La venta de combustibles todavía no recupera los niveles de 2023

El consumo de combustibles al público volvió a mostrar signos positivos en junio. Las ventas de naftas y gasoil en estaciones de servicio crecieron 3,33% respecto del mismo mes del año pasado, según los datos oficiales de la Secretaría de Energía. Se trata del cuarto mes consecutivo con subas interanuales, en un contexto en el que las petroleras impulsan promociones, descuentos con billeteras virtuales y programas de fidelización para sostener la demanda.

Según datos procesados por el sitio Surtidores, aunque el volumen total comercializado fue inferior al de mayo, esa caída mensual del 1,4% responde principalmente a un ajuste técnico, ya que junio tiene un día menos que mayo. Corregida esa diferencia, el consumo diario promedio se mantuvo estable, lo que refuerza la percepción de una demanda que se estabiliza con una leve tendencia positiva.

Las Premium lideran

En total, durante junio se vendieron 1.357.067 metros cúbicos de combustibles líquidos al público, frente a los 1.313.239 del mismo mes de 2024. Las naftas mostraron una mejora interanual del 5,01%, mientras que el gasoil avanzó 1,29%. El crecimiento fue liderado por los productos Premium: las naftas de alto octanaje crecieron 16,62% y el gasoil Premium 13,43%, lo que sugiere que un segmento del mercado busca mayor rendimiento, mejor cuidado del motor y beneficios asociados a programas de fidelidad.

En contraste, el diésel Grado 2 —de mayor uso en actividades productivas y rurales— registró una nueva caída del 4,63%, consolidando su tendencia descendente en los últimos meses.

YPF comenzará a bajar la nafta durante la madrugada.

YPF mantiene su liderazgo

El desempeño por empresa mostró comportamientos dispares. YPF, que domina más del 50% del mercado de combustibles, incrementó sus ventas 6,62% interanual. Su crecimiento estuvo impulsado por su amplia red de estaciones y una política de precios competitivos. Dapsa fue la compañía que más creció porcentualmente, con una mejora del 19,37%, seguida por Gulf (11%), Puma (5,99%) y Shell (0,21%). En cambio, Axion Energy registró una leve baja del 0,46%.

Desde el portal especializado Surtidores destacaron que los aumentos están estrechamente vinculados a las promociones y estrategias comerciales lanzadas para sostener el consumo en un escenario de pérdida de poder adquisitivo.

El panorama de los combustibles

El repunte del consumo no fue homogéneo en todo el país. La provincia de Buenos Aires (+11,49%) y San Juan (+11,36%) lideraron el crecimiento interanual, con subas muy por encima del promedio nacional. En el extremo opuesto, Tucumán (-11,59%), La Rioja (-11,53%) y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (-9,41%) fueron las jurisdicciones con mayores caídas, lo que refleja diferencias significativas en la actividad económica y la movilidad regional.

En la comparación acumulada del primer semestre de 2025, el consumo general de combustibles fue apenas 0,86% superior al mismo período de 2024. No obstante, si se toma como referencia el primer semestre de 2023, la caída es notoria: -8,54%. Esto deja en evidencia que, pese a las señales de recuperación, el mercado aún arrastra un rezago importante respecto de los niveles de consumo prepandemia y de los picos de actividad registrados hace dos años.

El litio impulsaría un récord histórico en las exportaciones mineras

El sector minero argentino podría registrar en 2025 su mayor volumen de exportaciones medidas en valores nominales. Así lo anticiparon la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) y la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR), que proyectan un crecimiento del 14% interanual impulsado principalmente por el litio, el oro y la plata.

La estimación surge del último Informe Productivo de la Minería Argentina elaborado por CAEM, que analiza las perspectivas de producción de las principales compañías del sector. De cumplirse el escenario proyectado, el país alcanzaría una producción superior a 1,1 millones de onzas de oro, más de 19,6 millones de onzas de plata y cerca de 130.000 toneladas de carbonato de litio equivalente (LCE) en 2025.

Según el estudio, el 81% de las exportaciones mineras se concentra actualmente en el oro y la plata. Sin embargo, se advierte que muchos de los principales yacimientos llevan décadas en operación y enfrentan una merma sostenida en sus niveles de producción desde 2020. Esta baja de volúmenes se ha compensado hasta ahora con un incremento en los precios internacionales, aunque las entidades alertan que cualquier retroceso en las cotizaciones podría poner en riesgo la continuidad de ciertas operaciones.

El informe considera un escenario moderado, con un cumplimiento del 85% de los volúmenes estimados y estabilidad en los precios de referencia: US$ 3.300 por onza de oro, US$ 32 por onza de plata y US$ 8.500 por tonelada de litio LCE. Estos valores se alinean con proyecciones del Banco Mundial y el CME Group, y son monitoreados también por la Secretaría de Minería de la Nación.

El DLE comienza a ganar terreno en el litio.

El litio, un motor exportador

Además de augurar un nuevo récord en términos nominales, CAEM y la BCR destacaron que 2025 marcaría el quinto año consecutivo de crecimiento de las exportaciones mineras. En particular, subrayaron el “récord productivo del litio argentino”, con una proyección de crecimiento del 75% interanual, en línea con las ampliaciones de capacidad que se están concretando en distintos proyectos.

Durante el primer semestre de 2025, el crecimiento interanual ya supera el 30%, lo que refuerza las expectativas para el cierre del año. El dinamismo del sector se apoya no solo en los minerales tradicionales, sino también en las crecientes inversiones en exploración y construcción de proyectos de cobre, con los que Argentina busca sumar un nuevo complejo exportador en el mediano plazo.

Desde las entidades remarcaron que el escenario previsto combina oportunidades de expansión con desafíos estructurales. Entre ellos se mencionan los altos costos operativos, la necesidad de mejorar la infraestructura logística y energética, y la incertidumbre regulatoria. Aun así, destacan que la minería tiene potencial para consolidarse como un motor estratégico del comercio exterior argentino.

“El 2025 espera consolidarse como un nuevo año de crecimiento exportador en valor”, afirmaron desde CAEM y la BCR, aunque advirtieron que mantener la competitividad requerirá estabilidad macroeconómica, reglas claras y acceso fluido a insumos y divisas.

La Patagonia y el desafío de liderar el mercado del hidrógeno

En un contexto internacional marcado por tensiones políticas y cambios en las prioridades energéticas, la Patagonia argentina emerge como una región clave para el desarrollo del hidrógeno verde. Durante el Foro de Hidrógeno AHK – Edición Patagonia, el consultor en energía y miembro de TES (Transición Energética Sostenible), Ezequiel Cufré, analizó los factores que redefinen la agenda energética global y planteó la necesidad de consolidar una estrategia de competitividad exportadora.

Según Cufré, el regreso de Donald Trump a la presidencia de Estados Unidos reactivó las políticas a favor de los combustibles fósiles, ralentizando los avances hacia la descarbonización. “La polarización entre la agenda fósil y la verde se profundiza. Estas tensiones son discusiones de mercado que afectarán el ritmo de la transición energética”, explicó.

El consultor señaló que, si bien Europa mantiene objetivos de desfosilización, los avances son limitados. “Hoy Europa apenas alcanza un 10% de su meta de reducción de emisiones para 2030”, advirtió. En este contexto, propuso aprovechar la “ventana de oportunidad” que ofrece el gas como energía de transición antes de que la agenda verde retome impulso en los próximos años.

La Patagonia frente a una oportunidad histórica

En cuanto al papel de Argentina, Cufré fue claro: la Patagonia posee las condiciones naturales para convertirse en un polo estratégico de producción de hidrógeno verde. “Debemos ser inteligentes para aprovechar este tiempo y construir una hoja de ruta sólida. El Proyecto Gaucho en Santa Cruz es un primer paso hacia esa dirección”, afirmó.

El especialista también destacó la experiencia de Chile como modelo a seguir. “Chile ha logrado posicionarse como un referente en hidrógeno verde, priorizando una matriz energética barata y competitiva”, señaló. Para Cufré, el desafío argentino radica en resolver las limitaciones logísticas que separan los centros de producción de los grandes mercados de consumo, y en diseñar una estrategia de exportación que maximice el valor agregado regional.

Con vastos recursos naturales, capacidad productiva y el impulso de nuevos proyectos, la Patagonia se prepara para jugar un rol central en el mapa energético del futuro. Pero el éxito dependerá de la capacidad de anticiparse a los cambios de escenario y de construir una infraestructura que permita escalar rápidamente su oferta al mercado global.

Shell apuesta al proyecto Crux para seguir dominando el mercado del GNL

Shell obtuvo la aprobación ambiental para su plan de instalación y puesta en marcha en frío del campo de gas Crux. La autorización proviene de la Autoridad Nacional de Seguridad y Gestión Ambiental del Petróleo Offshore (NOPSEMA), lo que marca un paso clave en el desarrollo del proyecto ubicado en la Cuenca Browse, a 190 km de la costa noroeste de Australia.

El proyecto Crux, aprobado en mayo de 2022, está ubicado en aguas comunes en la Cuenca Browse, a unos 620 km al noreste de Broome. Con una profundidad de aproximadamente 165 metros, el desarrollo es liderado por Shell en asociación con SGH Energy. La primera autorización ambiental se otorgó en 2020 con la aprobación del Proyecto Offshore Crux (OPP).

El desarrollo de Crux

La reciente aprobación ambiental del 5 de marzo de 2025 permite a Shell avanzar con la instalación de la infraestructura del proyecto, que incluirá el gasoducto de exportación, subestructuras y plataformas, así como actividades de puesta en marcha en frío. Estas actividades se llevarán a cabo en la licencia de producción AC/L10 y en las licencias de gasoductos WA-33-PL y AC/PL1.

El cronograma prevé que los trabajos comiencen en 2025 y se extiendan hasta la segunda mitad de 2027. La duración del proyecto dependerá de la disponibilidad de embarcaciones, eficiencia operativa y condiciones climáticas. Se espera que las actividades se desarrollen en varias fases, con trabajos de instalación y puesta en marcha que duren aproximadamente tres años.

La infraestructura incluirá una plataforma operada de manera remota desde Prelude y conectada mediante un gasoducto de exportación de 160 km. Se perforarán inicialmente cinco pozos, y la plataforma permitirá la transferencia de gas hacia la planta flotante Prelude FLNG para su procesamiento y licuefacción.

 

 

Impacto y perspectivas del proyecto

El gas extraído del yacimiento Crux servirá como fuente de gas de relleno para la instalación Prelude FLNG. Se estima que la capacidad de suministro alcanzará los 550 millones de pies cúbicos estándares de gas por día. Este suministro contribuirá significativamente a la producción de gas natural licuado (GNL) en la región.

Además, Shell implementará un plan de inspección, mantenimiento y reparación (IMR) para la infraestructura instalada. Aunque se ha diseñado para minimizar la necesidad de intervenciones, factores como interacciones de terceros o ciclones severos podrían requerir mantenimiento adicional. Durante el periodo de preservación, que durará aproximadamente dos años, se garantizará la integridad de la infraestructura antes de la producción a gran escala.

Los trabajos incluyen la instalación del gasoducto de exportación en un período estimado de cinco meses, la instalación de la conexión flexible y el umbilical en seis semanas, y la instalación de la subestructura de Crux en un período de tres meses. Además, la instalación de las plataformas tomará aproximadamente seis meses, mientras que las modificaciones en Prelude y las actividades de conexión y puesta en marcha en frío se extenderán por cerca de dos años.

La clave de Shell

Cada una de estas actividades se ejecutará las 24 horas del día, los siete días de la semana, considerando los requerimientos operacionales y de seguridad. Shell destaca que la planificación del proyecto ha considerado todos los escenarios posibles para garantizar su viabilidad en cualquier época del año.

Como parte de su estrategia de optimización operativa, Shell ha adoptado software basado en la nube para la gestión de datos y activos en proyectos como Crux. Este enfoque busca mejorar la eficiencia en la administración de infraestructuras complejas y asegurar un desempeño óptimo a largo plazo.

El gasoducto y las modificaciones en Prelude permitirán iniciar la producción en 2027, consolidando a Shell como un actor clave en la industria del gas natural licuado en Australia y fortaleciendo su presencia en el mercado energético global

Tight gas: la mirada sobre el otro no convencional

¿Cómo arrancó la actividad gasífera en Vaca Muerta? ¿Quién marcó el pulso del gas en la Cuenca Neuquina? Las respuestas para esas preguntas y muchas más están en el tight. La historia marca que en el 2006 se comenzó a explorar este segmento, pero tuvieron que pasar siete años para que la producción comenzará a crecer considerablemente.

Fue recién en 2016 cuando se dio el punto de inflexión cuando los pozos horizontales comenzaron a ser una cotidianidad en Vaca Muerta. Dos años más tarde comenzaría el reinado del shale de la mano de la Resolución 46.

Resurgimiento y caída del tight

Sin embargo, el tight volvió a aparecer en escena en 2020. La excusa fue el lanzamiento del Plan Gas.Ar donde las compañías salieron rápidamente a buscar gas para cumplir con los compromisos asumidos. La infraestructura disponible y la producción a la mano fue el combo perfecto para las compañías.

El programa de incentivos del Gobierno nacional permitió que el tight volviera a ser considerado y que la producción gasífera de las compañías se viera impulsado. El mejor fue YPF que, en el 2020, duplicó su producción en tres meses. Pero la actividad del tight fue quedándose con el paso del tiempo.

El shale le ganó la pulseada cuando apareció Fortín de Piedra. Los obstáculos fueron superados y el no convencional encontró su manera de reconvertirse. Si bien los pozos de tight son considerados más “económicos”, el rendimiento del shale es sumamente más rentable para las compañías.

En números

La producción total de gas en Argentina alcanzó los 125 MMm3/d en diciembre de 2024, registrando una caída de 2 MMm3/d respecto a noviembre. En términos anuales, el gas convencional y el tight gas descendieron un 6% y un 7%, respectivamente, mientras que el shale gas creció un 20%.

Según el informe de Aleph Energy, el tight gas sigue perdiendo participación en la producción total de gas del país. En diciembre de 2024, su producción fue de 14.4 MMm3/d, consolidando una caída del 7% interanual. Entre las áreas más afectadas figuran Sierra Chata (-33%), Loma La Lata (-27%) y Estación Fernández Oro (-19%).

El tight gas tuvo un crecimiento sostenido hasta 2018. Sin embargo, el giro de las inversiones hacia el shale gas, debido a su mayor rendimiento y mejores incentivos, ha generado un declive constante en su producción. Esta tendencia se ha profundizado en los últimos años.

YPF, Pampa Energía y CGC concentran el 81% de la producción total de tight gas en Argentina. En general, se observa una caída en la producción de la mayoría de los operadores, con la excepción de CGC, que mantiene crecimiento en los bloques Campo Indio Este y Cañadón Seco.

Las razones

Por otro lado, la producción de shale gas ha experimentado un crecimiento notable, especialmente tras la pandemia. En diciembre de 2024, la producción alcanzó los 6.13 MMm3/d, con un incremento del 20% en el último año móvil.

El crecimiento del shale gas ha sido impulsado por mejoras en infraestructura. En agosto de 2023 se completó la Fase I del Gasoducto Néstor Kirchner, aumentando la capacidad de transporte de gas en la Cuenca Neuquina en 11 MMm3/d. En 2024, las compresiones de Tratayén y Saliqueló añadieron 10 MMm3/d adicionales.

El auge del shale gas y la constante caída del tight gas reflejan el cambio de tendencia en la producción de hidrocarburos en Argentina. La infraestructura y las inversiones continúan favoreciendo al shale, consolidando su predominio en el sector energético del país.

YPF consiguió 198 millones de dólares en el mercado

YPF anunció los resultados de la reciente emisión de sus Obligaciones Negociables (ON) de Clases XXXV y XXXVI, logrando una respuesta positiva del mercado y consolidando su posición en el sector financiero. Con una oferta pública total de hasta 100 millones de dólares, ampliable según la demanda, la colocación despertó gran interés entre los inversores.

La Clase XXXV, con un plazo de 24 meses, obtuvo 7.062 órdenes de inversores, alcanzando un total de 143,5 millones de dólares en ofertas. Sin embargo, el monto final emitido fue de 139,8 millones, con una tasa de interés nominal anual del 6,25%. El pago de intereses se realizará de manera trimestral, comenzando el 27 de mayo de 2025, y la amortización se efectuará en un solo pago el 27 de febrero de 2027.

Por otro lado, la Clase XXXVI, con un vencimiento más corto de 6 meses, recibió 161 órdenes por un total de 77,2 millones de dólares, de los cuales se adjudicaron finalmente 58,9 millones. La tasa de interés establecida fue del 3,50% nominal anual, con pago único de intereses y amortización el 27 de agosto de 2025.

El compromiso de YPF

El régimen de “Emisor Frecuente” bajo el cual opera YPF ha sido clave para la exitosa colocación de estos instrumentos financieros. La Comisión Nacional de Valores (CNV) y el Mercado Abierto Electrónico (MAE) validaron el cumplimiento de los requisitos de información de la emisión, lo que generó confianza en el mercado.

El elevado nivel de demanda superó la oferta inicial, demostrando el atractivo de estos instrumentos financieros para los inversores que buscan rentabilidad en un entorno desafiante. La asignación final refleja la preferencia por instrumentos en dólares dentro del mercado local, sin necesidad de recurrir a inversores internacionales.

La fuerte demanda por estas ON refleja la confianza de los inversores en la solidez financiera de YPF y en su capacidad de pago. Esta emisión le permite a la compañía obtener financiamiento en dólares dentro del mercado local, mitigando la necesidad de recurrir a mercados internacionales en un contexto de volatilidad.

El desempeño de YPF en el mercado de capitales es una señal positiva para la economía argentina, ya que demuestra que las grandes empresas pueden captar financiamiento localmente, brindando estabilidad al sector financiero.

PCR obtuvo una alta demanda y logró US$ 65 millones en el mercado

Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A. (PCR) anunció con éxito la colocación de sus Obligaciones Negociables (ON) Clase S, alcanzando el monto máximo autorizado de 65 millones de dólares. La demanda superó las expectativas, con ofertas por más de 79,4 millones de dólares, reflejando el fuerte interés de los inversores en la propuesta de la compañía.

La emisión, realizada bajo el régimen de Emisor Frecuente, se estructuró con una tasa de interés fija del 8% y un plazo de 72 meses, con vencimiento programado para el 17 de febrero de 2031. Este financiamiento permitirá a PCR continuar con sus proyectos estratégicos y fortalecer su posición en el sector petroquímico y energético.

Detalles de la emisión

El proceso de licitación pública contó con una alta participación, alcanzando un total de 9.945 ofertas. La tasa del 8% fijada para estas ON se considera competitiva dentro del mercado de deuda corporativa en Argentina, consolidando la confianza de los inversores en la empresa.

Entre los agentes colocadores de la emisión se destacaron Banco Galicia, Balanz Capital y Banco Santander Argentina, tres de las principales entidades del sector financiero. Su participación aseguró una colocación eficiente y una amplia difusión entre distintos tipos de inversores, incluyendo institucionales y minoristas.

El precio de emisión fue del 100% del valor nominal, lo que indica que la oferta pública fue bien recibida y no requirió descuentos adicionales para su colocación. Además, se estableció un factor de prorrateo del 92,94%, lo que significa que no todas las ofertas pudieron ser completamente adjudicadas debido a la alta demanda.

Cronograma de pagos de PCR

Los intereses de estas Obligaciones Negociables serán abonados semestralmente, con pagos programados cada 17 de febrero y 17 de agosto, comenzando en 2025 hasta la fecha de vencimiento en 2031. En cuanto a la amortización del capital, el pago se realizará en un único desembolso final, asegurando así la estabilidad del flujo financiero de la empresa y sus inversores.

El anillo gasífero del Cono Sur y cómo analiza TGN llevar el gas de Vaca Muerta a Brasil

TGN tiene un rol histórico en el desarrollo de gasoductos en la región. En los años noventa, la compañía participó activamente en proyectos binacionales y hoy retoma ese espíritu para aprovechar las oportunidades que ofrece el gas de Vaca Muerta.

En el marco de la AOG Patagonia 2024, Daniel Ridelener, CEO de TGN, analizó el potencial de crecimiento en las exportaciones de gas natural de Argentina, señalando un contexto favorable para aprovechar los recursos de la formación no convencional de la Cuenca Neuquina en los mercados regionales de Chile y Brasil.

Uno de los ductos que se aprovecha es GasAndes, que transporta entre 3 y 5 millones de metros cúbicos de gas por día hacia Chile. Aunque el contexto energético de Chile ha cambiado debido a su rápido avance en energías renovables, Ridelener confía en que aún existe una demanda significativa que podría aumentar en los meses de verano.

“GasAndes llegó a transportar casi 10 millones de metros cúbicos con capacidad dedicada al sur de Mendoza, donde doblas a la izquierda y vas por GasAndes a Santiago. De esos 10 millones, 5 hicimos ampliaciones y los llevamos a otros mercados dentro del país. Pero quedan 5 millones de capacidad exclusivos en La Mora, que son los que se están usando”, explicó el directivo.

“Adicionalmente, por la estacionalidad que presenta el mercado argentino sobre todo en la zona de Cuyo, hay otros 3 o 4 millones que, en el verano pasado, la zona de Santiago llegó a consumir casi 9 millones de metros cúbicos día. Con lo cual, tenés 5 millones firmes que están disponibles y hasta 8 o 10 en meses de verano. Y si hubiese más necesidad, es una zona que se puede expandir”, añadió.

Llegar a Brasil: la mirada de TGN

El mercado brasileño es la gran obsesión de la industria hidrocarburífera. La demanda en el sur del gigante sudamericano podría ser de 4 a 5 millones de metros cúbicos por día. Sin embargo, al conectar con el sistema de gas de Brasil (TBG), Argentina tendría acceso a mercados más amplios en Santa Catarina, Paraná y hasta en San Pablo mediante acuerdos de intercambio o swap.

“Ese es un camino para llegar a San Pablo. Es un camino donde hay una demanda de Brasil de 10 o 12 millones (de metros cúbicos día). Tenés el camino vía Bolivia, donde la conexión y los ductos están. No hay que hacer casi nada. Una vez que llegamos a Campo Durán, es muy fácil transportar en Bolivia y Brasil, salvo el factor precio que Bolivia quiera poner al gas argentino”, aseveró Ridelener poniendo el foco en las condiciones que podría llegar a poner el país andino.

El tercer camino que se presenta a través de Paraguay. “El gobierno y las empresas paraguayas quisieran construir un ducto paralelo al Corredor Bioceánico. No es un proyecto poco ambicioso, al contrario, es un ducto de 900 kilómetros, llega directamente a Brasil sin tocar Bolivia”, afirmó el CEO de TGN.

Ridelener no descartó ninguna de las tres vías: Bolivia, Paraguay o cerrar y construir el Uruguayana-Porto Alegre. “Hoy los tres están bajo análisis”, consideró.

Los plazos

Sobre los tiempos, el directivo sostuvo que los plazos de los proyectos los marca el timing de la construcción de plantas compresoras. “Hoy con la experiencia que hemos visto de construcción del GNK y otros ductos, creemos que 2 años o 3 años, es un plazo máximo para poder llegar a un conducto nuevo de la envergadura del que mencionaba. Además, tenemos que pensar que Paraguay está poniendo sobre la mesa demandas de gas propias, con lo cual eso fomentaría esa alternativa”, subrayó.

Los proyectos permitirían cerrar un anillo de gasoductos del cono sur, pero Ridelener sostuvo que el mercado regional es la solución para el gas de Vaca Muerta. La solución está puesta en los proyectos de gas natural licuado (GNL).

Genneia colocó exitosamente un nuevo bono verde por 48 millones de dólares

Genneia ha alcanzado un nuevo hito en la emisión de instrumentos de finanzas sostenibles. La compañía colocó su 15° Obligación Negociable Verde (ON) por un monto equivalente a 48.3 millones de dólares, superando ampliamente su objetivo inicial de 30 millones de dólares.

La colocación atrajo ofertas por más de 58.9 millones de dólares, lo que permitirá alocar los fondos en futuros proyectos solares. Este éxito refuerza la confianza del mercado en la solidez crediticia y el compromiso ambiental de la compañía.

Financiamiento para Genneia

La Obligación Negociable (ON) dólar hard (MEP) Clase XLVII, emitida por un monto de 48.3 millones de dólares, ofrece un cupón fijo del 6,00%, con intereses pagaderos semestrales y vencimiento en octubre 2028. Fue emitida a un precio de 100%.

Este nuevo instrumento cuenta con una calificación AA.ar de Moody’s Local, quien destaca la sólida posición competitiva en el mercado de energía renovables de la compañía, destacando la flexibilidad financiera, altos márgenes de rentabilidad y una estable generación de flujo de fondos.

Por otro lado, la nueva ON se incorporará al panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables (SVS) de ByMA, la bolsa de valores local que nuclea a los principales actores del mercado de capitales, siendo su decimoquinto instrumento con etiquetado verde en el panel.

Esta operación se realiza bajo la coordinación de Macro Securities como Organizador, mientras que Macro Securities S.A.U., BACS Banco de Crédito y Securitización S.A., Cocos Capital S.A., Banco BBVA Argentina S.A., Banco de la Provincia de Buenos Aires, Banco Hipotecario S.A., Banco Mariva S.A., Banco Patagonia S.A., Banco Santander Argentina S.A., Petrini Valores S.A., Invertironline S.A.U., Banco Supervielle S.A. y PP Inversiones S.A. actúan como Colocadores.

Una marca registrada

Genneia continúa afianzando su liderazgo en finanzas sostenibles en el mercado local e internacional, habiendo emitido Obligaciones Negociables por más de US$850 millones de dólares en los mercados de capitales local e internacional.

Asimismo, la compañía líder en generación de energías renovables en Argentina superó 1 GW de capacidad instalada renovable a principios de 2024, hito destacado que consolida su liderazgo en el sector y que refuerza su compromiso con las buenas prácticas que contribuyen a la lucha contra el cambio climático.

Vista sale al mercado a buscar financiamiento por 150 millones de dólares

Vista Energy anunció la emisión de obligaciones negociables Clase XXVI por 150 millones de dólares. Con una tasa de interés fija del 7,65% anual, la empresa que lidera Miguel Galuccio busca fortalecer su posicionamiento en el shale oil.

Los fondos obtenidos se destinarán a la expansión de sus operaciones en Vaca Muerta, destacando su continuo crecimiento en el mercado argentino.

Mediante un comunicado en la Comisión Nacional de Valores (CNV), la emisión es parte de su programa global que le permite captar hasta 1.500 millones de dólares. Este mecanismo le brinda flexibilidad para proyectos de corto, mediano y largo plazo.

El capital se amortizará en tres pagos entre 2029 y 2031, proporcionando estabilidad financiera a largo plazo. Los intereses se liquidarán semestralmente, consolidando una estructura de financiamiento atractiva para los inversores.

Vista con un horizonte de crecimiento

La compañía fue pionera en abrir los mercados internacionales al crudo de Vaca Muerta y hoy es líder en exportaciones de petróleo liviano generando divisas para la Argentina.

Vista exporta más del 50% de su producción a destinos que incluyen Brasil, Chile, La Costa Oeste de los Estados Unidos, entre otros. Con una proyección de continuar incrementando estas cifras, la compañía aspira a exportar al menos el 60% de su producción para 2026.

La empresa es uno de los operadores que más ha acelerado su actividad en la Cuenca Neuquina. En 2023, la compañía invirtió cerca de 800 millones de dólares y, para este año, proyecta más de 1.000 millones de dólares en inversiones en Vaca Muerta.

Además, prevé incorporar a sus operaciones un tercer equipo de perforación y un segundo equipo de fractura con los que proyecta estar por delante de sus objetivos para el 2026

En materia de producción, buscará alcanzar los 85.000 boe/d para el cuarto trimestre de 2024. A futuro, proyecta 100.000 boe/d en 2026 y su visión hacia 2030 es llegar a producir 150.000 boe/d para 2030.