones y en una mejora de la balanza comercial, y al mismo tiempo, instala la discusión sobre un eventual traslado a los surtidores. En ese contexto, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, aseguró que la compañía no aplicará incrementos automáticos ante movimientos coyunturales del panorama internacional.

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    Los futuros del Brent treparon 4,94 dólares, un 6%, hasta los 82,68 dólares por barril, tras tocar un máximo intradiario de 82,80 dólares, el valor más alto desde julio de 2024. En paralelo, el West Texas Intermediate (WTI) avanzó 4,68 dólares, un 7%, hasta los 75,91 dólares, luego de alcanzar los 76,02 dólares, su techo desde junio, según datos reportados por Reuters.

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    A los bombardeos iniciales se sumaron contraataques que alcanzaron activos energéticos. De acuerdo a la citada agencia internacional, Irán apuntó contra instalaciones en países del Golfo y contra petroleros que navegan por el Estrecho de Ormuz, el corredor por donde se mueve alrededor del 20% del crudo y del GNL que se comercializa a nivel global.

    La tensión creció todavía más cuando medios iraníes difundieron declaraciones de un alto mando de la Guardia Revolucionaria que dio por cerrado el paso y advirtió que cualquier buque que intente atravesarlo podría convertirse en objetivo. El efecto fue inmediato en la operatoria marítima. Varias aseguradoras suspendieron coberturas en la zona y los fletes para transporte de petróleo y gas comenzaron a escalar. En paralelo, Emiratos Árabes Unidos reportó un incendio de gran magnitud en el puerto de Fujairah, uno de los nodos logísticos clave fuera del estrecho. «Si bien existe preocupación por los flujos de petróleo a través del Estrecho de Ormuz, un mayor riesgo para el mercado sería que Irán atacara infraestructuras energéticas adicionales en la región. Esto podría provocar cortes de suministro más prolongados», señalaron los analistas de ING a través de una nota.

    El impacto para Argentina

    En el plano local, Marín explicó en Radio Mitre que la política de YPF busca amortiguar los vaivenes internacionales. “Es impredecible lo que va a pasar. En este momento hay 15 millones de barriles que no pueden salir del Estrecho de Ormuz”, describió.

    El ejecutivo detalló que la compañía aplica un esquema de promediación de precios, al que internamente denominan “moving up”, para evitar traslados bruscos al surtidor. “Lo que tratamos de evitar es pasar al consumidor precios muy rápidos de un día que caigan al otro”, señaló. “Si los precios del petróleo se mantienen durante meses altos, sí va a terminar impactando en el surtidor, como va a impactar en todo el mundo económicamente, pero va a ir muy lentamente. No lo vamos a ver automático”, agregó.

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    La escalada en Medio Oriente llevó al Brent a su nivel más alto desde 2024. REUTERS/Dado Ruvic/Ilustración/Archivo

    Desde el frente macroeconómico, el consultor Daniel Dreizzen, director de Aleph Energy y exsecretario de Planeamiento Energético de Argentina, subrayó los efectos de la guerra para el país. “El impacto para la Argentina es muy positivo. Cada dólar que sube el barril de petróleo, la balanza comercial mejora 125 millones de dólares. Estas últimas semanas creció el precio del crudo, con lo cual crecen las exportaciones”, afirmó en diálogo con +e.

    No obstante, advirtió que la dinámica dependerá de la profundidad del conflicto: “Cuanto más se interrumpen las operaciones, los barcos, la producción y las refinerías de Medio Oriente, más va a subir el precio, hasta que se empiece a calmar”.

    Los efectos de la guerra en el mundo

    Desde el inicio de los ataques, múltiples activos energéticos en la región fueron cerrados por daños o como medida preventiva. Qatar detuvo la producción de GNL; Israel suspendió operaciones en algunos yacimientos de gas; Arabia Saudita paralizó su mayor refinería y en el Kurdistán iraquí la producción prácticamente se detuvo, informó Reuters.

    El impacto se trasladó también al mercado gasífero. Los contratos de referencia en Países Bajos, que marcan el pulso del gas en Europa, registraron fuertes subas, al igual que los precios británicos y las cotizaciones del GNL tanto en Europa como en Asia.

    El escenario para los precios del petróleo

    Los analistas anticipan que la volatilidad persistirá mientras los inversores evalúan la posibilidad de una interrupción sostenida de suministros. La firma Bernstein elevó su proyección para el Brent en 2026 a 80 dólares por barril desde los 65 dólares previos, aunque advirtió que en un escenario extremo de conflicto prolongado los precios podrían escalar hasta un rango de 120 a 150 dólares.

  • Pampa Energía consolida su salto en Vaca Muerta: las reservas probadas crecieron un 28% y la producción de crudo se cuadruplicó

    Pampa Energía consolida su salto en Vaca Muerta: las reservas probadas crecieron un 28% y la producción de crudo se cuadruplicó

    Pampa Energía cerró el 2025 con un balance operativo marcado por un fuerte crecimiento apalancado en los hidrocarburos no convencionales. Las reservas probadas (P1) de la compañía ascendieron a 296 millones de barriles de petróleo equivalente (mboe) al cierre del ejercicio, lo que representa un incremento del 28% respecto a los 231 mboe registrados a fines de 2024.

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    Este salto se explica principalmente por una mayor cuantificación de reservas shale en Vaca Muerta. La mejora fue impulsada por el incremento en la actividad de perforación y completación de pozos en los bloques Rincón de Aranda, que sumó 43,7 mboe (+352% respecto a diciembre de 2024), y Sierra Chata, que adicionó 28 mboe (+41%).

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    El peso del no convencional en el portafolio de la empresa es cada vez mayor. Las reservas P1 certificadas de shale crecieron un 54% hasta alcanzar los 204 mboe en 2025. De este modo, el shale pasó a representar el 69% de las reservas probadas totales de Pampa, frente al 57% que significaban un año atrás. En el desglose general, el 81% de las reservas probadas totales correspondieron a gas natural y el 19% a petróleo.

    Acompañando estos números, durante 2025 la firma logró un índice de reposición de reservas de 3,2 veces, lo cual refleja que las incorporaciones superaron ampliamente la creciente producción del período. Este nivel de actividad permitió extender la vida promedio de las reservas P1 de 8,6 años a aproximadamente 10,2 años.

    Aceleración en la extracción y foco en Rincón de Aranda

    En el plano productivo, la extracción total alcanzó los 81,2 kboepd en el cuarto trimestre de 2025, un 32% por encima del mismo período del año anterior.

    El principal motor de este crecimiento fue la producción de petróleo, que promedió los 18,0 kbpd en el trimestre, evidenciando un notable salto del 355% interanual. Rincón de Aranda fue el núcleo indiscutido de esta expansión: el bloque aportó 17,1 kbpd y alcanzó los 28 pozos en producción, en fuerte contraste con los 2 pozos activos que tenía en el cuarto trimestre de 2024.

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    Pampa Energía comenzó a exportar gas a Chile.

    El plan original para esta área contempla la construcción de toda la infraestructura asociada y de la planta de procesamiento necesaria para alcanzar un plateau de 45 kbpd en 2027. La inversión de desarrollo supera los US$1.500 millones, lo que representa la mayor asignación de capital en un único activo en la historia de Pampa.

    Por el lado del gas natural, la producción se ubicó en 10,7 millones de metros cúbicos diarios (63,2 kboepd), marcando un alza del 10% interanual. En este segmento destacó el desempeño de Sierra Chata, que representó el 38% del total con 4,0 mcmpd. Este volumen estuvo apalancado por la completación de 4 nuevos pozos, lo que significó un aumento del 39% frente al cuarto trimestre de 2024.

    Las finanzas de Pampa

    Pampa Energía presentó ante inversores los resultados del último trimestre de 2025, un período marcado por un sólido desempeño en su negocio de generación eléctrica. El EBITDA del segmento alcanzó los US$111 millones, un 28% superior al mismo período de 2024, impulsado por la optimización operativa y el autoabastecimiento de gas en centrales térmicas Loma de la Lata y Genelba.

    Gustavo Mariani, CEO de Pampa, afirmó que “la implementación de los nuevos lineamientos en generación representa un paso importante en la normalización del mercado eléctrico. Contar con reglas más claras mejora la previsibilidad del sector y crea un marco más adecuado para impulsar inversiones”.

    En el acumulado anual, la facturación alcanzó aproximadamente US$2.000 millones, con un crecimiento del 7% frente a 2024. El EBITDA ajustado del cuarto trimestre fue de US$230 millones, con una suba del 26% interanual.

    En materia financiera, en noviembre de 2025 la compañía emitió un bono internacional por US$450 millones con una tasa de 7,75% a 12 años, un plazo récord para una empresa privada argentina. Esta operación permitió extender el perfil de vencimientos a casi ocho años promedio y optimizar la estructura de deuda, manteniendo una disciplina financiera consistente con el plan de inversiones.

  • El proyecto Diablillos de plata y oro entra al RIGI para acelerar su construcción

    El proyecto Diablillos de plata y oro entra al RIGI para acelerar su construcción

    AbraSilver Resource Corp. recibió la aprobación formal para incluir su proyecto insignia Diablillos (plata-oro) bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), aseguró la compañía a través de un comunicado difundido hoy. La resolución oficial del gobierno se espera para más adelante en marzo.

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    “Asegurar la aprobación RIGI representa un hito transformador para Diablillos. Agradecemos el fuerte respaldo de las autoridades federales durante todo el proceso. Nuestro equipo, con el apoyo estratégico de nuestros asesores en Blue Pampa, dedicó un esfuerzo enorme para presentar una solicitud exhaustiva. Ahora esperamos recibir las aprobaciones de Evaluación de Impacto Ambiental (EIA) por parte de las autoridades provinciales en el corto plazo, mientras avanzamos hacia una decisión de construcción a finales de este año”, aseguró John Miniotis, presidente y CEO de AbraSilver.

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    El RIGI constituye un marco federal diseñado para acelerar proyectos de gran escala mediante estabilidad fiscal a largo plazo, beneficios tributarios competitivos, ventajas aduaneras y facilidades cambiarias.

    Tanto la provincia de Salta como Catamarca —donde se ubica Diablillos— adhirieron al régimen. Esta inclusión mejora sustancialmente la economía del proyecto y aporta mayor certeza regulatoria en la fase previa a la construcción.

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    Plazos en marcha: La compañía espera completar el Estudio de Factibilidad y la evaluación ambiental para mediados de año.

    Próximos hitos clave hacia la construcción

    La compañía avanza de forma coordinada hacia la decisión de construcción con varios objetivos críticos en los próximos meses:

    Evaluación de Impacto Ambiental (EIA): prevista para fines del primer trimestre de 2026. Este paso representa el último gran requisito de permisos y involucra revisiones coordinadas por las autoridades de Salta y Catamarca.

    Estudio de Factibilidad Definitivo (DFS): finalización esperada en el segundo trimestre de 2026. Los trabajos de diseño e ingeniería ya se encuentran sustancialmente completos para la planta de lixiviación en tanque de 9 ktpd, infraestructura de soporte y depósito de relaves, basados en el plan de mina a cielo abierto derivado de la estimación de Recursos Minerales de 2025.

    Las Reservas Minerales y el plan de mina se actualizan actualmente con la estimación de Recursos Minerales 2026, que incorpora resultados del programa de perforación de Fase V y recuperaciones metalúrgicas finales de ensayos recientes. Paralelamente, se desarrolla un esfuerzo de value engineering para optimizar el proyecto e identificar paquetes de trabajos tempranos.

    Además, se prevé completar una Evaluación Económica Preliminar (PEA) para una posible operación futura de lixiviación en pilas que complemente el proyecto principal de lixiviación en tanque.

    Trabajos tempranos y preparación para construcción: avanzan en paralelo la ingeniería detallada, planificación de adquisiciones y mejoras a la infraestructura existente. Tras la recepción de la EIA, AbraSilver planea iniciar trabajos tempranos, mientras continúa avanzando en el financiamiento del proyecto. Estas actividades posicionan a Diablillos para una decisión final de inversión y construcción una vez cumplidas las condiciones habituales.

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    Potencial regional: Diablillos se posiciona como un activo de clase mundial en la Puna tras perforar más de 150.000 metros.

    Diablillos: un activo de clase mundial

    El proyecto se localiza en la región de la Puna, sur de la provincia de Salta, en el límite con Catamarca, a unos 160 km al sudoeste de la ciudad de Salta y 375 km al noroeste de Catamarca. AbraSilver adquirió la propiedad en 2016; comprende 15 concesiones minerales contiguas y superpuestas con excelente acceso vial durante todo el año.

    La exploración delineó múltiples ocurrencias de mineralización de óxidos de plata y oro en Oculto, JAC, Laderas y Fantasma, dentro de un radio de 500 m a 1,5 km alrededor del epicentro Oculto/JAC. Se perforaron más de 150.000 metros en la propiedad, lo que demuestra el fuerte potencial de crecimiento de recursos de óxidos someros. Además, un gran complejo porfírico se ubica aproximadamente 4 km al noreste de Oculto, con intrusiones porfíricas aflorantes en una zona mayor de alteración y mineralización epitermal rica en oro.

    La aprobación RIGI, combinada con el avance en permisos y estudios técnicos, posiciona a Diablillos como uno de los proyectos de plata y oro más atractivos de América Latina. Con estabilidad fiscal garantizada por décadas y un camino claro hacia la producción, AbraSilver consolida su rol estratégico en el renacimiento minero argentino.

  • Vaca Muerta a todo vapor: el fracking sigue cerca de las 2.400 punciones

    Vaca Muerta a todo vapor: el fracking sigue cerca de las 2.400 punciones

    Vaca Muerta no detiene su marcha. La roca madre rompe todos los estándares y se prepara para seguir empujando su techo de cara a una nueva etapa marcada por las exportaciones. Un parámetro para medir los proyectos en la formación son las etapas de fractura.

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    Según el informe de Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, en febrero se realizaron 2.371 punciones, lo que significó una leve baja del 1,25% con respecto a enero. Las punciones se repartieron entre 464 destinas al gas y 1907 vinculadas al petróleo.

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    Además, la marca se acomodó en el podio de los mejores registros del fracking de Vaca Muerta. La cifra más alta fue de 2.588 punciones y se registró en mayo del año pasado. Le sigue la marca alcanzada en enero cuando se anotaron 2.401 etapas de fractura.

    En el detalle por operadoras se detecta que YPF volvió a superar las mil punciones en Vaca Muerta. La empresa de mayoría estatal realizó 1.087 fracturas, lo que implica el 46% del total de las operaciones.

    Vista Energy se ubicó en segundo lugar con 284 etapas de fractura. La empresa liderada por Miguel Galuccio registró el 12% de las punciones. Muy cerca se ubicó Pampa Energía. La compañía registró 238 operaciones lo que explica el 10% de la actividad en Vaca Muerta.

    Schlumberger Fracking SLB Etapas de fractura

    SLB sigue creciendo en el fracking de Vaca Muerta.

    El mapa de Vaca Muerta

    Asimismo, Tecpetrol y Pluspetrol Cuenca Neuquina superaron las 150 fracturas durante febrero. La empresa petrolera de Grupo Techint realizó 174 punciones mientras que la compañía que adquirió los activos de ExxonMobil contabilizó 162 operaciones.

    Un escalón más abajo se posicionó TotalEnergies y Pluspetrol (destinada a los trabajos en La Calera). La compañía francesa registró 140 etapas de fractura y la empresa de capitales nacionales sumó 131 punciones. Si se tomaran todas las operaciones de Pluspetrol, se contabilizaría 293 fracturas.

    El cierre es para Pan American Energy (PAE), Shell y Phoenix Global Resources, quienes no superaron las 100 operaciones. PAE sumó 90 punciones, Shell contabilizó 54 fracturas y PGR registró 11 trabajos.

    Cómo se movieron los sets de fractura

    En lo que respecta a empresas de servicio se destaca que Halliburton y SLB concentraron el 71% de las operaciones en Vaca Muerta. La empresa de mamelucos rojos recuperó el primer lugar en el fracking del shale argentino que perdió en 2025.

    Halliburton contabilizó 982 etapas de fractura que se dividieron entre 528 para YPF, 238 para Pampa Energía, 162 para Pluspetrol CN y 54 para Shell. Asimismo, SLB sumó 715 operaciones distribuidas entre 559 para YPF y 156 para Vista Energy.

    En tercer lugar se ubicó Tenaris. La compañía del Grupo Techint se afianza en el servicio que exige el no convencional. En febrero se ocupó de 325 etapas de fractura repartidas entre 174 para Tecpetrol, 140 de TotalEnergies y 11 de PGR.

    Además, Calfrac completó 218 fracturas que se distribuyeron entre 128 de Vista Energy y 90 de PAE.

    Servicios Petroleros Integrados (SPI) fue quien cerró el informe con 131 punciones y todas fueron para Pluspetrol.

  • Licitan almacenamiento eléctrico en nodos críticos para reducir cortes de luz

    Licitan almacenamiento eléctrico en nodos críticos para reducir cortes de luz

    La Secretaría de Energía de la Nación impulsa una convocatoria abierta nacional e internacional para incorporar centrales nuevas de almacenamiento de energía eléctrica en baterías (BESS) en nodos críticos del NOA, NEA, Centro, Litoral, Cuyo y Buenos Aires (sin AMBA) con el objetivo de fortalecer la confiabilidad del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y reducir los cortes del servicio, especialmente durante picos de demanda.

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    En esta etapa, se establece una potencia objetivo referencial de 700 MW con una inversión estimada en 700 millones de dólares. La iniciativa está orientada a sumar respaldo al sistema y mejorar su respuesta ante situaciones de alta exigencia, con el aporte de mayor seguridad operativa.

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    El almacenamiento con baterías de última generación permite responder rápidamente ante variaciones de demanda, aportar flexibilidad al despacho y sumar reservas para operar con mayor seguridad, reduciendo la probabilidad de cortes y mejorando la calidad del servicio. Esta convocatoria se instrumentará a través de CAMMESA, que será responsable del procedimiento.

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    El antecedente en el AMBA

    La medida se apoya en el antecedente de Almacenamiento en Gran Buenos Aires (ALMA-GBA), la primera iniciativa de almacenamiento a gran escala en Argentina. En ese proceso, el Gobierno Nacional adjudicó 713 MW de almacenamiento en nodos críticos del AMBA, superando en más del 40% el objetivo inicial, con una inversión estimada superior a USD 540 millones.

    El alto interés del sector privado se reflejó en la participación de 15 empresas, con 27 proyectos presentados por 1.347 MW. Actualmente se están realizando las obras necesarias para su puesta en marcha.

    Esta nueva convocatoria es una medida más en el marco del plan que el Gobierno Nacional viene llevando adelante desde 2024 para aliviar el sistema eléctrico, reducir interrupciones y lograr que los usuarios cuenten cada vez con un mejor servicio, luego de dos décadas en las que no se realizaron las inversiones necesarias para acompañar el crecimiento de la demanda y modernizar la infraestructura.

    Los contratos

    En la convocatoria, realizada el 15 de julio, se recibieron 27 ofertas por un total de 1.347 MW de potencia. Finalmente, el Gobierno adjudicó 650 MW —superando los 500 MW previstos inicialmente— con el objetivo de reforzar la confiabilidad del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y garantizar el suministro eléctrico durante el verano.

    Los contratos fueron asignados a EDENOR y EDESUR, mientras que CAMMESA será la encargada de administrar y garantizar los pagos correspondientes.

    Desde Energía señalaron que esta medida busca dar “mayor seguridad al sistema eléctrico en momentos críticos” y adelantaron que las adjudicaciones permitirán reducir el riesgo de apagones masivos en la temporada estival.

    Con esta adjudicación se incorporan dos nuevos oferentes (que aceptaron un precio de USD 12.591 por MW-mes, menor al de su oferta inicial) y la potencia total del programa se eleva a 713 MW, ampliando en 213 MW el objetivo inicial.

    Además, se creó el Registro Nacional de Proyectos de Almacenamiento de Energía Eléctrica (RENPALMA), donde deberán inscribirse todos los proyectos conectados al sistema interconectado nacional.

    Los números oficiales muestran la magnitud del desafío: en 2024, año en que el verano fue crítico, apenas 35 horas concentraron el 10% de la demanda total, lo que equivale a unos 3.000 MW adicionales. Esos picos, que representan solo el 0,4% del calendario anual, son los que ponen en jaque a las redes de distribución y derivan en apagones masivos como los que sucedieron en los meses más calurosos.

  • Vaca Muerta a todo vapor: el fracking sigue cerca de las 2.400 punciones

    Vaca Muerta a todo vapor: el fracking sigue cerca de las 2.400 punciones

    Vaca Muerta no detiene su marcha. La roca madre rompe todos los estándares y se prepara para seguir empujando su techo de cara a una nueva etapa marcada por las exportaciones. Un parámetro para medir los proyectos en la formación son las etapas de fractura.

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    Según el informe de Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, en febrero se realizaron 2.371 punciones, lo que significó una leve baja del 1,25% con respecto a enero. Las punciones se repartieron entre 464 destinas al gas y 1907 vinculadas al petróleo.

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    Además, la marca se acomodó en el podio de los mejores registros del fracking de Vaca Muerta. La cifra más alta fue de 2.588 punciones y se registró en mayo del año pasado. Le sigue la marca alcanzada en enero cuando se anotaron 2.401 etapas de fractura.

    En el detalle por operadoras se detecta que YPF volvió a superar las mil punciones en Vaca Muerta. La empresa de mayoría estatal realizó 1.087 fracturas, lo que implica el 46% del total de las operaciones.

    Vista Energy se ubicó en segundo lugar con 284 etapas de fractura. La empresa liderada por Miguel Galuccio registró el 12% de las punciones. Muy cerca se ubicó Pampa Energía. La compañía registró 238 operaciones lo que explica el 10% de la actividad en Vaca Muerta.

    Schlumberger Fracking SLB Etapas de fractura

    SLB sigue creciendo en el fracking de Vaca Muerta.

    El mapa de Vaca Muerta

    Asimismo, Tecpetrol y Pluspetrol Cuenca Neuquina superaron las 150 fracturas durante febrero. La empresa petrolera de Grupo Techint realizó 174 punciones mientras que la compañía que adquirió los activos de ExxonMobil contabilizó 162 operaciones.

    Un escalón más abajo se posicionó TotalEnergies y Pluspetrol (destinada a los trabajos en La Calera). La compañía francesa registró 140 etapas de fractura y la empresa de capitales nacionales sumó 131 punciones. Si se tomaran todas las operaciones de Pluspetrol, se contabilizaría 293 fracturas.

    El cierre es para Pan American Energy (PAE), Shell y Phoenix Global Resources, quienes no superaron las 100 operaciones. PAE sumó 90 punciones, Shell contabilizó 54 fracturas y PGR registró 11 trabajos.

    Cómo se movieron los sets de fractura

    En lo que respecta a empresas de servicio se destaca que Halliburton y SLB concentraron el 71% de las operaciones en Vaca Muerta. La empresa de mamelucos rojos recuperó el primer lugar en el fracking del shale argentino que perdió en 2025.

    Halliburton contabilizó 982 etapas de fractura que se dividieron entre 528 para YPF, 238 para Pampa Energía, 162 para Pluspetrol CN y 54 para Shell. Asimismo, SLB sumó 715 operaciones distribuidas entre 559 para YPF y 156 para Vista Energy.

    En tercer lugar se ubicó Tenaris. La compañía del Grupo Techint se afianza en el servicio que exige el no convencional. En febrero se ocupó de 325 etapas de fractura repartidas entre 174 para Tecpetrol, 140 de TotalEnergies y 11 de PGR.

    Además, Calfrac completó 218 fracturas que se distribuyeron entre 128 de Vista Energy y 90 de PAE.

    Servicios Petroleros Integrados (SPI) fue quien cerró el informe con 131 punciones y todas fueron para Pluspetrol.

  • Río Negro reduce regalías para reactivar la producción convencional

    Río Negro reduce regalías para reactivar la producción convencional

    El Gobierno de Río Negro creó el Programa Provincial de Incentivos a la Producción Convencional, con el objetivo de reactivar pozos, promover nuevas inversiones y sostener el empleo en áreas maduras de petróleo y gas.

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    Esta iniciativa fue publicada mediante el Decreto 136/26 la semana pasada en el Boletín Oficial. La medida se enmarca en un contexto de declino estructural de la producción convencional , que entre 2015 y 2025 cayó 43,5% en petróleo y 51,8% en gas a nivel nacional, afectada por el agotamiento natural de los yacimientos, menores inversiones y mayores costos operativos.

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    En Río Negro, la explotación convencional representa hoy el 68% de la producción de petróleo y el 53% del gas provincial. Sin embargo, desde 2013 la curva productiva mantiene una tendencia descendente, con una tasa promedio de decrecimiento interanual cercana al 6%.

    Incentivo focalizado en producción incremental

    El nuevo programa establece una reducción del 50% en la alícuota de regalías aplicable exclusivamente a la producción incremental. En términos concretos, sobre el volumen adicional que se genere por nuevas inversiones se abonará únicamente el 6% en concepto de regalías por diez años o hasta el vencimiento de la concesión vigente, lo que ocurra primero. Además, cuando corresponda, se eximirá del aporte complementario del 3% sobre esa misma producción incremental.

    La medida no afecta la producción base existente ni implica reducciones en Ingresos Brutos ni en cánones de superficie. Se trata de un esquema focalizado que busca viabilizar inversiones que hoy no se ejecutarían bajo el régimen actual.

    rio negro president petroleum

    Río Negro declaró la caducidad de las concesiones de President Petroleum este jueves.

    Condiciones para acceder al programa

    Las concesionarias que deseen adherir deberán presentar un Plan de Actividades e Inversiones Complementario, que supere los compromisos ya asumidos en los acuerdos vigentes.

    Asimismo, deberán acreditar una curva de Producción Básica certificada por auditor externo habilitado por la Secretaría de Energía de la Nación, sobre la cual se determinará el volumen incremental efectivamente alcanzado. El incentivo se aplicará únicamente sobre el diferencial positivo entre la producción real y la producción base aprobada.

    El programa apunta especialmente a la reactivación de pozos inactivos mediante trabajos de pulling, workover, optimización de sistemas de extracción e inversiones en compresión e inyección.

    Estas intervenciones permitirán extender la vida útil de los yacimientos, mejorar el factor de recuperación de reservas, preservar infraestructura existente y sostener el empleo directo e indirecto en las regiones productivas.

  • Shell analiza vender su parte en otro proyecto de GNL por hasta US$ 3.000 millones

    Shell analiza vender su parte en otro proyecto de GNL por hasta US$ 3.000 millones

    La energética británica Shell mantiene conversaciones preliminares para desprenderse de su participación minoritaria en el proyecto de gas natural licuado (GNL) North West Shelf (NWS), en Australia Occidental, en una operación que podría superar los US$ 3.000 millones.

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    Según trascendió en medios especializados, entre los potenciales interesados figuran Abu Dhabi National Oil Company (Adnoc) y Midocean Energy LLC. El proyecto es operado por Woodside Energy y es el más antiguo y uno de los mayores complejos de licuefacción de Australia.

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    “Shell evalúa regularmente su portafolio para asegurar una asignación disciplinada de capital. Seguimos trabajando estrechamente con los socios de North West Shelf para generar valor, maximizar el desempeño futuro y satisfacer las necesidades de nuestros clientes”, señaló un portavoz de la compañía a la publicación Upstream.

    Los detalles de la presunta venta de Shell

    La eventual venta involucra la participación de aproximadamente un sexto del proyecto que posee Shell. Ya en septiembre pasado había trascendido que la compañía analizaba desinvertir en este activo, en línea con una revisión estratégica de su cartera global.

    Desde Woodside, la directora ejecutiva interina Liz Westcott confirmó que la firma busca asegurar acuerdos de offtake vinculados a su participación: “Shell ha compartido que está analizando tomar un offtake por su equity en North West Shelf, por lo que estamos siguiendo el proceso de cerca”, afirmó durante la presentación de resultados 2025.

    El movimiento responde a una redefinición estratégica. Si bien Shell continúa expandiendo su negocio global de GNL ante la expectativa de que la demanda de gas siga creciendo en las próximas décadas, la empresa evalúa salir de North West Shelf debido a la transformación prevista del proyecto hacia un esquema de “third-party tolling”, un modelo que no encajaría con su estrategia integrada.

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    La operación de Shell podría reconfigurar el esquema accionario de uno de los complejos del GNL australiano.

    No es la primera reconfiguración de activos en Australia Occidental. Hace tres años, Shell vendió a BP su participación en el proyecto Browse, también en desarrollo y potencial proveedor de gas para North West Shelf.

    Actualmente, el complejo NWS cuenta con una capacidad nominal de 14,3 millones de toneladas anuales (mtpa), tras el cierre definitivo del Tren 2 en julio pasado por declino en el suministro de gas, lo que redujo la capacidad de la planta de Karratha desde 16,9 mtpa.

    Woodside opera el proyecto junto a BP, la estatal china CNOOC y el consorcio japonés integrado por Mitsui y Mitsubishi. De concretarse la operación, el ingreso de un nuevo socio podría reconfigurar el mapa accionario de uno de los pilares históricos del GNL australiano.

  • Irán bombardeó la refinería de la petrolera más grande del mundo

    Irán bombardeó la refinería de la petrolera más grande del mundo

    Este lunes, la tensión en Medio Oriente dio un nuevo salto luego de una serie de ataques atribuidos a Irán contra activos energéticos en el Golfo Pérsico. El foco estuvo puesto en la refinería de Ras Tanura, operada por Aramco, una de las mayores del mundo, mientras que en paralelo se registraron incidentes en Kuwait y en el golfo de Omán. El impacto en los mercados se hizo sentir y el precio del petróleo llegó a trepar hasta 13% en la jornada.

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    De acuerdo con información de Reuters, autoridades sauditas señalaron que dos drones fueron interceptados cuando se dirigían hacia el complejo, ubicado en la costa este. Aunque los equipos fueron derribados, los restos provocaron un incendio que obligó a apagar algunas unidades como medida preventiva. La instalación, con capacidad para procesar alrededor de 550.000 barriles diarios, debió ser cerrada temporalmente.

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    El Ministerio de Energía indicó que el suministro de crudo y derivados al mercado interno no se vio afectado. Sin embargo, la paralización parcial de la refinería, que además funciona como terminal de exportación, reavivó los temores sobre la seguridad de la infraestructura de la zona, según señaló la agencia estatal de noticias saudí SPA.

    Escalada regional en la guerra contra Irán

    Una fuente cercana al gobierno de Riad advirtió que, ante un ataque contra activos de Aramco, Arabia Saudita podría responder con acciones directas sobre edificios iraníes. “El ataque a Ras Tanura marca una escalada significativa, con la infraestructura energética del Golfo ahora en la mira de Irán ”, afirmó Torbjorn Soltvedt, analista de Verisk Maplecroft.

    “Se avecina un período prolongado de incertidumbre mientras Irán busca imponer un alto costo económico poniendo en la mira a petroleros, obras energéticas regionales, rutas comerciales y socios de seguridad de Estados Unidos”, agregó.

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    FOTO DE ARCHIVO: Vista general de los tanques de Aramco y el oleoducto en la refinería de petróleo y la terminal de petróleo de Ras Tanura de Saudi Aramco en Arabia Saudita, 21 de mayo de 2018.

    Según AP, desde el Instituto Internacional de Estudios Estratégicos, con sede en Baréin, el analista Sascha Bruchmann sostuvo que el objetivo iraní es “generar un rechazo global e imponer costos”, aunque aclaró que, por ahora, «esto no es la destrucción total de infraestructura crítica que el régimen busca”.

    Impacto en Kuwait y el golfo de Omán

    Los episodios no se limitaron a territorio saudita. En Kuwait, escombros de drones interceptados cayeron sobre la refinería de Ahmadi y dejaron al menos dos trabajadores heridos, según reportes oficiales.

    En el golfo de Omán, de acuerdo con información de Infobae, un barco cargado con explosivos impactó contra el petrolero MKD VYOM, de bandera de Islas Marshall, frente a Mascate. El ataque provocó la muerte de un marinero concertado y volvió a poner en el centro de la escena la seguridad de las rutas marítimas en la región.

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    Imagen de archivo de un tanquero siendo cargado en la refinería y terminal petrolera Ras Tanura de Saudi Aramco, en Arabia Saudita. 21 mayo 2018. REUTERS/Ahmed Jadallah

    En este marco, cabe recordar que no es la primera vez que esto ocurre. En septiembre de 2019, ataques con drones y misiles contra las plantas de Abqaiq y Khurais interrumpieron temporalmente más de la mitad de la producción del reino, generando un shock inmediato en los precios internacionales. Asimismo, Ras Tanura ya había sido atacada en 2021 por rebeldes hutíes de Yemen alineados con Teherán.

    Precios: el petróleo saltó hasta un 13%

    El Brent llegó a trepar hasta 13%, tocando los 82,37 dólares por barril, su nivel más alto desde enero de 2025, antes de recortar parte de las ganancias y operar en torno a los 79 dólares, con un alza del 8,6%. En tanto, el WTI estadounidense subió más de 12% en la apertura de los mercados de Asia y alcanzó los 75,33 dólares, máximos desde junio, para luego estabilizarse cerca de los 72 dólares, según informó Reuters.

    “El último movimiento refleja la incertidumbre en torno a la magnitud y la duración del conflicto actual y reconoce que el futuro político de Irán puede tener implicancias importantes para la estabilidad de Medio Oriente”, señaló James Hosie, de Shore Capital.

  • Con foco en el GNL, Rolando Figueroa prepara cambios clave en regalías y concesiones

    Con foco en el GNL, Rolando Figueroa prepara cambios clave en regalías y concesiones

    La inauguración del 55° Período de Sesiones Ordinarias en la Legislatura de Neuquén dejó vario interrogantes de cara al futuro de Vaca Muerta El gobernador Rolando Figueroa presentó el Plan 2030 para la provincia, enfocado en la generación de obra pública, la reducción de la deuda y el fortalecimiento de la infraestructura estratégica.

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    En este marco, el mandatario anunció el envío de un proyecto de ley para renegociar regalías vinculadas al gas natural licuado (GNL) y la creación de un nuevo fideicomiso con petroleras para financiar rutas.

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    Durante su discurso ante legisladores provinciales, funcionarios, representantes del sector energético y referentes de la comunidad, Figueroa repasó las proyecciones productivas de Vaca Muerta y detalló dos iniciativas clave orientadas al desarrollo del GNL y a la expansión de la matriz exportadora.

    Asimismo, el gobernador estructuró su exposición en cuatro ejes: “De dónde venimos”, “Estado presente”, “Relación Estado-privados” y “Hacia dónde vamos”. Dentro de este último apartado, enmarcó el anuncio de una iniciativa legislativa que buscará establecer condiciones específicas para impulsar la producción y exportación de gas natural licuado.

    “Viene una nueva etapa para Neuquén. Vaca Muerta se pudo lograr, se creyó en ello, empezó a tomar relieve y ahora visualizamos la nueva era de 2030 de la mano de dos proyectos de GNL que se abastecerán con gas neuquino”, sostuvo, en referencia al proyecto Argentina LNG liderado por Southern Energy y al desarrollo impulsado por YPF junto a ENI y ADNOC.

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    Ya hay países que preguntan por el GNL argentino.

    Cambios pensados en Vaca Muerta

    El gobernador remarcó que el futuro económico de la provincia está directamente vinculado con la monetización acelerada de los recursos de Vaca Muerta. En ese sentido, confirmó que el Ejecutivo provincial trabaja junto a YPF en un proyecto de ley específico para los emprendimientos de GNL, que sería presentado formalmente en las próximas semanas.

    Según explicó, la iniciativa incluirá la renegociación del esquema de regalías en las áreas donde se extraiga gas destinado a estos proyectos, con el objetivo de mejorar la rentabilidad, promover nuevas inversiones y estimular la creación de empleo. A su vez, buscará garantizar el desarrollo de infraestructura asociada a la actividad exportadora.

    La propuesta se apoya en la necesidad de generar mayor competitividad para el GNL argentino y en los cambios introducidos por la Ley Bases, que habilitaron a la provincia a establecer nuevas condiciones en las concesiones y a extender los contratos por períodos de hasta diez años.

    Desde el año pasado, al otorgar nuevas concesiones no convencionales, Neuquén aplica un canon del 6% destinado a obras de infraestructura y establece una participación accionaria del 10% a través de la empresa provincial GyP.

    Rolando Figueroa Legislatura discurso 2026 PORTADA (1)

    Rolando Figueroa apuesta al gas licuado como eje del desarrollo económico de Neuquén

    Un mapa para el shale gas

    Bajo este esquema, Figueroa explicó que las futuras concesiones orientadas al gas licuado serán evaluadas con nuevos parámetros, que tendrán en cuenta el valor específico del metano en el mercado internacional. Si bien evitó brindar mayores precisiones ya que el tema continúa en negociación con las operadoras, dejó en claro que el objetivo es mejorar el posicionamiento del GNL argentino.

    “Tenemos que ser competitivos porque hoy se reconocen los valores de nuestro subsuelo, pero cuando salimos a competir con el mundo, debemos ser eficientes”, afirmó el mandatario.