TGN consolidó la reversión del Gasoducto Norte y redujo su huella de carbono

TGN (Transportadora de Gas del Norte) presentó su Reporte de Sustentabilidad 2025, el décimo octavo desde el inicio de este proceso, en un contexto de fuerte dinamismo del sector energético argentino impulsado por el desarrollo de Vaca Muerta y el fortalecimiento de las exportaciones de gas natural.

Durante 2025, la compañía acompañó este escenario generando condiciones para el abastecimiento del mercado interno y la exportación de gas natural proveniente de Vaca Muerta. La compañía ejecutó obras intermedias de readecuación en cuatro plantas compresoras que permitieron invertir el flujo del Gasoducto Norte, mientras avanzan las obras de reversión definitiva a cargo del Estado Nacional. Con estas intervenciones, hasta noviembre pasado TGN transportó 3.870 millones de metros cúbicos (MMm3) de gas natural en sentido sur–norte.

En paralelo, la empresa sostuvo la disponibilidad y confiabilidad del sistema conforme a los estándares de la industria, priorizando la integridad de los gasoductos, el funcionamiento seguro de las plantas compresoras y el resguardo de las comunidades cercanas. El Programa de Gerenciamiento de Integridad abarcó inspecciones internas (sobre casi la totalidad del sistema), pruebas hidráulicas (63 km de cañerías), renovación de revestimientos de ductos y acciones de control de corrosión (sobre más de 300 equipos en funcionamiento).

La incorporación de criterios ambientales, sociales y de gobernanza (ASG) en la operación y el desarrollo de proyectos permitió mejorar la eficiencia de los procesos, optimizar la calidad del servicio y consolidar la licencia social de la compañía.

“Este reporte refleja cómo la gestión sustentable es parte integral de nuestra estrategia de negocio. En un año de alta exigencia operativa, trabajamos para asegurar la confiabilidad del sistema, acompañar el crecimiento del sector y sentar bases sólidas para una mayor integración energética regional”, señaló Iván Hansen, gerente de Asuntos Públicos de TGN.

El objetivo de bajar las emisiones de TGN

En línea con su objetivo de alcanzar emisiones netas cero en las operaciones de transporte de gas natural para 2050, TGN profundizó la gestión de sus emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) mediante el monitoreo sistemático de indicadores, la incorporación de tecnología y mejoras de proceso. Como resultado, en comparación con el año anterior, la empresa redujo un 25,4 % sus emisiones totales y un 26,5 % su huella de carbono operativa.

Asimismo, avanzó en iniciativas de captura y compensación de carbono, que incluyeron relevamientos forestales en plantas compresoras, el diseño de proyectos piloto de forestación y la evaluación de alternativas de uso de terrenos. En materia de recursos, el consumo total de agua se redujo un 21,8 %, con una disminución del 31,1 % en el uso de agua subterránea.

“La integración de criterios ESG en la gestión nos permite tomar mejores decisiones operativas, reducir impactos y fortalecer la sostenibilidad del negocio en el largo plazo”, afirmó Claudio Moreno, jefe de Responsabilidad Social Empresaria de TGN.

Social y gobernanza

La gestión de las personas se enfocó en atraer, desarrollar y retener talento, con incorporaciones en áreas operativas, y el fortalecimiento de programas de formación, pasantías e iniciativas educativas.

En seguridad y salud en el trabajo, se consolidó la cultura de prevención mediante comités, capacitaciones y programas dirigidos también a contratistas. El vínculo con las comunidades se sostuvo a través de programas educativos y de prevención que alcanzaron a más de 6.300 estudiantes y docentes en 13 provincias.

En materia de ética y transparencia, se actualizaron políticas y procedimientos, se amplió la capacitación en el Programa de Integridad y se fortaleció la Línea Transparente TGN con nuevos canales y la gestión de un tercero independiente.

PCR aumentó un 4,2% su generación de energía renovable en el primer trimestre

Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) profundizó su estrategia de internacionalización durante el primer trimestre de 2026. La firma argentina movilizó contratistas en los Estados Unidos para iniciar la construcción de infraestructura energética clave. Este movimiento marcó un hito en la diversificación geográfica de sus activos renovables fuera del mercado local.

La compañía focalizó sus esfuerzos en el estado de Texas, donde desarrolló tres proyectos de generación distribuida. Estas obras consolidaron una potencia total de 30 MW de fuente solar fotovoltaica en territorio norteamericano. La iniciativa representó la primera incursión de gran escala del grupo en el sector de energía limpia estadounidense.

El despliegue de los paneles y la obra civil avanzó conforme a los cronogramas técnicos establecidos por la gerencia operativa. Los equipos de trabajo priorizaron la conexión a la red de estos parques durante el presente ejercicio fiscal. Esta apuesta por la energía solar buscó mitigar la volatilidad de los activos convencionales globales.

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Avances técnicos y plazos de ejecución en Texas

La empresa proyectó lograr la habilitación comercial de estos sitios de generación distribuida para diciembre de 2026. Según el reporte informativo, la puesta en marcha de los mismos se planificó para el cuarto trimestre del año. Esta meta operativa subrayó el compromiso de la firma con la sostenibilidad productiva y la expansión regional.

En paralelo a la división renovable, PCR mantuvo una activa participación en el desarrollo de activos petroleros extranjeros. La operadora integró un plan de perforación de doce pozos donde conservó una participación promedio del 15% del capital. Estas tareas exploratorias complementaron la estrategia energética integral del grupo en el hemisferio norte.

Las perforaciones de avanzada permitieron conocer el potencial geológico de la zona sur del bloque adquirido en EEUU. Los primeros resultados arrojaron caudales de gas natural similares a los del norte, aunque con menor proporción de crudo. Esta información técnica resultó crucial para definir la asignación de recursos en la cuenca estadounidense.

Diversificación de activos y exploración de gas

El escenario internacional bélico influyó directamente en las decisiones de inversión de la industria del petróleo. Los precios del crudo Brent se mantuvieron elevados, impulsando la búsqueda de alternativas de generación eléctrica más eficientes. Ante esta coyuntura, la dirección corporativa de PCR aceleró la ejecución de sus parques solares en el exterior.

La empresa destacó que la inversión en tecnología y las condiciones financieras favorables impulsaron su actividad en los últimos meses. “El objetivo del plan fue continuar fortaleciendo la sostenibilidad productiva y el desarrollo de reservas”, señalaron fuentes directivas en el reporte oficial. La diversificación de la matriz de generación renovable fue la prioridad estratégica.

La rentabilidad del grupo se vio favorecida por la valorización de las exportaciones energéticas en un mercado global ajustado. Al mismo tiempo, la presencia en Texas ofreció una cobertura natural contra los riesgos macroeconómicos de los mercados emergentes. La compañía utilizó su experiencia en parques eólicos argentinos para optimizar los procesos en suelo norteamericano.

Mega puso en marcha del nuevo tren de fraccionamiento en su planta en Bahía Blanca

Compañía Mega avanza en la puesta en marcha del Nuevo Tren de Fraccionamiento (NTF) en su planta de Bahía Blanca. El proyecto estratégico busca ampliar la capacidad productiva y consolidar su posición en la cadena de valor del gas natural y los líquidos asociados de Vaca Muerta.

El desarrollo de esta nueva infraestructura forma parte de un plan de expansión que coincide con el 25° aniversario de la empresa. La inversión, que asciende a 260 millones de dólares, apunta a fortalecer los activos operativos y acompañar el crecimiento sostenido del shale argentino.

Según destacó el CEO Tomás Córdoba, la iniciativa permitirá incrementar significativamente la producción de líquidos. La compañía proyecta un aumento de hasta el 50%, consolidando su rol en la transformación del recurso en productos exportables con mayor valor agregado.

Un salto productivo en Bahía Blanca

La obra del nuevo Tren de Fraccionamiento fue ejecutada bajo modalidad EPC por AESA, empresa vinculada a YPF, y ya ingresó en una etapa decisiva. En los últimos días, la compañía confirmó la finalización del montaje de equipos clave y el inicio de pruebas operativas.

Estos avances marcan el comienzo de la fase de puesta en marcha, un proceso que permitirá validar el funcionamiento del sistema antes de su entrada en operación plena. Desde la empresa señalaron que cada hito refleja la coordinación técnica y el compromiso de los equipos involucrados.

En términos operativos, el nuevo tren permitirá ampliar la capacidad de procesamiento de líquidos del gas natural, especialmente propano, butano y gasolina natural, productos con fuerte demanda en mercados internacionales. En una primera etapa, se espera un incremento cercano al 20% en estos volúmenes.

Mega acelera su expansión en Bahía Blanca y apunta a aumentar 50% la producción de líquidos de gas

El impacto en el midstream de Vaca Muerta

El proyecto se inscribe en un contexto de fuerte crecimiento del midstream, impulsado por la expansión del shale. Actualmente, Mega procesa cerca del 40% del gas de la Cuenca Neuquina, lo que la posiciona como un actor central en el sistema energético.

Especialistas del sector destacan que el aumento de la producción de petróleo tiene un efecto directo sobre la disponibilidad de líquidos recuperables. Por cada incremento significativo en el upstream, crece la necesidad de infraestructura para capturar y procesar esos recursos.

En esa línea, el director de Midstream Gas y GLP de YPF, Pedro Locreille, subrayó que la expansión de capacidad es clave para evitar cuellos de botella y aprovechar el potencial de exportación de los NGLs. Obras como la de Mega aparecen como fundamentales para sostener ese crecimiento.

Exportaciones y generación de divisas

Actualmente, la compañía produce unas 4.800 toneladas diarias de líquidos, que se transportan desde Loma La Lata hasta Bahía Blanca a través de un poliducto de 600 kilómetros. Con el NTF, se sumarán hasta 2.300 toneladas adicionales por día.

El destino principal de este crecimiento será el mercado externo. La empresa ya exporta cerca del 50% de su producción y prevé incrementar su facturación con la nueva capacidad, con un potencial adicional de hasta 250 millones de dólares en distintas etapas del proyecto.

En paralelo, Compañía Mega avanza con una segunda etapa de expansión que fue presentada bajo el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Esta fase contempla desembolsos adicionales por unos 360 millones de dólares para ampliar el sistema integral de procesamiento.

El objetivo es incrementar la capacidad de separación, transporte y fraccionamiento de líquidos del gas natural, en línea con las proyecciones de crecimiento de Vaca Muerta. La iniciativa busca anticiparse a la mayor disponibilidad de recursos y evitar restricciones operativas.

Más gas de Vaca Muerta: luz verde del RIGI para ampliar el Gasoducto Perito Moreno

El Gobierno nacional aprobó un nuevo proyecto estratégico bajo el RIGI, enfocado en la expansión del Gasoducto Perito Moreno, una obra clave para incrementar la capacidad de transporte de gas desde Vaca Muerta hacia los principales centros de consumo del país.

El anuncio fue realizado por el ministro de Economía, Luis Caputo, quien confirmó que la iniciativa contempla una inversión superior a los 500 millones de dólares y permitirá fortalecer el abastecimiento energético antes del invierno de 2027.

Según detalló el funcionario, la obra impulsada por TGS no solo ampliará la infraestructura existente, sino que además habilitará nuevas inversiones privadas complementarias, consolidando un cambio estructural en la forma de financiar proyectos energéticos en la Argentina.

 

Más capacidad de transporte para Vaca Muerta

El proyecto permitirá incorporar 12 millones de metros cúbicos diarios adicionales al sistema, lo que impactará directamente en el suministro de gas para usuarios residenciales, industrias y centrales de generación eléctrica en el área metropolitana de Buenos Aires.

Caputo subrayó que esta mayor disponibilidad de gas permitirá sustituir importaciones de GNL, reduciendo significativamente los costos energéticos del sistema. “Los usuarios tendrán acceso a energía a una fracción del costo del gas importado”, afirmó el ministro.

Además, el funcionario destacó que la iniciativa representa un punto de inflexión, ya que el financiamiento y la contratación de la obra estarán a cargo del sector privado, que luego comercializará la capacidad adicional a otros actores del mercado.

Un cambio de paradigma

El esquema aprobado bajo el RIGI introduce un modelo en el que las empresas privadas asumen el riesgo y la inversión en infraestructura, desplazando el rol histórico del Estado como principal financiador de este tipo de desarrollos.

En ese sentido, Caputo remarcó que se trata del primer proyecto de transporte de gas en más de dos décadas que se ejecuta bajo este esquema, lo que podría abrir la puerta a nuevas iniciativas similares en el sector energético.

El ministro también precisó que, con esta aprobación, ya son 14 los proyectos avalados dentro del régimen, con inversiones acumuladas por 28.000 millones de dólares, mientras que otras 26 iniciativas continúan en evaluación.

La planta compresora Salliqueló dará alivio al transporte del gas de Vaca Muerta.

Fuerte respaldo del mercado a la expansión del sistema

En paralelo, la iniciativa de ampliación del gasoducto impulsada por TGS ya mostró un fuerte respaldo de los productores de gas, quienes manifestaron su interés en asegurar capacidad de transporte para evacuar la producción incremental de la Cuenca Neuquina.

Durante el evento Vaca Muerta Insights, el CEO de la compañía, Oscar Sardi, reveló que las ofertas recibidas superaron ampliamente las expectativas iniciales, alcanzando pedidos en firme por más de 32 millones de metros cúbicos diarios.

Este volumen triplica la capacidad que se prevé licitar en una primera etapa, lo que evidencia la urgencia del sector por contar con mayor infraestructura de evacuación ante el crecimiento sostenido de la producción no convencional.

Plazos exigentes y nuevas etapas regulatorias

El proyecto cuenta con un cronograma de ejecución agresivo, estimado en 18 meses, con el objetivo de que la ampliación esté operativa antes del invierno de 2027, considerado un período crítico para el abastecimiento energético.

Como próximo paso, se prevé la realización de un Open Season por 14 millones de metros cúbicos diarios, una vez que se complete el reordenamiento contractual entre actores clave como Enarsa, Cammesa y las distribuidoras.

Este proceso permitirá asignar formalmente la capacidad de transporte disponible y consolidar los compromisos de largo plazo necesarios para garantizar la viabilidad económica de la obra.

Geopolítica, Vaca Muerta y el rol del gas natural en la región: ejes de la Conferencia Arpel 2026

En un escenario internacional atravesado por tensiones geopolíticas y cambios estructurales en los mercados energéticos, la Conferencia Arpel 2026 pondrá el foco en tres temas que hoy definen el rumbo del sector en América Latina y el Caribe. Se realizará del 1° al 4 de junio en Buenos Aires, y comenzará con la participación de Daniel Yergin, vicepresidente del Directorio de S&P Global, quien ofrecerá una mirada estratégica sobre “Geopolítica y energía bajo Trump 2.0”, aportando contexto y perspectiva a una agenda global en plena transformación.

A continuación, un bloque central abordará los escenarios geopolíticos y de negocio para el sector energético de América Latina y el Caribe, con la participación de referentes de instituciones internacionales como el Center for Energy Studies del Baker Institute de Rice University, el Instituto de las Américas de la Universidad de California, S&P Global Energy y MAP Latam.

Durante la primera jornada tendrá lugar además una entrevista central a Horacio Marín, presidente del Directorio y CEO de YPF, quien analizará el proceso de transformación de la compañía y su rol en la evolución de la industria de petróleo y gas en Argentina.

CEOs del sector analizan el rumbo de la industria

Uno de los pilares del programa serán los paneles de CEOs, espacios que reunirán a máximos ejecutivos de compañías líderes para debatir sobre inversión, crecimiento y sostenibilidad en un entorno marcado por la incertidumbre y la aceleración de los cambios.

El panel de petróleo contará con la participación de Julio Friedmann (ENAP), Cecilia San Román (ANCAP), Andrés Cavallari (Raízen), Ricardo Hösel (Oldelval), Felipe Bayón (GeoPark) y Carlos Gilardone (Quintana Energy).

Por su parte, el panel de gas natural reunirá a Tomás Delgado (TGP), Horacio Pizarro (TGN), Oscar Sardi (TGS), María Julia Aybar (Hunt Oil Company) y Juan Manuel Rojas (Promigas).

En conjunto, estos espacios ofrecerán una visión directa sobre cómo las compañías están redefiniendo sus estrategias frente a la volatilidad de los mercados, la evolución de la demanda y los desafíos asociados a la transición energética.

Vaca Muerta y el desarrollo de los no convencionales

 El desarrollo de los recursos no convencionales ocupará un lugar destacado en la agenda, con un panel específico sobre Vaca Muerta y su proyección como motor de crecimiento para la región.

Participarán Juan Manuel Ardito (YPF), Ricardo Ferreiro (Tecpetrol), Ricardo Digregorio (Pan American Energy) e Ignacio Mazariegos (GeoPark), quienes analizarán el estado actual de desarrollo, las perspectivas de expansión y los desafíos vinculados a infraestructura y acceso a mercados internacionales.

La agenda incorporará además otros temas clave como la expansión del uso y la exportación de LNG en la región, con la participación de Promigas y Naturgas de Colombia, la International Gas Union, TGS, Rystad, la Argentina-Texas Chamber of Commerce e YPF.

En materia de integración energética regional, participarán Petrobras, el Instituto Brasilero de Petróleo, Gas y Biocombustibles (IBP), TGN, OLACDE y Tecpetrol, aportando una mirada complementaria sobre las oportunidades de articulación entre países.

Tendencias en refinación y nuevos desafíos

La Conferencia Arpel 2026 será también escenario de distintos paneles sobre las nuevas tendencias en refinación, con la participación de representantes de Ecopetrol, YPF, PAE, Arthur D. Little, Raízen, ENAP, Trafigura, ANCAP y S&P Global Energy.

Exploración en aguas profundas, gestión de riesgos climáticos y de transición, transformación digital, ciberseguridad industrial, inteligencia artificial y futuro del trabajo serán otros de los ejes que atravesarán el programa, reflejando la creciente complejidad del sistema energético global.

Por último, las asociaciones del sector tendrán un rol destacado en dos espacios dedicados al análisis del presente y futuro del sector energético desde una perspectiva global y regional, con foco en las realidades específicas de cada país. Participarán Ipieca, SPE International, IOGP, IGU, WPC Energy, IBP, ACP, SNMPE, SPH, Naturgas y el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG).

Organizada por Arpel, la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe, la Conferencia reunirá en Buenos Aires a autoridades gubernamentales, referentes internacionales y ejecutivos de primer nivel, consolidándose como un espacio clave para anticipar tendencias, generar oportunidades y fortalecer el diálogo entre los principales actores de la industria energética regional y global.

Los interesados en obtener más información pueden ingresar a https://www.arpel.org/arpelconferencia

Vaca Muerta impulsa un superávit récord de US$1.090 millones

La combinación entre el avance de Vaca Muerta, el salto del precio internacional del petróleo y el nuevo escenario global marcado por la tensión en Medio Oriente permitió a la Argentina alcanzar en marzo el mayor superávit comercial energético mensual de su historia. El saldo positivo llegó a US$1.090 millones.

El resultado marcó un punto de inflexión para el sector. Las exportaciones energéticas crecieron un 23,2% interanual hasta los US$1.235 millones, mientras que las importaciones se derrumbaron 38,5% y totalizaron apenas US$145 millones, según datos oficiales.

El desempeño de marzo tuvo además impacto directo en el acumulado anual. Gracias al fuerte aporte del tercer mes del año, el primer trimestre de 2026 cerró con un saldo positivo de US$2.405 millones, el mejor registro histórico para ese período.

El petróleo volvió a liderar las ventas externas

La principal locomotora del resultado fue nuevamente el petróleo crudo, que recuperó protagonismo tras varios meses condicionados por valores internacionales más débiles. El cambio de tendencia coincidió con la reciente escalada geopolítica en Medio Oriente.

Sin embargo, analistas del mercado advierten que el efecto pleno de la mejora de precios recién se observará en abril. Esto ocurre porque buena parte de los valores declarados en marzo corresponden a operaciones iniciadas hasta 45 días antes.

En paralelo, también fue determinante el incremento de los volúmenes exportados. Las cantidades vendidas al exterior en energía crecieron 29,1%, una señal de que el empuje no respondió sólo a precios sino también a una mayor producción hidrocarburífera.

GeoPark comenzó a perforar en Vaca Muerta con una inversión de hasta USD 100 millones y apunta a multiplicar su producción en Neuquén.

Qué productos explicaron el récord

En el desglose por rubros, el petróleo explicó la mayor parte del ingreso de divisas con exportaciones por US$710 millones. Le siguieron las naftas, con US$58 millones, y el gas natural, con otros US$54 millones.

El dato confirma la creciente centralidad de Vaca Muerta dentro de la matriz exportadora argentina. La formación no convencional se consolidó como la principal fuente de incremento productivo y como motor de nuevas ventas externas.

Además, la mejora energética gana peso en la macroeconomía local porque permite sumar dólares genuinos, fortalecer reservas y reducir la tradicional dependencia de compras externas en períodos de alta demanda.

Importaciones en baja y expectativa para el invierno

Por el lado de las compras externas, la caída de 38,5% respondió a un descenso de 31% en precios y de 10,2% en cantidades importadas. Ese alivio, sin embargo, podría comenzar a moderarse desde abril.

Durante marzo, las mayores importaciones energéticas fueron de energía eléctrica por US$28 millones. Luego aparecieron el gasoil con US$26 millones, las naftas con US$7 millones y el gas natural gaseoso con US$5 millones.

Especialistas coinciden en que abril todavía mostraría una balanza favorable. Ya en mayo, con la llegada del frío y una mayor necesidad de GNL y combustibles para generación eléctrica, el saldo tendería a achicarse, aunque seguiría en terreno positivo.

Capex definió un nuevo PAD con tres pozos horizontales en Agua del Cajón

Capex prepara una nueva etapa en Agua del Cajón, el bloque donde deposita toda su esperanza avanzar en Vaca Muerta. La operadora ya completó la perforación de nueve pozos horizontales sobre la roca madre. Tras procesar nueva información de sísmica 3D, se determinó la ubicación exacta del próximo PAD de tres pozos horizontales. Las tareas de perforación efectiva en este nuevo bloque comenzarán oficialmente a partir del mes de junio de 2026.

En paralelo al desarrollo de infraestructura, la empresa trabaja intensamente en la optimización de costos operativos. El objetivo es mejorar la eficiencia en los procesos de perforación y terminación de pozos. Estos esfuerzos técnicos buscan establecer las bases financieras necesarias para una eventual masificación del desarrollo productivo dentro del área.

Inversiones en infraestructura y producción

El desempeño reciente en el yacimiento muestra resultados sólidos, impulsados por los PAD 1050 y 1060. De acuerdo con la información oficial remitida a la Comisión Nacional de Valores (CNV), la producción de petróleo en Agua del Cajón creció un 21,6% interanual. Este salto productivo se atribuye directamente a la entrada de los pozos no convencionales.

El incremento en las inversiones de capital (Capex) ha impactado contablemente en el rubro de bienes de uso. Los informes financieros detallan mayores cargos por depreciación vinculados a las instalaciones del área. Sin embargo, este efecto fue compensado por el aumento de las reservas comprobadas, fortaleciendo la posición patrimonial de la sociedad.

La ejecución de estos proyectos cuenta con la participación de socios estratégicos internacionales de primer nivel. En los bloques clave, Trafigura Argentina S.A. mantiene una cuota del 30% en las reservas generadas. Asimismo, Schlumberger Argentina S.A. participa con un 19% en el PAD 1060, garantizando el acceso a tecnología de avanzada.

Capex avanza en la ventana petrolera de Vaca Muerta.

Reservas certificadas y proyecciones de gas

La magnitud del recurso en el área fue certificada por la firma independiente DeGolyer and MacNaughton. Al cierre del último ejercicio, las reservas totales de petróleo alcanzaron los 18.430 miles de metros cúbicos. Por su parte, el potencial de gas natural se estimó en 3.473 millones de metros cúbicos bajo estándares internacionales.

La vigencia de la concesión en Agua del Cajón se extiende hasta enero de 2052, permitiendo planes a largo plazo. La compañía prioriza la eficiencia de las inversiones destinadas a futuras instalaciones de superficie necesarias. Estas obras de infraestructura resultan críticas para procesar los volúmenes crecientes de hidrocarburos extraídos de la ventana no convencional.

En el segmento de gas, la sociedad celebró recientemente nuevos contratos de venta con terceros operadores. Tras la finalización del Plan Gas anterior, la empresa optó por no adherir a nuevos programas estatales. Esta decisión estratégica busca capturar mejores márgenes de rentabilidad mediante la comercialización directa en el mercado local.

Financiamiento y sostenibilidad económica

Para respaldar estos ambiciosos planes de inversión, Capex ha recurrido activamente al mercado de capitales bancario. En febrero de 2026, la firma contrajo un préstamo por 28,5 millones de dólares con el BBVA. Estos fondos frescos garantizan la liquidez necesaria para sostener el ritmo de las operaciones de mantenimiento y perforación.

La gerencia mantiene un enfoque estricto en el ajuste de los costos operativos del yacimiento. Esta política busca adecuar la estructura de gastos a la volatilidad del precio internacional del crudo. Lograr una mayor eficiencia operativa es fundamental para proteger el flujo de caja neto generado por las actividades de producción continua.

Agua del Cajón no solo destaca por sus hidrocarburos, sino también por albergar la Central Térmica ADC. La inyección de gas propio para la generación eléctrica representa una ventaja competitiva única para el Grupo. Esta integración vertical optimiza los costos de producción y asegura un despacho de energía constante al sistema.

La importación tardía de GNL impactará de lleno en las tarifas

El conflicto en Medio Oriente volvió a poner a la energía en el centro de debate económico argentino. Con la llegada del invierno, el escenario se pone desafiante para Argentina debido a los costos crecientes, importaciones tardías de GNL y decisiones fiscales que definirán la magnitud del impacto sobre consumidores e industrias.

En este sentido, el consultor Daniel Gerold explicó que los ajustes pendientes en energía eléctrica y gas natural son estructurales y responden tanto al precio internacional como a la necesidad de importar insumos más costosos para cubrir el pico de demanda invernal. El especialista remarcó que esta situación podría tensionar el equilibrio entre tarifas, subsidios y abastecimiento.

Asimismo, Gerold subrayó que la clave pasará por la velocidad y profundidad con que el Gobierno avance en la quita de subsidios, algo que ya afecta a una parte significativa de los usuarios. “Queda una corrección relevante por delante”, sostuvo, al analizar el impacto de las importaciones de GNL y gasoil en los costos del sistema.

Las importaciones tardías de GNL

En diálogo con Ahora Play, el consultor destacó que mientras el gas local promedia entre 3,5 y 3,6 dólares por millón de BTU, el GNL importado podría alcanzar los 22 dólares. El gasoil, utilizado para generación eléctrica, trepa incluso más: entre 35 y 37 dólares.

“El gas natural licuado, si hoy se importara para el próximo invierno, ya estamos un mes y pico tarde en la compra, va a valer 22 dólares el millón de BTU. En aquella crisis de 2022 valía 30. El gasoil vale 35 o 37 dólares el millón de BTU para generar energía eléctrica”, consideró Gerold.

Además, el especialista advirtió que estos valores volverán más costoso el funcionamiento del sistema eléctrico, obligando al Gobierno a decidir si absorbe una parte del incremento para contener tarifas o si prioriza el objetivo de mantener el superávit fiscal.

Las tarifas vuelven al centro de la escena.

Subsidios, tarifas y el riesgo para la industria

Gerold explicó que, aun cuando el Gobierno opte por un esquema mixto, habrá aumentos. “Algo van a aumentar, pero algo lo van a absorber”, señaló. Sin embargo, recordó que cerca del 50% de los consumidores ya no reciben subsidios y serán los primeros afectados por los mayores costos de importación.

El especialista destacó que algunos usuarios industriales podrían no convalidar los nuevos precios del gas, especialmente aquellos que dependen de un suministro continuo para sostener su actividad.

El caso de los combustibles

Consultado sobre la situación del mercado de combustibles, Gerold explicó que YPF decidió absorber temporalmente el mayor costo del petróleo y los combustibles, apostando a una futura baja de precios internacionales. Esa estrategia, según el consultor, funciona como un mecanismo de “autoestabilización”.

“En combustibles hay otro escenario, porque YPF decidió absorber durante un tiempo este mayor costo del petróleo y los combustibles. Cuando baje, si baja, va a recuperar lo que debió haber subido ahora. Es un esquema de autoestabilización”, subrayó.

Asimismo, Gerold aseguró que el panorama energético es “complejo, dinámico y con variables dislocadas”, una combinación que, a su juicio, pocas veces se vio en la historia energética mundial.

Raia: el proyecto con el que Equinor expande su presencia en Brasil

La compañía Equinor inició la perforación de los primeros pozos productores e inyectores del proyecto Raia, uno de los desarrollos de gas natural offshore más relevantes de Brasil. La empresa confirmó que el avance marca una etapa clave hacia el inicio de operaciones previsto para 2028, consolidando a Brasil como uno de los destinos prioritarios dentro de su portafolio global de inversiones.

Veronica Coelho, country manager de Equinor en Brasil, destacó que el país sudamericano ocupa hoy un lugar central en la estrategia corporativa: “Brasil es el país donde más invertimos después de Noruega”, afirmó. Según la ejecutiva, Raia está diseñado para abastecer alrededor del 15% de la demanda interna de gas una vez que alcance su capacidad comercial.

El proyecto, que involucra una inversión total cercana a U$S 9.000 millones, prevé producir 16 millones de metros cúbicos de gas y 126.000 barriles diarios entre petróleo y condensado. Con esta iniciativa, Equinor refuerza su presencia en la zona del presal brasileño, donde ya opera el campo Bacalhau, actualmente en proceso de ramp-up.

Un proyecto de peso

La nueva campaña de perforación se está ejecutando con el drillship Valaris DS-17, que comenzó sus operaciones el 24 de marzo. El plan incluye seis pozos ubicados a unos 200 kilómetros de la costa y en profundidades cercanas a los 2.900 metros, lo que convierte a Raia en la operación de aguas ultraprofundas más exigente del portafolio de la compañía.

Geir Tungesvik, vicepresidente ejecutivo de Proyectos, Perforación y Abastecimiento, subrayó que Raia es hoy el mayor proyecto de Equinor en ejecución. “Estamos aplicando tecnología de clase mundial y décadas de experiencia offshore para avanzar hacia un inicio seguro en 2028”, sostuvo.

El primer pozo del proyecto Argerich fue realizado por el buque Valaris DS-17.

El desarrollo contempla la producción a través de un FPSO, encargado de procesar petróleo, condensado y gas. Este último será transportado por un gasoducto submarino de 200 kilómetros hasta la terminal de Cabiúnas, en Macaé, estado de Río de Janeiro. Según Equinor, el FPSO será uno de los más eficientes del mundo, con una intensidad de emisiones estimada en 6 kg de CO₂ por barril equivalente.

Un consorcio liderado por Equinor

Raia se ejecuta mediante una sociedad integrada por Equinor (35%), Repsol Sinopec Brasil (35%) y Petrobras (30%), combinando la experiencia técnica de las tres compañías en operaciones de aguas profundas.

Paralelamente, la empresa planifica nuevas actividades exploratorias en la cuenca Santos, incluyendo un pozo en el bloque S-M-1378 para 2027 y la evaluación de otro en el S-M-1617, ambos próximos a un descubrimiento anunciado por BP en 2023.

Equinor estima que el proyecto podría generar hasta 50.000 empleos directos e indirectos durante su ciclo de vida de tres décadas y convertirse en un pilar de la seguridad energética brasileña.

Paolo Rocca habló de la volatilidad global y defendió la oportunidad energética de Argentina

En medio de su disputa pública con Javier Milei, quien lo tildó de “empresario prebendario”, el CEO de Techint, Paolo Rocca, participó este lunes en un panel de la CERAWeek, la conferencia energética más influyente del mundo, donde analizó la volatilidad global y las oportunidades a largo plazo para la Argentina. Durante su intervención evitó referirse al cruce con el Presidente, y se enfocó en la estrategia corporativa ante un escenario internacional marcado por tensiones crecientes.

Rocca señaló que la compañía busca identificar sectores con una perspectiva sólida de inversión, incluso en entornos fragmentados. “La fragmentación y los conflictos pueden volverse parte intrínseca del sistema; aun así, a largo plazo veo oportunidades claras, especialmente en la producción de petróleo y la energía en Argentina, y es allí donde estamos concentrando nuestra atención e invirtiendo”, afirmó el ejecutivo, frente a una sala colmada de referentes de la industria.

La exposición tuvo lugar en el panel “Estrategia energética global: convergencia y competencia”, donde compartió escenario con el presidente de Google Cloud, Matt Renner, y el director ejecutivo adjunto de Repsol, Luis Cabra. La moderación estuvo a cargo del vicepresidente senior de S&P Global Energy, Atul Arya.

La visión de Paolo Rocca

El ejecutivo profundizó en el impacto de la fragmentación global sobre la industria de servicios y, en particular, en cómo afecta los precios y la disponibilidad de energía. Mencionó la disparidad entre el precio del gas en Europa, en comparación con Estados Unidos, Argentina u otros mercados, lo que obliga a las empresas a ampliar su capacidad operativa para sostener cadenas de suministro robustas. “A veces es necesario duplicar inversiones en distintos escenarios geográficos para garantizar nuestra capacidad de prestación”, indicó.

El CEO subrayó que la volatilidad se ha convertido en el rasgo dominante del mercado energético, lo que obliga a replantear estrategias de abastecimiento. “La fragmentación de las rutas comerciales y otros eventos disruptivos exigen un sistema capaz de responder en todos los eslabones de la cadena”, sostuvo.

Durante la primera parte de su exposición, Rocca analizó el primer año del segundo mandato de Donald Trump y sus impactos globales. Señaló que las políticas arancelarias y el giro en la estrategia de descarbonización introdujeron un nivel de incertidumbre que afecta a todo el ecosistema energético. “Esto ha debilitado a varias organizaciones globales y ha modificado por completo las reglas del juego”, remarcó.

Competitividad industrial

Rocca también se refirió a la relación entre Canadá, México y Estados Unidos, un triángulo clave para la competitividad industrial del continente. Describió un escenario de negociaciones tensas, condicionado por los cambios arancelarios impulsados por la administración estadounidense. “Todo esto deriva en mayor volatilidad e incertidumbre”, advirtió, sumando además la escalada en el conflicto en Medio Oriente.

En el cierre del panel, el titular de Techint planteó la necesidad de redefinir cómo se mide la competitividad industrial en un contexto energético globalizado. Explicó que, para una compañía con operaciones que abarcan desde el mineral de hierro hasta servicios para la industria del petróleo y el gas, cualquier falla en un eslabón compromete el resultado final. “Por eso abordamos la estrategia desde una visión integrada”, precisó.

Al referirse específicamente a las cadenas de suministro, Rocca describió los desafíos derivados de la ruptura de relaciones comerciales y la dificultad para acceder a equipos fabricados en China o a materiales críticos. “La volatilidad actual nos obliga a diseñar alternativas y nuevos caminos para garantizar la provisión de servicios. Nuestra estrategia se adapta a esta realidad”, concluyó.