NOVEDADES

Mendoza

Mendoza va con todo por el cobre

La segunda etapa de Malargüe Distrito Minero incorpora 27 nuevos proyectos de exploración, definidos tras una audiencia pública y el análisis técnico de organismos provinciales, nacionales, académicos y municipales.

La Declaración de Impacto Ambiental incluye planes de manejo específicos en zonas altas y prevé un seguimiento ambiental estricto.

La ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, presentó formalmente en la Legislatura las Declaraciones de Impacto Ambiental (DIA) correspondientes a 27 proyectos de exploración minera de Malargüe Distrito Minero Occidental II (MDMO II), tal como estipula la ley vigente y siguiendo el mecanismo de MDMO I. Lo hizo acompañada del equipo de la Dirección de Minería, la vicegobernadora Hebe Casado; el intendente de Las Heras, Francisco Lo Presti; el intendente de Malargüe, Celso Jaque; el presidente provisional del Senado, Martín Kerchner; y el presidente de la Cámara de Diputados, Andrés Lombardi.

«Este momento es profundamente simbólico: refleja el trabajo articulado que venimos sosteniendo con los municipios y con la Legislatura, que ya ha aprobado 34 Declaraciones de Impacto Ambiental del Malargûe Distrito Minero I y, a comienzos de esta gestión, también aprobó la modificación del Código de Procedimiento Mineros. Convertir políticas en ley es también construir política pública. Por eso es importante que hoy estemos todos aquí”, enfatizó Latorre.

“Además, ingresaron recientemente a la Autoridad Ambiental Minera 71 proyectos adicionales, correspondientes a la Fase 3 del Distrito Minero Malargüe”, agregó la ministra.

El próximo paso de Mendoza

La DIA deberá ser analizada y aprobada por ambas cámaras, luego de que transitó una Audiencia Pública abierta a todos los ciudadanos que duró 2 días en Malargüe, la aprobación de la Autoridad Ambiental Minera, un exhaustivo análisis de organismos provinciales, nacionales, académicos y municipales; y el informe técnico de la Facultad de Ciencias Aplicadas a la Industria de la Universidad Nacional de Cuyo.

“Se tuvo especial enfoque en la elaboración de planes de manejo específicos para proyectos ubicados por encima de los 2.600 metros de altura. Estos planes fueron diseñados como un aporte a la ciencia y a la evaluación ambiental, permitiendo recopilar información que contribuya a delimitar futuras zonas periglaciares y retroalimentar los Informes de Impacto Ambiental”, señaló el director de Minería del Ministerio de Energía y Ambiente, Jerónimo Shantal. “Es importante destacar que esta evaluación requirió un tiempo adicional debido a las recomendaciones formuladas por el IANIGLA y la Subsecretaría de Ambiente de la Nación”.

“La evaluación atravesó hace unos meses un proceso de audiencia pública que se desarrolló durante dos jornadas en el departamento de Malargüe. Hoy culmina una etapa clave para el departamento y para la provincia con 27 nuevos proyectos de exploración minera, que se suman a los 34 proyectos aprobados previamente en el MDMO I, más cuatro iniciativas en curso desde etapas anteriores. Entre ellas Burro, Las Choicas, La Adriana y Cerro Amarillo”, recordó. Inicialmente habían sido presentados 29 proyectos, pero la Autoridad Ambiental Minera rechazó 2 de ellos por encontrarse en el área prácticamente ocupada por Glaciares.

 

Asimismo, señaló que estos proyectos estarán sujetos a un estricto seguimiento mediante planes de manejo, bajo el control permanente de la Policía Ambiental Minera (PAM) y de la Unidad de Gestión Ambiental (UGA), que actuará como órgano externo de supervisión.

Esta DIA, pero principalmente los Planes de Manejo, cuenta con el aval de la Subsecretaría de Ambiente de la Nación, consolidando a Mendoza como una provincia pionera en el cumplimiento de estándares ambientales mineros.

“Una vez ingresadas las DIAs a la Legislatura, Malargüe alcanzará un total de 65 proyectos de exploración minera con Declaración de Impacto Ambiental aprobada, fortaleciendo su rol estratégico en el desarrollo del potencial geológico mendocino”, afirmó Shantal.

Cada uno de los proyectos cuenta con informes, análisis y aportes del Departamento General de Irrigación, la Municipalidad de Malargüe, la Dirección de Áreas Protegidas, la Dirección de Hidráulica, la Dirección de Patrimonio Cultural y Museos, la Dirección de Ganadería, la Dirección de Biodiversidad y Ecoparque, el Instituto Nacional de Asuntos Indígenas (INAI), el Instituto Argentino de Nivología, Glaciología y Ciencias Ambientales (Ianigla), la Dirección de Planificación de la Subsecretaría de Infraestructura y Desarrollo Territorial, la Dirección de Bienes Registrables del Estado y la Dirección de Hidrocarburos.

El proceso también incluye el dictamen técnico de la Facultad de Ciencias Aplicadas a la Industria (FCAI) de la Universidad Nacional de Cuyo, disponible para consulta pública, y todos estos análisis están publicados la página del Ministerio de Energía y Ambiente.

Próxima etapa: MDMO III

El proponente Impulsa Mendoza elevó a la Dirección de Minería los informes de impacto ambiental de 71 proyectos de exploración, que cubren 87 propiedades, para su evaluación. Ahora, la Autoridad Ambiental Minera, integrada por la Dirección de Minería y de Gestión y Fiscalización Ambiental, deberán realizar el mismo proceso que en el MDMO I y II, dando intervención a los distintos organismos sectoriales y con una nueva Audiencia Pública, cuya fecha será comunicada por todos los medios para garantizar la participación ciudadana.

Como en las instancias anteriores, los informes de cada sector estarán publicados y cada proyecto contará con el dictamen técnico de la Facultad de Ciencias Aplicadas a la Industria (FCAI) de la Universidad Nacional de Cuyo, para que luego la Autoridad Ambiental Minera otorgue la Declaración de Impacto Ambiental a los proyectos para su posterior tratamiento en la Legislatura Provincial.

Cabe recordar que Mendoza forma parte de la Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas (EITI), un estándar internacional que promueve la rendición de cuentas en toda la cadena de valor minera, desde la exploración hasta la distribución de beneficios. En este marco, cada una de las etapas vinculadas al desarrollo de los Distritos Mineros Occidentales se publica de manera abierta y accesible, garantizando la participación ciudadana y el seguimiento social de los procesos.

Los proyectos en detalle

El paquete de 71 proyectos que conforman Malargüe Distrito Minero Occidental III está integrado por: Galatica, Las Damas, Don Ignacio, La Valentina, Catita, Siena, La Dragona, Don Tomas, Burano, Clarabella, Dulce Juliana, Don Pedro, San Joaquin, El Angel, La Juana, El Chiquito, Bardas Blancas, Expte. 00885703-2021, Expte. 06359945-2021, Expte. 05566729-2023, Expte. 02471862-2019, Expte. 03410930-2023, Expte. 06123520-2020, Expte. 00417289-2024, Expte 00937097-2024, Cerro Arenales, Cerro Rincón, Cerro Vallecito, Cerro FRANKE, La Adrianita, Cobre Rosario, Lucía, Expte 2024-01510706, Expte 2024-01512545, San Romeleo, La Valenciana (La Valenciana W), La Valenciana (Valenciana I), Minacar South, La Valenciana (Valenciana II), Mercedes (Los Vascos), Las Chacras (Las Chacras S), Las Chacras (Las Chacras N), Palauco (Los Burros), Palauco (Los Leones), Ranquil Malargue West (El Toqui), Malargue west (Arroyo Chacay), La Victoria (Qda de Lourdes Chenqueco), Malargue South (La Costa), Malargue South (Bardas Bayas), Malargue South (La Tosca), Malargue South (Chivato), Malargue South (Isabel), Malargue South (Cerro Mayal), Pinot IX, Cobre alto, Cobre Medio, Cobre Bajo, NIN I, El Vasco, Kaly, Gemelos, El Fierro, El Poroto, Alto Pehuenche 1, Cerro Bayo, Cerro Negro, Mayorga- Kili Malal, Mora, San Francisco, Corcovo.

Genneia abastecerá las operaciones de una de las bodegas más emblemáticas del país

En su camino continuo hacia una gestión más sustentable, Rutini Wines, una de las bodegas más emblemáticas de Argentina, firmó un acuerdo con Genneia, la empresa líder en generación de energías renovables en el país, para abastecer con fuentes renovables el 35% del consumo energético de sus plantas ubicadas en Maipú y Valle de Uco, Mendoza.

La nueva alianza estratégica entre las compañías se concreta a través del sistema privado Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), mediante un contrato de provisión de energía renovable por un período de 6 años, iniciando en agosto del 2025. La energía será suministrada a Rutini Wines desde un pool de activos de Genneia, conformado por parques eólicos y solares de la compañía ubicados en distintos puntos del país.

Este acuerdo representa un avance significativo en la estrategia de sustentabilidad de Rutini Wines, que implementa reconocidos estándares en sus fincas y bodegas, como el Protocolo de Sustentabilidad de Bodegas de Argentina y Global GAP y contribuye especialmente al logro de sus objetivos de reducción de huella de carbono, de gestión eficiente de recursos y de abastecimiento responsable.

El compromiso de Genneia

“El abastecimiento con energía renovable representa un paso concreto hacia la descarbonización de nuestras operaciones, consolidando una gestión que combina excelencia enológica, innovación y vitivinicultura sustentable.”, destaca Robert Hagen, Director de Operaciones de Rutini Wines.

“Para nosotros es un orgullo acompañar a Rutini Wines en su camino hacia una operación más sustentable. Desde Genneia trabajamos para acercar soluciones energéticas eficientes que permitan a las empresas avanzar en sus compromisos ambientales. Este acuerdo refleja cómo la colaboración entre sectores es clave para acelerar la transición energética en Argentina.”, expresa Gabriela Guzzo, Gerente Comercial Senior de Genneia.

Actualmente, más de 80 clientes corporativos de diversas industrias forjaron alianzas con la compañía, fortaleciendo su compromiso con la descarbonización de sus operaciones y consolidando a Genneia como un aliado estratégico en la transición hacia una economía de bajas emisiones. La mirada de las empresas, además, asume la eficiencia y competitividad de sus operaciones.

Con este nuevo acuerdo, Rutini Wines reafirma su compromiso con la mejora continua y las buenas prácticas de desempeño económico, ambiental y social en el sector vitivinícola argentino, avanzando en la incorporación de energías renovables para seguir elaborando vinos de excelencia con una visión de sustentabilidad y resiliencia empresarial hacia el futuro.

Cuáles son las provincias más golpeadas por la baja de perforadores

La industria hidrocarburífera argentina atraviesa una baja histórica en la cantidad de equipos de perforación y de servicios. Entre enero de 2024 y agosto de 2025, la cifra total pasó de 230 a 163 equipos. Esto implica una caída del 29%, con impacto directo en el empleo, en la cadena de proveedores y en la proyección de inversiones.El retroceso no es uniforme: algunas provincias muestran descensos más suaves, mientras que otras enfrentan reducciones profundas.

El caso más crítico se observa en Santa Cruz, donde la actividad se contrajo casi a la mitad. En contraste, Neuquén sigue liderando en números absolutos, pero también registró una baja importante.

En el segmento no convencional, el número de rigs pasó de 37 en enero de 2024 a 34 en agosto de 2025, una disminución del 8%. Aunque la caída parece menor, refleja señales de cautela en el principal polo productivo del país, que depende de inversiones sostenidas para alimentar su crecimiento.

En el convencional, el panorama es mucho más severo. La actividad pasó de 25 equipos a apenas 10 en el mismo período. La reducción del 60% marca un deterioro que, según especialistas, compromete la base productiva que sostiene a Vaca Muerta.

El mapa de la caída en las provincias

Neuquén, epicentro del shale argentino, pasó de 85 equipos en enero de 2024 a 64 en agosto de 2025. La disminución del 25% equivale a 21 equipos menos en operación.

En Chubut, la merma fue del 17%, con un descenso de 72 a 60 equipos. Santa Cruz registró la baja más pronunciada en valores relativos: de 48 equipos a 25, lo que representa una caída del 48%. En términos absolutos, la provincia perdió 23 unidades.

Mendoza también mostró retrocesos. De 17 equipos en enero de 2024, se bajó a 13 en agosto de 2025. La caída del 23% significó la salida de cuatro unidades. En el resto de las provincias productoras, la cifra pasó de 8 a apenas 1 equipo, un desplome del 87%.

Las provincias más golpeadas por la baja de perforadores.

En total, el país perdió 67 equipos en un año y medio. La tendencia genera inquietud en la industria, que reconoce que la perforación es el motor central para sostener niveles de producción y asegurar la capacidad de evacuación de proyectos como el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).

Daniel González, secretario de Coordinación de Energía de la Nación, buscó llevar calma en la reciente AOG 2025. “Nadie debería asustarse que el nivel de actividad se ajuste en el país para tener una industria sana”, señaló. Recordó que la caída de equipos también se produjo en la cuenca del Pérmico, en Estados Unidos, como parte de un proceso de eficiencia.

El funcionario insistió en que la clave está en la competitividad. Destacó que los costos de perforación en Vaca Muerta son 35% más caros que en Permian, aunque subrayó que la comparación es con “el país más eficiente del mundo”.

El riesgo de no llenar el VMOS

El recorte de equipos genera preocupación en Neuquén por la proximidad de la puesta en marcha del oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS). El proyecto, considerado estratégico para multiplicar las exportaciones de crudo, requiere mantener e incluso aumentar la perforación de pozos.

Daniel Horacio González, secretario de la Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (Fecene), lo planteó con claridad: “Si no empieza la perforación antes de fin de año, no podrá llenar el VMOS”.

El dirigente reconoció que el sector atraviesa un “bache momentáneo”, pero advirtió que la recuperación no puede esperar demasiado. “Sí o sí tienen que empezar a perforar y a fracturar más pozos para poder alimentar el oleoducto”, señaló durante la Expo Argentina Oil & Gas 2025.

Para González, el parate tiene múltiples causas: la baja del precio del barril, la incertidumbre en la evacuación de crudo y la inestabilidad política. “Los inversores buscan seguridad jurídica y reglas de juego claras”, enfatizó.

Desde Nación, Daniel González remarcó que la única forma de sostener la competitividad es con un trabajo conjunto de todos los actores. “Nación, provincias, sindicatos y operadoras tienen que estar en el mismo barco”, sostuvo.

El contexto internacional también condiciona. El secretario de Energía recordó que el precio del barril difícilmente supere los 65 dólares en el corto plazo, lo que limita las perspectivas de mayores ingresos. En ese escenario, cada dólar invertido en perforación debe ser eficiente y sostenible.

Pluspetrol proyecta llegar a 100 mil barriles en 2027 con La Calera y Bajo del Choique

Pluspetrol atraviesa una etapa de expansión que promete marcar un antes y un después en su historia. La empresa, que dio un salto estratégico con el proyecto Camisea en Perú, ahora tiene la mirada puesta en Vaca Muerta y en la compra de activos clave que redefinirán su escala de producción.

En el marco de la AOG 2025, Julián Escuder, Country Manager de Pluspetrol, destacó que la compañía apunta a un objetivo ambicioso: alcanzar los 100 mil barriles de producción diaria hacia 2027. Según explicó, esa meta será posible gracias al desarrollo de los bloques La Calera y Bajo del Choique, adquiridos a ExxonMobil a fines de 2024.

“Camisea fue un cambio radical para nosotros, nos permitió cambiar de liga. Hoy tenemos un desafío similar con estos activos, y confiamos en que será el próximo salto para Pluspetrol”, afirmó el directivo durante una exposición reciente.

Vaca Muerta, el motor del crecimiento

El plan de Pluspetrol en Argentina se apoya en activos que combinan nobleza geológica y proyecciones de producción a gran escala. En Mendoza, la compañía opera campos con un declino bajo que siguen siendo grandes contribuidores al portafolio general. Pero el foco principal está en Neuquén, donde La Calera y Bajo del Choique muestran un potencial extraordinario.

La Calera se distingue por su particularidad geológica: la combinación de petróleo y gas condensado lo convierte en un bloque único dentro de Vaca Muerta. “Es un activo en el que no terminás de saber si es más de petróleo o de gas. Nos tomamos nuestro tiempo para desarrollarlo, y fue la decisión correcta”, subrayó Escuder.

En este bloque, Pluspetrol ya tiene adjudicada una nueva ampliación que permitirá duplicar la producción de gas condensado. La estrategia, según explicó el ejecutivo, es avanzar con proyectos modulares que brinden flexibilidad y escalen de manera progresiva.

En paralelo, Bajo del Choique representa el mayor desafío inmediato. Tras la compra de los activos a ExxonMobil, la compañía espera cerrar 2025 con una producción cercana a los 20 mil barriles diarios. El objetivo para 2027 es llevar ese volumen a 60 mil barriles mediante un plan de inversión de gran magnitud.

“Estamos rompiendo récords de producción en ambos bloques y la meta es clara: alcanzar los 100 mil barriles diarios en apenas dos años”, aseguró Escuder.

Financiamiento y mercados regionales

El crecimiento proyectado demanda un financiamiento robusto y de largo plazo. Escuder recordó que en 2024 Pluspetrol debutó en el mercado de capitales con una emisión que le permitió acceder a recursos para proyectos clave. “El acceso está, pero hay que tener cuidado. Todavía enfrentamos tasas altas, cercanas al 8%, comparadas con otros países de la región”, explicó.

Según el ejecutivo, la disciplina financiera es fundamental para sostener el plan de expansión. La compañía se enfocó en emisiones a siete años, lo que le da un margen mayor de previsibilidad. “Lo más importante no fue solo comprar los activos de Exxon, sino hacerlo en el momento correcto. Lo mismo aplica al financiamiento”, puntualizó.

A nivel regional, Pluspetrol ve en el gas un motor estratégico para los próximos años. El mercado brasileño ocupa un lugar central en la agenda, pero también se analizan oportunidades en Uruguay y Chile. “Creemos mucho en el mercado regional. El desafío es llegar con un precio competitivo a Brasil y consolidar nuestra presencia en Uruguay y Chile”, sostuvo Escuder.

En el caso uruguayo, la compañía ya se consolidó como proveedor relevante. Este año, la baja en el precio del gas residencial en el país vecino se explicó en gran parte por el suministro proveniente de la compañía. El mercado chileno, en tanto, aparece como un terreno a desarrollar con miras al mediano plazo.

Recuperar la confianza de los mercados

Más allá de los avances técnicos y financieros, Escuder señaló que existe un desafío intangible pero determinante: recuperar la confianza de los mercados internacionales en la Argentina y sus empresas. “Hay una herencia de compañías que supieron dar garantías mejores que el propio Estado. Tenemos que volver a consolidar esa confianza”, remarcó.

El directivo fue claro al respecto: la proyección de Pluspetrol no depende únicamente de la fortaleza de sus activos, sino también de un contexto macroeconómico más estable y de reglas claras para la inversión. “La compra de Exxon y el desarrollo de Vaca Muerta nos ponen en otra escala, pero necesitamos que los mercados vuelvan a creer en la Argentina”, subrayó.

De cara a 2027, el objetivo de 100 mil barriles diarios simboliza mucho más que una cifra de producción. Representa el resultado de una estrategia que combina disciplina en las inversiones, visión regional para el gas y un compromiso de largo plazo con Vaca Muerta.

“Estamos convencidos de que tomamos el camino correcto. En poco tiempo Pluspetrol será una compañía de otra escala, preparada para competir a nivel global”, aseveró Escuder.

Aconcagua Energía y un proyecto para impulsar la producción petrolera

Aconcagua Energía traza un nuevo camino en la industria hidrocarburífera. La compañía reestructuró su deuda y renovó su cúpula directiva para establecer una brújula de sus proyectos.

En este sentido, el nuevo CEO de Aconcagua Energía, Pablo Iuliano; el CFO, Diego Celaa; el gerente de Operaciones, Andrés Ponce y Fernando Biscardi, gerente de Laborales Corporativo, se reunieron con secretario general del Sindicato de Petroleros Jerárquicos de Cuyo, Julián Matamala, y el secretario gremial, Sebastián Aguilar, para definir la estrategia de crecimiento en los yacimientos de Chañares Herrados, Puesto Pozo Cercado y Atuel Norte.

Durante la reunión, se abordaron puntos estratégicos enfocados en optimizar la actividad operativa, garantizar la continuidad laboral y fortalecer la inversión en la zona. El objetivo es alcanzar mayores niveles de eficiencia y productividad en los yacimientos y por sobre todas las cosas asegurar la sostenibilidad de las operaciones.

Un compromiso renovado

El equipo directivo estableció una hoja de ruta conjunta que prioriza el crecimiento sostenido, la seguridad de las operaciones y el compromiso con el desarrollo regional. Asimismo, los directivos destacaron que estos yacimientos son un pilar fundamental para el futuro energético y económico de la compañía.

“Este diálogo refleja el compromiso de Aconcagua Energía de trabajar de manera coordinada entre sus áreas de dirección, finanzas y operaciones. La colaboración estratégica entre el Sindicato de Personal Jerárquico Petrolero de Cuyo y Iuliano, Celaa, Ponce y Biscardi demuestra la visión de la empresa de lograr un desarrollo equilibrado que beneficie a la industria y a los trabajadores vinculados a la actividad”, subrayaron desde Petroleros de Cuyo.

El objetivo shale de Aconcagua Energía

Hay que recordar que las autoridades de la compañía también se reunieron el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, y la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre.

Allí, el nuevo CEO de la compañía comunicó que el plan de Aconcagua Energía se basará en explorar el potencial de la lengua mendocina de Vaca Muerta. El proyecto estará centrado en el bloque Payún Oeste, ubicado en Malargüe, donde tenía previsto invertir 8 millones de dólares en los próximos diez años, de los cuales 7 millones se ejecutarán en los primeros cinco.

El plan de trabajo ─contempla la reactivación de pozos inactivos, estudios geológicos avanzados, la perforación de un nuevo pozo, la instalación de infraestructura de superficie y el saneamiento de pasivos ambientales─ se mantendrá tal como fue planificado.

Se trata de un bloque que llevaba más de una década sin actividad y cuya puesta en valor aportará producción incremental, generación de empleo y nuevas regalías para la Provincia.

Payún Oeste presenta un potencial no convencional validado por estudios provinciales, con parámetros de calidad de roca favorables para proyectos de ese tipo.

Además de Payún Oeste, Aconcagua Energía opera en Mendoza las áreas Chañares Herrados, Puesto Pozo Cercado Oriental, Atuel Norte Explotación y Confluencia Sur, lo que representa más de 130 millones de dólares comprometidos en proyectos de oil and gas (petróleo y gas) donde han sobrecumplido los montos de inversión.

No todo es Vaca Muerta: Neuquén quiere reactivar la mina de Andacollo

El precio del oro superó los US$ 3.500 por onza en los primeros días de septiembre y acumula más de 30% de suba en lo que va del año. Este contexto global reaviva la ambición minera en Neuquén, donde el gobierno y la Corporación Minera Neuquina (Cormine) ponen la mira en la mina de Andacollo, ubicada en el norte de la provincia.

El titular de Cormine, Mariano Brillo, destacó que la explotación aurífera es “absolutamente rentable” y que el interés internacional por este yacimiento es “extraordinario”. La mina, con una extensión de 50.000 hectáreas, fue trabajada en apenas un 10-15% de su capacidad, dejando margen para nuevas inversiones.

Sin embargo, la concesionaria actual, Trident Southern Explorations, atraviesa un concurso preventivo en Buenos Aires y se encuentra al borde de la quiebra por incumplimiento de contratos. Frente a esta situación, la provincia busca rescindir la concesión y abrir una licitación pública nacional e internacional que garantice la llegada de empresas con capacidad técnica y financiera.

El plan de oro de Neuquén

El esquema de reactivación prevé que tanto la extracción como el procesamiento del mineral se realicen dentro de Neuquén. Brillo remarcó que en el pasado el oro se enviaba a Chile o Perú para su procesamiento, lo que reducía el beneficio económico provincial.

Hoy, mientras avanza la resolución judicial del concurso, Cormine sostiene las instalaciones junto a trabajadores locales y la Asociación Obrera Minera Argentina (AOMA). Aunque no hay producción activa, estas tareas son clave para resguardar el valor del yacimiento y evitar daños ambientales.

La vuelta a la actividad minera en Andacollo promete empleo, inversión y desarrollo regional en una zona con escasas oportunidades laborales. Brillo además mencionó que, junto al oro, existen expectativas sobre proyectos en el norte neuquino y el sur mendocino vinculados al potasio.

Retiro de YPF en Mendoza: el Gobierno cambia de rumbo tras las alertas sindicales

La reciente noticia sobre el retiro definitivo de YPF de las áreas convencionales en Mendoza y la declaración del gobernador Alfredo Cornejo, quien ha manifestado que “no seremos tan ingenuos” en esta nueva fase de transferencia de concesiones, no hace más que confirmar lo que el Sindicato de Jerárquicos del Petróleo de Cuyo viene advirtiendo desde hace meses: es necesaria una intervención activa del Estado Provincial en las licitaciones de áreas maduras, con el foco puesto sobre los riesgos de despidos, abandono ambiental y falta de inversión. Pedidos que, hasta ahora, cayeron en oídos sordos.

El sindicato de Jerárquicos del Petróleo de Cuyo ha insistido en que la transferencia de áreas de YPF a operadoras privadas, como ocurrió en el Plan Andes en su primera etapa, se realizó sin controles suficientes, generando una “ingenuidad” que el propio gobernador reconoció en su reunión con el CEO Horacio Marín, en el Club del Petróleo.

La posición de Mendoza

Ahora, el gobierno provincial con su declaración pública da a entender que habrá una supervisión más estricta en las nuevas licitaciones de 15 áreas hidrocarburíferas previstas para 2025, bajo un modelo de “licitación continua”.

Esta postura genera un cauto optimismo en el sindicato de Jerárquicos que ven en la intervención estatal una oportunidad para corregir errores del pasado, aunque lamentan la tardanza de la reacción.

“Desde hace tiempo venimos advirtiendo que el petróleo es un recurso estratégico de Mendoza y que el Estado Provincial debía garantizar la continuidad laboral y la sostenibilidad ambiental en estas concesiones. Ahora, el Gobierno parece tomar cartas en el asunto”, señaló el Secretario General Julián Matamala y agregó: “Este sindicato siempre pidió que las nuevas licitaciones prioricen planes de inversión sólidos, estabilidad laboral y fiscalización ambiental, demandas que históricamente no fueron escuchadas”.

Ganancias es uno de los temas que más preocupa a los sindicatos.

El foco shale de YPF

El retiro de YPF, que se enfocará en Vaca Muerta y en dos áreas no convencionales en Mendoza, deja un vacío que nuevas operadoras deberán llenar. La provincia enfrenta el desafío de transitar hacia “un modelo menos dependiente de YPF”, pero con infraestructura limitada y empresas de menor escala.

La promesa del Gobierno de Mendoza de no repetir los errores del pasado y supervisar de cerca las licitaciones es un paso adelante, pero el sindicato de Petroleros Jerárquicos de Cuyo insiste: la intervención estatal debe ser efectiva y sostenida para proteger los intereses la industria petrolera de Mendoza y la de sus trabajadores.

Esta nueva postura del Poder Ejecutivo se valora desde el punto de vista que, no solo protege las futuras concesiones, sino que fundamentalmente, garantiza la estabilidad y la proyección laboral de miles de familias petroleras mendocinas.

Desde el Sindicato de Petroleros Jerárquicos de Cuyo, reafirman el compromiso de seguir siendo la voz de los trabajadores y el actor clave en la defensa de una industria que, con la inversión correcta, tiene un futuro prometedor.

Tras la quiebra de President Petroleum: la compañía que apuesta a invertir en Río Negro

La quiebra de President Petroleum sembró una serie de interrogantes en la actividad hidrocarburífera de Río Negro. Con áreas clave en la provincia y también en Salta, la empresa no pudo sostener su estructura financiera y judicialmente se oficializó su salida del mercado, lo que abrió dudas sobre el futuro de esas concesiones.

En este escenario, Petróleos Sudamericanos se erige como un actor central. La compañía, con más de 30 años de trayectoria en exploración y producción de hidrocarburos en Argentina, Ecuador y Colombia, reafirmó su compromiso con Río Negro, donde recibió la extensión por diez años de las concesiones que opera en la Cuenca Neuquina. El decreto fue ratificado por la Legislatura provincial en marzo de 2025 y constituye una señal de confianza mutua entre la empresa y la provincia.

La compañía busca consolidar su presencia en la región a partir de un modelo de negocios enfocado en recuperación de campos maduros, eficiencia operativa y tecnología aplicada. Además, ha logrado abrir mercados externos, exportando el 39% de su producción de crudo en el primer semestre de 2025, accediendo a precios internacionales más favorables que los locales

Operaciones en crecimiento

La apuesta de Petróleos Sudamericanos por Río Negro no es aislada. La compañía viene de protagonizar un take over en Mendoza, donde incorporó seis áreas (Barrancas, Mesa Verde, Vizcacheras, Río Tunuyán, La Ventana y Ceferino), operación que incrementó de forma exponencial sus reservas y volumen productivo.

En Río Negro, la compañía realizó durante el último año una campaña de reparación de pozos para incrementar la producción y avanzar con el cumplimiento de sus compromisos de inversión. También ejecutó obras de infraestructura destinadas a mejorar la eficiencia operativa y de costos, tanto en Neuquén como en la propia provincia rionegrina.

La empresa no sólo consolida sus activos, sino que también refleja una fortaleza financiera destacada. Al cierre del primer semestre de 2025, informó una ganancia integral de más de 55.400 millones de pesos, casi cuatro veces superior al resultado obtenido en el mismo período de 2024. La producción también mostró un salto importante: pasó de 688.959 barriles equivalentes en 2024 a 1.748.482 en 2025.

Mientras President Petroleum quedó atrapada en un cuadro de deudas impagas y conflictos operativos que derivaron en la pérdida de sus concesiones, Petróleos Sudamericanos avanza con inversiones que apuntalan su posición en la industria.

Hay confianza en Río Negro

El respaldo político e institucional de la provincia a Petróleos Sudamericanos aparece como un factor clave en el actual escenario. La ratificación legislativa de las concesiones da previsibilidad y marca una diferencia frente a los problemas de otras operadoras.

La compañía, por su parte, ya anticipó que continuará invirtiendo en Río Negro, Neuquén y Mendoza, y que evalúa además nuevos negocios vinculados tanto a petróleo y gas como a energías renovables. La compañía también ve una oportunidad estratégica en el mercado exportador, impulsado por la demanda internacional del crudo Medanito.

El contexto nacional plantea desafíos: la regulación de precios internos, la inflación y la presión salarial afectan la estructura de costos. Sin embargo, el acceso a mercados externos y las perspectivas de mayor capacidad de transporte a partir de la ampliación de Oleoductos del Valle (Oldelval) y el desarrollo del Gasoducto Vaca Muerta abren nuevas posibilidades para el crecimiento del sector.

Compañía Mega firmó un contrato con YPF Luz para abastecer sus operaciones con energía renovable

Compañía Mega, la mayor exportadora de NGL (líquidos del gas natural) de Argentina y referente en el procesamiento de gas natural de Vaca Muerta, firmó un acuerdo estratégico con YPF Luz, líder en generación de energía eléctrica, para abastecer el 100% de sus plantas con energía proveniente de fuentes renovables.

La alianza fue formalizada por Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega, y Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, tras un proceso licitatorio abierto y competitivo.

Este acuerdo, enmarcado en un contrato de tipo PPA (Power Purchase Agreement) aporta 100.800 MWh/año y permitirá a Mega cubrir la totalidad de su demanda eléctrica durante los próximos cinco años, lo que equivale al consumo anual de más de 27.300 hogares argentinos.

La disminución en emisiones de CO2 está estimada en 44.352 toneladas emitidas al año. La energía será provista desde el Parque Eólico CASA, en Olavarría, y el Parque Solar El Quemado, ubicado en Mendoza, que será uno de los desarrollos renovables de mayor capacidad instalada de Argentina.

“Este acuerdo con YPF Luz representa un paso clave en la estrategia del negocio y la visión de largo plazo de Mega. De esta forma, logramos el abastecimiento estratégico de energía renovable que nos permite continuar afianzando nuestro camino de crecimiento y excelencia operacional con más tecnología y más inversiones. Con esta iniciativa, Mega refuerza su compromiso con el desarrollo sostenible, la eficiencia energética y la innovación, consolidando su liderazgo en la industria energética argentina” destacó Tomás Córdoba, Gerente General de Compañía Mega.

“Nos enorgullece que un cliente como MEGA elija a YPF Luz para abastecer su consumo eléctrico con fuentes renovables, que se obtienen a partir de los excelentes recursos naturales con los que cuenta el país. Nuestra compañía lidera el market share de venta de energía renovable a clientes industriales, gracias a una amplia cartera de empresas que confían en nuestra excelencia operativa, y ven el abastecimiento de fuentes renovables como una opción costo-eficiente”, expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.

Genneia pone en marcha un nuevo parque solar en Mendoza

Genneia anunció la entrada en operación comercial del Parque Solar Anchoris, situado en la localidad de Luján de Cuyo, provincia de Mendoza. Se trata del segundo proyecto solar que entra en funcionamiento en esta provincia. Su producción estará destinada a abastecer la demanda de grandes usuarios industriales en el marco del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

Con una inversión de 160 millones de dólares, el parque cuenta con una capacidad instalada de 180 MW y está equipado con 360.000 módulos solares bifaciales de última generación, incorporando soluciones tecnológicas que representan un salto de innovación para la región.

El proyecto tendrá un impacto directo en la comunidad, ya que se estima una generación anual de 497.000 MWh de energía renovable, equivalente al consumo de 125.000 hogares. Además, se estima que evitará la emisión de más de 220.000 toneladas de dióxido de carbono.

Durante la construcción de Anchoris se emplearon más de 350 personas en su pico máximo de actividad, consolidando su rol como motor de desarrollo local, generación de empleo y promoción de capacidades técnicas vinculadas a la innovación en energías renovables.

El poder de Genneia

“Estamos muy orgullosos de poner en operación comercial el Parque Solar Anchoris, un proyecto que refleja nuestro compromiso con la diversificación de la matriz energética, la innovación y el desarrollo sustentable de Mendoza y de todo el país. Este parque estará destinado a abastecer de energía eficiente y competitiva a clientes corporativos de todos los sectores de la economía”;, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

Junto con sus cuatro parques solares ya operativos en la región –Ullum I, II y III, Sierras de Ullum, Tocota III y Malargüe I– y el nuevo Anchoris, Genneia totaliza ahora 490 MW solares en la zona de Cuyo. Esta capacidad operativa seguirá creciendo hasta alcanzar los casi 800 MW para 2026, gracias al avance de la construcción del proyecto solar San Rafael en Mendoza (180 MW) y del proyecto San Juan Sur en San Juan (130 MW).

En el marco del plan de inversiones de los últimos cinco años (2022-2026), Genneia alcanzará una inversión total cercana a los 900 millones de dólares. Entre sus proyectos estratégicos se destacan el parque eólico La Elbita en Buenos Aires y los desarrollos solares Sierras de Ullum, Tocota III y San Juan Sur en la provincia de San Juan, así como Malargüe I, San Rafael y Anchoris en Mendoza. Estas iniciativas refuerzan el compromiso de la compañía con la generación de nueva energía para el sistema.

Para 2026, Genneia habrá superado los 1,7 GW de capacidad instalada en energías renovables, consolidando su posición como líder indiscutido del sector en Argentina.