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23 febrero, 2026

Anchoris, el proyecto que consolida a Genneia como líder en energía renovable

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

El evento de inauguración contó con la presencia del equipo directivo de Genneia, encabezado por su presidente, Jorge Brito, y su CEO, Bernardo Andrews.

Asimismo, participaron el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo; el presidente de la Honorable Cámara de Senadores, Martín Kerchner; el ministro de Gobierno, Infraestructura y Desarrollo Territorial, Natalio Mema; la ministra de Energía y Ambiente provincial, Jimena Latorre; y el intendente de Luján de Cuyo, Esteban Alasino, junto a autoridades nacionales y referentes del sector energético.

Genneia, una marca registrada de las renovables

Durante el acto, Brito destacó la relevancia estratégica del proyecto: “La inauguración de Anchoris no es solo un hito para Mendoza; nos permite consolidar a Genneia como el líder absoluto de la matriz energética renovable en Argentina. Con este paso, reafirmamos nuestra capacidad para encabezar la transición energética nacional, respondiendo con infraestructura real a la demanda de sectores críticos como la minería”.

“Estos proyectos nos permitirán alcanzar una capacidad instalada superior a los 1.7 GW para 2026, reafirmando que no solo somos los pioneros, sino los mayores inversores en el sector. Con el 20% del mercado tanto en generación eólica y solar, en 2025 nos transformamos también en la principal compañía de energía solar del país”, agregó.

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

Cómo es el parque solar Anchoris

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

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

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

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

23 febrero, 2026

EEUU podría ser la herramienta de Techint para denunciar antidumping

La licitación por la compra de tubos para el proyecto de GNL (gas natural licuado) desde Río Negro generó una gran controversia en la industria hidrocarburífera. La empresa Welspun desplazó al Grupo Techint para la distribución de los caños que llevará el gas de Vaca Muerta a las costas de Río Negro.

El contrato para la compra de tubos de 36 pulgadas entre Southern Energy (SESA) y Welspun se firmó el 23 de diciembre. Según informó La Nación, la empresa india presentó una propuesta un 45% inferior a lo que ofertó Techint. Sin embargo, desde el holding de Paolo Rocca destacaron que la propuesta “era competitiva con el precio internacional en condiciones de competencia leal”.

Desde Techint consideran que los precios ofertados por Welspun podrían no reflejar todos los costos asociados a una operación de importación y que, en ese marco, analizan recurrir a las autoridades para que se investigue si hubo dumping.

En tanto, desde la firma india niegan cualquier práctica desleal y afirman que la decisión se tomó por precio y cumplimiento técnico.

Welspun en el centro de la escena

La disputa por los caños del proyecto de GNL tuvo repercusión a nivel internacional. El tema tampoco pasó desapercibido en la presentación de resultados de Tenaris y en conversación con los inversores.

El propio Paolo Rocca fue quien explicó cómo fue el proceso de licitación para los tubos para el proyecto de producción de GNL en Argentina. “El proyecto es llevado a cabo por una empresa privada que, digamos, incluye a diferentes accionistas, pero es una empresa privada. Hicieron una terna, una terna muy abierta para todos. Y básicamente, perdemos la licitación porque eran más altos que el postor más bajo. El postor, como decías, era una empresa india. Cosas como esta pasan, obviamente”, subrayó el CEO del Grupo Techint.

Rocca también sostuvo que el holding no cambió su postura sobre las sospechas de antidumping por parte de Welspun. “Ahora lo que estamos haciendo, estamos analizando la oferta para ver si esta es una oferta que está siguiendo la práctica comercial o está expuesta a un caso antidumping potencialmente planteado por nosotros”, aseguró.

“Por el momento, no tomamos una decisión. Solo estamos estudiando la condición, la condición del mercado local para la empresa india, la condición de los precios de esto porque creemos que esto es importante”, advirtió.

El aliado de Techint

En este sentido, el ejecutivo manifestó que el acuerdo entre Argentina y Estados Unidos brindará mejores herramientas para facilitar y legitimar el análisis y eventual reclamo por dumping.

“Recordamos que la Argentina había firmado un acuerdo con los Estados Unidos en el que ambas partes se comprometen a abordar las prácticas comerciales desleales en ambos países. Es lógico que los Estados Unidos avancen o introduzcan de cerca esto en la relación con diferentes regiones, diferentes áreas. Y esto es parte del acuerdo, el acuerdo de inversión de comerciante recíproco entre Argentina. Así que pensamos que debería haber un buen ambiente para analizar la situación específica de esta oferta y esta licitación”, consideró.

19 febrero, 2026

PECOM se consolida como uno de los principales productores de crudo pesado del país

En el día de hoy, PECOM Servicios Energía S.A.U. y su afiliada San Benito Upstream S.A.U. acordaron con YPF la adquisición del yacimiento Manantiales Behr, ubicado en la provincia de Chubut, el segundo yacimiento convencional más grande del país, con una producción diaria del orden de los 25.000 barriles de petróleo por día. La operación alcanza también la concesión de transporte sobre los oleoductos: (i) El Trébol – Caleta Córdova, (ii) Km. 9 – Caleta Córdova, y (iii) Manantiales Behr – Cañadón Perdido.

Con esta operación, y sumando los activos que la compañía ya gestiona en la provincia, PECOM operará un total cercano a los 35.000 barriles diarios, consolidándose como uno de los principales productores de crudo pesado de Argentina.

Esta adquisición representa un paso estratégico clave para PECOM, que retomó su rol como operadora y productora de petróleo y gas en noviembre de 2024, con el objetivo de construir una plataforma de crecimiento en upstream, con foco en yacimientos maduros y en el despliegue de capacidades de optimización de activos, eficiencia operativa y recuperación terciaria.

En este tiempo, PECOM ha demostrado su capacidad para crear valor a partir de una gestión eficiente de superficie y un profundo conocimiento Del subsuelo, apalancada su extensa y reconocida experiencia en la industria y en el desarrollo de técnicas avanzadas para extender la vida útil de los yacimientos.

La incorporación de Manantiales Behr permitirá potenciar estas capacidades a partir de la gestión integrada de tres activos estratégicos en una misma geografía, como son Manantiales Behr, El Trébol–Escalante y Campamento Central–Cañadón Perdido, generando sinergias operativas, logísticas y técnicas que permitirán incrementar la producción, optimizar costos y maximizar el valor de los activos.

Asimismo, esta operación reafirma el compromiso de PECOM con el desarrollo energético de Chubut y de la Argentina, impulsando un modelo de crecimiento basado en la eficiencia, la inversión sostenida y el fortalecimiento del empleo local.

En ese marco, PECOM continuará trabajando de manera coordinada con las autoridades locales y provinciales, los gremios y actores de la industria, tal como lo viene haciendo desde su ingreso a las áreas de El Trébol–Escalante y Campamento Central–Cañadón Perdido, con el objetivo de garantizar una transición ordenada, una operación segura y una visión compartida de desarrollo para la región.

“Esta adquisición representa un paso decisivo en nuestra estrategia. Manantiales Behr no solo nos aporta escala: nos permite consolidar una plataforma de upstream con enorme potencial y con foco en lo que sabemos hacer: operar con excelencia, aplicar disciplina operativa y de capital, y maximizar el valor de yacimientos maduros con tecnología y conocimiento”, afirmó Horacio Bustillo, CEO de PECOM. “Estamos construyendo una compañía sólida, eficiente y con capacidad de crecimiento en la producción propia de petróleo y gas”.

Por su parte, Luis Perez Companc, presidente del Directorio de PECOM, destacó el valor histórico y emocional de este hito para la compañía: “Este es un momento muy especial: junto con mis hermanas Rosario y Pilar, sentimos un enorme orgullo de ver a PECOM dar este paso tan importante, consolidándose como uno de los principales actores del país en la producción de petróleo, honrando su historia y proyectándose hacia el futuro. Esta inversión refleja nuestro compromiso de largo plazo con la Argentina y con el desarrollo de una industria energética sólida, moderna y competitiva”.

Como es habitual en este tipo de operaciones, el cierre de la misma se encuentra sujeto al cumplimiento de aprobaciones y condiciones precedentes.

12 febrero, 2026

Argentina LNG: YPF, Eni y XRG avanzan hacia la inversión final para exportar gas al mundo

YPF, Eni y XRG formalizaron este jueves la firma de un Acuerdo de Desarrollo Conjunto (JDA, por sus siglas en inglés) para impulsar el proyecto Argentina LNG. Este acuerdo, de carácter vinculante, marca un hito hacia la Decisión Final de Inversión y posiciona a la Argentina en el mapa de los grandes exportadores globales de gas natural licuado.

De esta forma se ratificó la incorporación formal de XRG como socio fundador, sumándose al trabajo que ya venían realizando la petrolera argentina YPF y la italiana Eni. Según explicó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, la llegada de este nuevo jugador de “clase mundial” busca fortalecer la competitividad del proyecto a nivel global.

Por su parte, los representantes de Eni y XRG destacaron el potencial de Vaca Muerta como una fuente confiable y flexible de suministro para los mercados internacionales, resaltando el liderazgo tecnológico involucrado en la iniciativa.

Hoja de ruta del megaproyecto Argentina LNG

Con la firma del JDA, el consorcio inicia de inmediato una fase de trabajo intensivo que incluye la realización de la Ingeniería Básica (FEED), la estructuración técnica y el diseño de los esquemas de financiamiento y el avance en los frentes comerciales necesarios para garantizar la exportación.

El diseño técnico de Argentina LNG prevé una capacidad de producción de 12 millones de toneladas anuales (MTPA). Para lograrlo, se utilizarán dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG), cada una con capacidad para procesar 6 MTPA. El proyecto está concebido como un sistema integral que abarca desde la producción en boca de pozo (upstream) hasta el transporte y la exportación final (midstream).

El cronograma establecido por los socios apunta a alcanzar la Decisión Final de Inversión durante la segunda mitad de 2026. De cumplirse los plazos previstos, se espera que para el año 2030 el país esté exportando los primeros 12 MTPA, con una visión estratégica que contempla escalar la producción hasta los 18 MTPA en el futuro.

El proyecto integrado de gran escala para la producción y licuefacción de gas permitirá monetizar el potencial de Vaca Muerta y consolidar la posición del país como proveedor global de GNL a largo plazo. El proyecto está diseñado para integrar las etapas de producción, procesamiento, transporte y exportación de GNL.

Qué dijeron los socios

Horacio Marín indicó que “este nuevo paso marca la incorporación formal de XRG al proyecto que venimos desarrollando junto con Eni. Contar con dos jugadores de clase mundial nos permite posicionar a Argentina LNG como uno de los proyectos más relevantes a nivel global. A partir de ahora, continuaremos trabajando de manera muy intensiva para alcanzar la Decisión Final de Inversión durante la segunda mitad de 2026”.

Por su parte, Guido Brusco, Chief Operating Officer de Global Natural Resources de Eni, comentó que “con la firma del Acuerdo de Desarrollo Conjunto se suma un nuevo socio – XRG – a Argentina LNG, que se perfila como una de las oportunidades más prometedoras del escenario global del gas. El proyecto avanza reflejando liderazgo tecnológico y una visión estratégica de largo plazo”.

Mohamed Al Aryani, presidente de International Gas de XRG, afirmó, “el potencial de Argentina LNG es significativo, y este acuerdo marca un hito importante en el desarrollo del proyecto. YPF, Eni y XRG comparten la ambición de avanzar en un proyecto de GNL de gran escala que contribuya a un suministro energético confiable y flexible para los mercados interna

11 febrero, 2026

GeoPark obtiene US$50 millones para expandir su operación en Vaca Muerta

GeoPark continúa con sus planes en Vaca Muerta. La compañía informó a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que obtuvo un préstamo de 50 millones de dólares otorgada por Banco de Galicia para financiar el capex de crecimiento y necesidades temporales de capital de trabajo asociados al desarrollo de sus activos en la roca madre.

“El financiamiento contempla vencimientos de hasta 24 meses desde cada desembolso, lo que permite a la sociedad afrontar de manera eficiente su plan de inversiones y fortalecer su flexibilidad financiera”, detalla el comunicado enviado a la bolsa.

“A la fecha de este hecho relevante, la facilidad no ha sido desembolsada y se prevé que los desembolsos se realicen de manera parcial durante los próximos seis meses, en función del avance del plan de inversiones de la sociedad”, agrega.

“Con esta facilidad de financiamiento y la caja existente, la Sociedad cubre sustancialmente sus necesidades de capex previstas para 2026”, subraya.

Los planes de GeoPark

Durante el cuarto trimestre de 2025, GeoPark completó el takeover de los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, un proceso que se desarrolló sin incidentes y dentro de los plazos previstos. Este hito permitió a la compañía asumir el control pleno de las operaciones e iniciar la implementación de su propio modelo de gestión en Vaca Muerta, marcando el comienzo de una nueva etapa en su estrategia local.

En ese período, la producción promedio alcanzó los 1.234 barriles equivalentes de petróleo por día, impulsada principalmente por Loma Jarillosa Este, operado en su totalidad por la empresa. Aunque se trata de volúmenes iniciales, GeoPark destacó que estos resultados reflejan el potencial de crecimiento a partir de mejoras operativas y adecuaciones de infraestructura.

Uno de los primeros objetivos tras la transición fue optimizar el rendimiento de los pozos existentes. La compañía completó trabajos de run-in-hole para tubing y sistemas de levantamiento artificial en los tres pozos del Pad 1020, lo que permitió incrementar en promedio un 25% la producción individual. Estas acciones responden a una estrategia de bajo riesgo técnico, orientada a capturar valor en el corto plazo.

Operación y trabajo

En paralelo, GeoPark avanzó en la elaboración del Estudio de Impacto Ambiental y en la obtención de permisos regulatorios, considerados claves para habilitar futuras campañas de perforación. También consolidó su presencia local con una oficina operativa en Neuquén, desde donde coordina la relación con contratistas y autoridades, con un equipo mayoritariamente integrado por profesionales de la región.

Con la operación estabilizada, la empresa proyecta movilizar un equipo de perforación en marzo de 2026 y avanzar con tres pozos durante el segundo trimestre. Esta etapa funcionará como antesala del esquema de factory drilling, previsto para fines de 2026, orientado a reducir costos, estandarizar procesos y mejorar la competitividad.

11 febrero, 2026

Petróleos Sudamericanos compró tres equipos de pulling de San Antonio

Petróleos Sudamericanos S.A. informó a la Comisión Nacional de Valores (CNV) la adquisición de tres equipos de torre de pulling a la empresa San Antonio Internacional (SAI), cuya transferencia se concretó el pasado 3 de febrero de 2026. La operación se enmarca dentro de su estrategia de fortalecimiento operativo en la provincia de Mendoza.

Según detalló la compañía en el comunicado enviado al mercado, la incorporación de estos activos forma parte de un proceso de optimización estructural que viene desarrollando en distintas áreas productivas del norte mendocino. Entre ellas se encuentran Mesa Verde, Ceferino, Vizcacheras, Barrancas, Río Tunuyán y La Ventana.

Desde la empresa explicaron que esta inversión apunta a mejorar la eficiencia y autonomía de sus operaciones convencionales, en un contexto en el que busca sostener las capacidades productivas del segmento y consolidar su infraestructura operativa en la región. La adquisición de los equipos permitirá reforzar la gestión técnica y reducir la dependencia de servicios externos.

Inversión y fortalecimiento de la cadena de valor local

En el documento remitido a la CNV, Petróleos Sudamericanos destacó que la operación responde a una estrategia orientada al fortalecimiento de la cadena de valor local. A través de inversiones directas, la compañía busca consolidar su presencia en territorio provincial y promover el desarrollo de capacidades técnicas propias.

La firma subrayó que mantener los equipos afectados al desarrollo productivo local contribuye a garantizar la estabilidad y continuidad de las operaciones en Mendoza. En ese sentido, remarcó que los activos permanecerán destinados a los yacimientos que opera en la provincia, reforzando su estructura operativa.

Asimismo, la empresa señaló que esta política permite generar mayor previsibilidad en sus actividades, mejorar los tiempos de respuesta ante contingencias operativas y sostener el nivel de actividad en los campos maduros que administra.

9 febrero, 2026

tgs inicia la ampliación del Gasoducto Perito Moreno

Transportadora de Gas del Sur (tgs) anunció hoy el inicio formal de las obras de ampliación del Gasoducto Perito Moreno (GPM) y de sus sistemas troncales regulados. El proyecto busca dar respuesta al crecimiento de la producción en Vaca Muerta, permitiendo inyectar un volumen adicional de 14 MMm³/día al sistema nacional.

Tras haber resultado adjudicataria en la licitación de ENARSA en octubre de 2025, tgs puso en marcha un plan de obras que se estima estará operativo para el invierno de 2027. Los trabajos principales incluyen:

Nuevas Plantas Compresoras: Se construirán tres plantas en la provincia de La Pampa (Casa de Piedra, Doblas y Chacharamendi).
Refuerzo en Tratayén: Se sumará un equipo compresor en la planta existente en Neuquén, alcanzando un total de 90.000 HP de potencia instalada.
Ampliación del Sistema Regulado: Para asegurar que el gas llegue al Gran Buenos Aires y al Norte del país, se instalarán 20 km de cañería paralela y 15.000 HP adicionales en el Gasoducto Neuba III, que además será adecuado para operar a mayor presión.

Convocatoria a contratar la nueva capacidad de transporte

Coincidiendo con el inicio de las obras, tgs lanzó hoy los Concursos Abiertos para adjudicar la capacidad incremental de transporte. Esta convocatoria está dirigida a productores y usuarios interesados en contratar servicios en firme bajo dos tramos:

Tramo GPM: 14 MMm³/día desde Tratayén hasta Salliqueló.
Tramo Sistema Regulado: 12 MMm³/día desde Salliqueló hasta el área del Gran Buenos Aires.

“Esta expansión es vital para evacuar el potencial de Vaca Muerta y garantizar el abastecimiento interno en los centros de mayor consumo y el norte argentino”, destacaron desde la compañía.

Los interesados pueden consultar las bases y condiciones en el sitio oficial: www.tgs.com.ar/transporte

6 febrero, 2026

El nuevo tren de fraccionamiento de Mega impulsa la industrialización del gas de Vaca Muerta

Mega anunció nuevos avances en la construcción del Nuevo Tren de Fraccionamiento (NTF) en su complejo industrial de Bahía Blanca, que busca ampliar la capacidad productiva y fortalecer el rol del midstream de Vaca Muerta.

A través de un posteo en su cuenta de LinkedIn, la empresa informó que alcanzó dos hitos fundamentales en el proyecto. Por un lado, finalizó el montaje del último equipo del proceso productivo. Por otro, concretó la primera puesta en marcha de una unidad, como parte de las pruebas previas a su entrada en servicio.

Desde la compañía destacaron que estos avances marcan el ingreso en una etapa decisiva para completar la construcción del NTF. “Entramos en una etapa decisiva para completar la construcción y avanzar con la puesta en marcha. Cada progreso refleja el compromiso y la coordinación de nuestros equipos”, señalaron en la publicación.

El nuevo tren de fraccionamiento forma parte del plan de expansión industrial que Mega ejecuta en Bahía Blanca, orientado a acompañar el crecimiento del gas no convencional. Actualmente, la empresa procesa cerca del 40% del gas de la Cuenca Neuquina y cumple un rol estratégico dentro del plan 4×4 impulsado por YPF.

La ampliación, que ya supera el 70% de avance, representa un salto estructural para el complejo. Permitirá incrementar la capacidad de separación de etano, propano, butano y gasolina natural, productos fundamentales para el mercado petroquímico y para la generación de divisas a través de exportaciones.

El impacto del NTF en el desarrollo del midstream

El director Midstream Gas y GLP de YPF, Pedro Locreille, también destacó la importancia de este tipo de proyectos para acompañar el ritmo del shale. “El crecimiento de la producción de petróleo en Vaca Muerta no solo impulsa el upstream: también genera un impacto directo en el midstream”, posteó en su cuenta de LinkedIn.

“Un dato clave: por cada incremento de 200.000 barriles/día de producción de crudo, se habilita del orden de 1 millón de toneladas por año de GLP recuperable”, agregó y explicó que este escenario pone en primer plano la necesidad de ampliar la capacidad de procesamiento.

“Esto pone en primer plano la importancia de ampliar la capacidad de procesamiento de gas para superar los cuellos de botella operativos incrementando la oferta de GLP y otros NGLs”, subrayó Locreille en su publicación, en referencia directa a obras como la que ejecuta Mega en Bahía Blanca.

En el marco del Energy Day organizado por Econojournal, el CEO de Mega, Tomás Córdoba, detalló que la compañía produce actualmente unas 4.800 toneladas diarias de líquidos. Ese volumen llega tras el acondicionamiento en Loma La Lata y un transporte por poliducto de 600 kilómetros.

La obra del NTF demandará una inversión total de 260 millones de dólares y permitirá incorporar 2.300 toneladas adicionales por día. La primera fase, prevista para 2025, sumará 850 toneladas diarias, mientras que la segunda etapa, proyectada para 2026, completará la ampliación.

Acompañar el crecimiento de Vaca Muerta

El proyecto incluye el montaje de equipos de gran porte fabricados por AESA, como la columna debutanizadora y la torre deetanizadora. Ambos componentes forman parte central del nuevo tren y resultan clave para aumentar la eficiencia del proceso de separación de líquidos.

Mega ya ejecutó cerca de 180 millones de dólares en esta primera etapa y evalúa una inversión adicional para ampliar el sistema de transporte desde Neuquén. Esa obra permitiría asegurar el abastecimiento del NTF y demandaría entre 24 y 26 meses de ejecución.

En materia comercial, la empresa prevé destinar todo el crecimiento productivo a exportaciones, ya que el mercado local se encuentra plenamente abastecido. Actualmente factura unos 600 millones de dólares anuales, con una participación externa cercana al 50%.

Con la nueva capacidad, Mega podría sumar 100 millones de dólares adicionales en exportaciones en el corto plazo y otros 150 millones una vez completado el tren. Córdoba también proyectó un potencial de hasta 7.000 toneladas adicionales en el mediano plazo.

4 febrero, 2026

Equinor proyecta incrementar su producción en un 3%

El proceso de reordenamiento del portafolio global se consolidó como uno de los principales ejes estratégicos de Equinor durante 2025. La compañía noruega profundizó su política de desinversiones selectivas, reducción de riesgos y foco en proyectos de alto valor, con el objetivo de fortalecer su posición financiera y mejorar su capacidad para enfrentar un escenario energético marcado por la volatilidad.

En ese marco, la empresa confirmó la venta de sus activos en Vaca Muerta, una decisión que se inscribe dentro de su estrategia de “high-grading” del portafolio internacional. Según su presentación de resultados del cuarto trimestre y del ejercicio completo, la operación fue valuada en aproximadamente 1.100 millones de dólares, con un pago inicial de 550 millones de dólares al cierre.

El propio Anders Opedal, presidente y CEO de Equinor, remarcó que la operación forma parte de un proceso más amplio de optimización. “Esto supone otro paso importante en la continua calificación de alta calidad de cartera que hemos llevado a cabo durante el último año, que es un tema clave en la presentación de los resultados del cuarto trimestre y del año completo”, sostuvo, en referencia al enfoque adoptado por la compañía.

En paralelo al reordenamiento de activos, Equinor alcanzó en 2025 el mayor nivel de producción de su historia. La empresa informó una producción récord impulsada por el desempeño operativo y la entrada en funcionamiento de nuevos desarrollos, como Johan Castberg y Bacalhau, además del crecimiento en gas en Estados Unidos y Noruega.

Producción récord y nuevas apuestas para 2026

“Logramos la producción máxima histórica en 2025. Nunca en la historia de la empresa hemos producido tanto petróleo, gas y energía en un solo año”, destacó Opedal en su cuenta de LinkedIn.

La compañía también anticipó que este récord podría ser superado en el corto plazo. “Nuestra producción récord se debió a un sólido rendimiento operativo y a la aparición de nuevos campos, como Johan Castberg y Bacalhau. Sin embargo, probablemente el récord no dure mucho, ya que esperamos alcanzar un nuevo nivel récord de producción en 2026”, señaló el ejecutivo.

Según el informe financiero, Equinor proyecta un crecimiento cercano al 3% en la producción de petróleo y gas durante 2026, respaldado por nuevas inversiones, exploración en el Mar del Norte, Brasil y Angola, y un portafolio con más de 30 pozos planificados. A esto se suma una reducción de costos operativos y una baja del capex en áreas de menor rentabilidad.

El crecimiento de Equinor

En materia financiera, la empresa reportó en 2025 un flujo de caja operativo después de impuestos de casi 18.000 millones de dólares, una deuda neta controlada y una posición de liquidez superior a USD 19.000 millones. Estos indicadores permitieron sostener dividendos, programas de recompra de acciones y nuevas inversiones estratégicas.

Opedal contextualizó los resultados dentro del escenario global. “Estos resultados llegan en un momento de continua volatilidad en el precio del petróleo y tensión geopolítica. Sin embargo, con un flujo de caja reforzado y una mayor producción, estamos bien preparados para navegar la incertidumbre, gestionar periodos de precios más bajos y convertir las fluctuaciones del mercado en oportunidades”, afirmó.

1 febrero, 2026

HIF construirá un parque eólico clave para la industria del hidrógeno verde de Magallanes

La región de Magallanes dará un paso clave en su transición energética con la puesta en marcha de su primer parque eólico de gran escala. Se trata del Proyecto Parque Eólico Faro del Sur, que contempla una inversión estimada en US$500 millones para la instalación de 62 aerogeneradores de tres aspas en el sector de Cabo Negro.

La iniciativa es impulsada por la empresa HIF y ya cuenta con la aprobación unánime de su Estudio de Impacto Ambiental por parte de la Comisión de Evaluación Ambiental regional. Con este aval, el emprendimiento se posiciona como el primer complejo eólico de gran envergadura en la zona austral de Chile.

El parque tendrá una potencia nominal de 372 megavatios, que estarán destinados exclusivamente a abastecer a la industria del Hidrógeno Verde en Magallanes. La energía generada aprovechará los fuertes vientos característicos de la región para alimentar la producción de combustibles neutros en carbono, considerados estratégicos para la descarbonización.

Certezas para la industria del hidrógeno

Tras la aprobación, el Delegado Presidencial Regional, José Ruiz Pivcevic, valoró el resultado de la evaluación y sostuvo que representa una señal de confianza para los inversores internacionales. Según indicó, este tipo de decisiones refuerzan la imagen de estabilidad institucional y regulatoria del país.

“Es una muestra de las certezas que entrega nuestro país y nuestra región a una industria como esta. Cuando una empresa trabaja de manera responsable y responde a las observaciones de la ciudadanía, se alcanzan estos resultados”, expresó la autoridad, de acuerdo a declaraciones publicadas por El Pingüino.

En la misma línea, el seremi de Medio Ambiente, Enrique Rebolledo, destacó que el proyecto contribuirá a diversificar la matriz productiva regional. Además, explicó que el fortalecimiento del Servicio de Evaluación Ambiental, con la incorporación de 15 nuevos profesionales, permitió acelerar el análisis tanto del parque eólico como de la Planta de e-combustibles Cabo Negro.

Ambos emprendimientos estarán conectados a través de una línea de transmisión de más de 12 kilómetros, lo que permitirá integrar la generación renovable con los procesos industriales asociados al hidrógeno verde.

Desde HIF, el gerente Juan Eduardo Gallardo remarcó que el diseño definitivo del proyecto es el resultado de un proceso de diálogo de más de tres años con autoridades y comunidades locales. En ese marco, sostuvo que se incorporaron mejoras técnicas para reducir impactos ambientales.

“Este es el parque eólico con mayor nivel tecnológico del país”, afirmó, al tiempo que destacó las medidas adoptadas para proteger la avifauna y optimizar la gestión de residuos durante la construcción y operación.