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Transición Energética

Misión H2 Verde a Punta Arenas: intercambio estratégico para impulsar el hidrógeno verde en la Patagonia austral

Con el co-financiamiento de la Unión Europea, una delegación integrada por 15 representantes de las provincias de Santa Cruz y Tierra del Fuego participó de la Misión H2 Verde a Punta Arenas, Chile, organizada por el Círculo de Políticas Ambientales, con el objetivo de intercambiar experiencias y fortalecer políticas sobre hidrógeno verde en Argentina.

Durante los días 15 y 16 de diciembre, autoridades y líderes políticos, junto a representantes del sector académico de ambas provincias, formaron parte de una agenda intensiva de trabajo que incluyó reuniones con autoridades chilenas y actores del sector privado vinculados al desarrollo del hidrógeno verde en la región de Magallanes. El objetivo de la misión fue conocer experiencias concretas de gestión pública y privada, intercambiar aprendizajes y fortalecer capacidades para el diseño de políticas públicas en la Argentina.

Uno de los hitos de la agenda fue la visita a la planta HIF Haru Oni, la primera instalación operativa a nivel mundial dedicada a la producción de e-combustibles, que permitió a la delegación conocer de primera mano los avances tecnológicos y los desafíos asociados al desarrollo de esta nueva industria.

Al respecto, Juan Carlos Villalonga, asesor en Energía y Cambio Climático del Círculo de Políticas Ambientales, señaló: “La experiencia de Punta Arenas demuestra que una estrategia clara, sostenida en el tiempo y articulada entre el sector público y privado es clave para transformar el potencial del hidrógeno verde en proyectos concretos. Estos aprendizajes son fundamentales para pensar el desarrollo del hidrógeno en la Patagonia argentina”.

Objetivo: Hidrógeno verde

La participación de autoridades y referentes argentinos permitió además un diálogo fluido con los actores del sector del hidrógeno verde en Punta Arenas, fortaleciendo los vínculos bilaterales y abriendo oportunidades de cooperación que podrían facilitar la inserción de Santa Cruz y Tierra del Fuego como actores centrales de la transición energética en la región. En ese marco, se mantuvieron reuniones clave con Transforma H2V Magallanes y con la Asociación H2V Magallanes, que permitieron conocer de primera mano los esquemas de articulación público-privada, los avances en la implementación de la estrategia regional y las lecciones aprendidas en el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde.

En ese sentido, Gonzalo Montiel, del Instituto de Transición Energética de Tierra del Fuego, expresó: “Tuvimos la oportunidad de dialogar con distintos actores en Chile sobre el desarrollo del hidrógeno verde. Fue muy valioso entender cómo avanza esta agenda y cómo la implementación de una estrategia nacional se convierte en una herramienta de política pública que deberíamos replicar en nuestro país”.

Por su parte, Juan Manuel Bórquez, intendente de la localidad de Puerto Santa Cruz, destacó: “Para nuestra comunidad esta visita es muy importante. Estamos expectantes ante la posibilidad de que el hidrógeno verde se convierta en una oportunidad concreta de desarrollo local”.

Argentina cuenta con condiciones estratégicas para posicionarse como un actor relevante en el desarrollo del hidrógeno verde y la exportación de sus derivados, gracias a su amplia disponibilidad de recursos renovables, extensiones de tierras aptas y la cercanía a puertos de aguas profundas. Iniciativas como esta misión contribuyen a acercar experiencias exitosas y a fortalecer el debate sobre el rol de las provincias patagónicas en la transición energética global.

Fundación Temaikèn aumentó su consumo energético de fuentes renovables

Desde 2023, el reconocido bioparque de Temaikèn, ubicado en Belén de Escobar, abastece sus instalaciones con energía renovable. Están diseñadas para el cuidado y tratamiento del agua en lagos y acuarios, garantizando así el bienestar de los animales que habitan estos ecosistemas. El proceso se realiza mediante circuitos cerrados, optimizando los recursos y evitando el desperdicio de agua.

En un principio, el 30% de su consumo eléctrico se abastecía con energía del Parque Solar Zonda, ubicado en San Juan. Recientemente, decidieron aumentar el porcentaje y llegar a un 80% renovable sobre el total de su consumo. Se complementa este abastecimiento con energía del Parque Eólico General Levalle, ubicado en Córdoba.

La apuesta escalonada de Fundación Temaikèn demuestra la confianza en YPF Luz y ejemplifica cómo las energías renovables se han convertido en una alternativa costo-eficiente y competitiva en el abastecimiento energético de diferentes industrias. Desde la celebración del PPA (Power Purchase Agreement) hasta la actualidad, Fundación Temaikèn recibió 6.000 MWh de energía renovable, que equivalen al consumo de 2.000 de hogares argentinos aproximadamente.

“Para Fundación Temaikèn la sostenibilidad es parte de nuestra misión. Este acuerdo con YPF Luz refuerza el camino que venimos transitando: sumar acciones concretas que cuiden el ambiente y que al mismo tiempo nos permitan mostrar que es posible transformar la manera en que usamos la energía. Lograrlo junto a un socio estratégico como YPF Luz demuestra que la conservación requiere de alianzas que trascienden sectores y que generan un impacto real”, destacó Sergio Guerra, director general de Fundación Temaikèn.

“Estamos felices de profundizar nuestra alianza con Fundación Temaikèn. Este nuevo paso demuestra la confiabilidad que tienen las empresas en YPF Luz y nos impulsa a continuar ofreciendo soluciones energéticas eficientes que se adapten a las diferentes demandas. También exploraremos junto a Temaikèn acciones de voluntariado corporativo, ya que contamos con un robusto y exitoso Plan de Inversión Social que nos permite impactar positivamente en las comunidades donde operamos”, expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.

Neuquén triplicó sus regalías petroleras y Chubut perdió casi 20% en términos reales

El mapa petrolero argentino atraviesa una transformación profunda que ya tiene un impacto directo sobre las finanzas provinciales. Mientras Neuquén capitaliza el auge de Vaca Muerta y multiplica sus ingresos por regalías, Chubut y Santa Cruz enfrentan una caída sostenida de recursos clave.

Los datos surgen del informe “Comodoro Rivadavia y el fin de un ciclo: Hacia una transición productiva justa para la Cuenca del Golfo San Jorge” elaborado por el centro de estudios y diseño de políticas públicas Fundar.

La diferencia no responde a factores coyunturales. El contraste fiscal es el resultado de una reasignación estructural de inversiones hacia los yacimientos no convencionales, que desplazó capital, empleo y producción desde las cuencas maduras hacia la Cuenca Neuquina.

Entre 2019 y 2025, Neuquén pasó de percibir alrededor de 27 millones de dólares mensuales en regalías petroleras a unos 92 millones. El salto consolidó a la provincia como el principal beneficiario del nuevo ciclo hidrocarburífero argentino.

En el mismo período, Chubut prácticamente no logró sostener sus ingresos. Las regalías mensuales retrocedieron en términos reales y la provincia perdió cerca del 19% de su valor fiscal asociado al petróleo, pese a mantener niveles nominales similares.

Santa Cruz exhibe una dinámica aún más delicada. La caída real de las regalías alcanza el 30%, reflejando tanto la disminución de la producción como la pérdida de competitividad de los yacimientos convencionales frente al shale.

La nueva vida para el convencional.

El impacto fiscal del nuevo mapa petrolero

El crecimiento de Neuquén está directamente vinculado al desempeño de Vaca Muerta. Entre 2017 y 2025, la producción de petróleo no convencional se incrementó más de 180%, mientras que la de gas creció cerca de 46%, impulsando el flujo de regalías.

Este crecimiento permitió que la provincia no solo mejore su recaudación, sino que también fortalezca su posición financiera relativa frente al resto del país. Las regalías se transformaron en uno de los pilares del equilibrio fiscal neuquino.

En Chubut y Santa Cruz, la situación es opuesta. La Cuenca del Golfo San Jorge redujo su producción un 20% en petróleo y un 33% en gas entre 2017 y 2025. Esa caída se trasladó de forma directa a las cuentas públicas.

Las regalías representan el 17,4% de los ingresos totales de Chubut y el 13,8% en Santa Cruz. La pérdida de ese flujo afecta la capacidad de ambas provincias para financiar servicios públicos, obra pública y políticas de contención social.

El problema se agrava porque las estrategias para atraer inversiones en campos maduros suelen incluir reducciones de alícuotas. Aun si se lograra sostener la producción, los ingresos fiscales seguirían bajo presión.

A diferencia de Neuquén, donde el aumento del volumen compensa cualquier incentivo fiscal, en el Golfo San Jorge las concesiones impositivas profundizan la fragilidad financiera.

Vista Energy prevé un cierre de año aumentando su producción.

El efecto cascada sobre municipios y economías locales

La caída de regalías no impacta solo a los gobiernos provinciales. En Chubut, el 16% de esos ingresos se coparticipa con los municipios, y el 40% de ese monto se asigna a Comodoro Rivadavia.

La ciudad, históricamente motor económico de la Patagonia petrolera, enfrenta así un doble golpe. Pierde empleo y actividad privada, mientras se reducen los recursos públicos disponibles para sostener infraestructura y servicios.

En paralelo, el auge neuquino genera un efecto de concentración territorial. La expansión fiscal de Neuquén contrasta con el ajuste silencioso que atraviesan Chubut y Santa Cruz, ampliando las asimetrías regionales.

El informe de Fundar advierte que esta dinámica no es transitoria. Sin una estrategia de transición productiva, el deterioro fiscal puede volverse estructural y limitar la capacidad de respuesta de las provincias afectadas.

El nuevo mapa petrolero expone así una Argentina energética partida en dos. De un lado, Neuquén consolida su fortaleza fiscal. Del otro, el Golfo San Jorge enfrenta el desafío de sostener sus cuentas en un escenario de declive.

Vicuña pidió ingresar al RIGI y proyecta la mayor inversión extranjera en la historia argentina

Vicuña Argentina S.A. avanzó esta semana con un paso clave para su desarrollo minero en San Juan: la compañía presentó formalmente su solicitud de ingreso al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), dentro de la categoría destinada a Proyectos de Exportación Estratégica de Largo Plazo. La firma, integrada por BHP y Lundin Mining, definió un plan inicial de inversión que supera los US$ 2.000 millones entre 2026 y 2028 solo para la primera etapa de construcción de infraestructura.

Ese desembolso representa apenas una fracción del verdadero alcance económico del Distrito Vicuña, cuyo potencial total estimado ronda los US$ 15.000 millones. De concretarse, se transformaría en la mayor inversión extranjera directa registrada en Argentina y en uno de los proyectos cupríferos más importantes de la región.

Un distrito binacional con impacto local

El proyecto integra dos depósitos de cobre considerados de clase mundial: Josemaría, controlado en su totalidad por Vicuña, y Filo del Sol, administrado en una proporción 70%-30% entre Lundin Mining y BHP. Ambos yacimientos están ubicados en la cordillera sanjuanina, en el departamento Iglesia, cerca del paso internacional que conecta con Chile.

A pesar del carácter binacional del distrito, la producción correspondiente al lado argentino utilizará infraestructura local para acceder tanto a puertos del Pacífico como del Atlántico. Este esquema permitirá maximizar el valor agregado en el país y generar un impacto económico directo en la región andina.

Ron Hochstein, CEO de Vicuña, resaltó que la presentación ante el RIGI expresa “la magnitud de la inversión requerida y nuestra confianza en Argentina como socio de largo plazo”. También destacó que el régimen “ofrece el marco estable necesario para un desarrollo responsable y beneficios económicos compartidos”.

Desde BHP, Brandon Craig, presidente de la unidad Américas, subrayó la oportunidad global del cobre. “El mundo necesita 10 millones de toneladas adicionales en la próxima década. Vicuña es uno de los mejores descubrimientos de los últimos 30 años y Argentina puede capturar una parte significativa de una oportunidad de US$ 250.000 millones”, afirmó.

Los beneficios del régimen y su impacto en la competitividad

El RIGI se consolidó como una herramienta determinante para proyectos de gran escala, especialmente en minería y energía. Entre sus principales incentivos figuran la estabilidad fiscal y regulatoria durante 40 años, una reducción de la alícuota del Impuesto a las Ganancias, la eliminación progresiva de las retenciones a las exportaciones a partir del cuarto año, la exención de derechos de importación para bienes de capital y un mecanismo acelerado de devolución del IVA.

El régimen también habilita acceso a arbitraje internacional, un punto muy valorado por los inversores frente a un escenario global con fuerte competencia por capital minero. Para proyectos de cobre con horizontes de producción de varias décadas, estos beneficios resultan decisivos.

Próximos hitos y definiciones regulatorias

Mientras avanza su ingreso al RIGI, Vicuña trabaja en los estudios de prefactibilidad integrados del distrito. La compañía anticipó que publicará el Informe Técnico 43-101 consolidado durante el primer trimestre de 2026, paso esencial para delinear el diseño final de la operación y el cronograma de construcción.

En paralelo, el sector minero espera que el Congreso trate una modificación a la Ley de Glaciares que permita a las provincias asumir la gestión ambiental de las áreas periglaciares. La medida, reclamada por San Juan, apunta a armonizar el cuidado de los recursos hídricos con el desarrollo de proyectos estratégicos en zonas cordilleranas.

Empleo, proveedores y el rol del cobre en la transición energética

Una vez en operación, el Distrito Vicuña generará miles de puestos de trabajo directos e indirectos, además de expandir la red de proveedores especializados en San Juan y provincias vecinas. Su escala lo convertiría en un actor relevante del mercado cuprífero regional, en un contexto donde la transición energética impulsa la demanda global del mineral.

El cobre es indispensable para redes eléctricas, parques renovables, baterías de litio, vehículos eléctricos y sistemas de telecomunicaciones 5G. Con un horizonte de consumo internacional en crecimiento, proyectos como Vicuña aparecen como una oportunidad histórica para que Argentina capture valor agregado y consolide su perfil exportador.

La presentación ante el RIGI marca un hito para la compañía y para el país. Vicuña ratifica su compromiso de largo plazo con Argentina y abre un nuevo capítulo en la llegada de grandes inversiones mineras. En ese escenario, el cobre argentino se prepara para tener un rol protagónico en el mapa energético global.

OLACDE y CAF avanzan en un nuevo modelo regional para integrar el transporte de gas

OLACDE y CAF realizaron en Santiago de Chile el taller de cierre de la Fase IV del Proyecto Regional de Integración Gasífera, llevado a cabo en la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Chile y con la participación de autoridades, delegaciones nacionales y equipos técnicos de los países del Mercosur y Chile.

El encuentro estuvo centrado en la presentación y análisis del nuevo modelo regional de transporte de gas, desarrollado por OLACDE a partir de la información provista por los países. La herramienta busca optimizar la utilización de la infraestructura existente, identificar rutas más eficientes y proyectar reducciones de costos bajo distintos escenarios operativos.

La apertura estuvo a cargo de Guido Maiulini, Jefe de Asesoría Estratégica de OLACDE; Luis Felipe Ramos, Subsecretario de Energía de Chile; y Mercedes Pedreira, Ejecutiva de la Dirección de Integración, Comercio e Inversiones de CAF, quienes destacaron la relevancia de esta etapa para profundizar la cooperación regional y promover un sistema gasífero más eficiente y complementario.

Un ciclo de integración

Guido Maiulini destacó: “Desde que iniciamos este proceso en 2023 hemos logrado avances muy significativos, y el vigor de este trabajo responde tanto al compromiso de los países del MERCOSUR y Chile para volver a discutir estrategias de integración gasífera como al trabajo minucioso de sus agencies y el involucramiento imprescindible de organismos multilaterales como MERCOSUR y CAF”. Y agregó: “En este tiempo pudimos construir una alianza con claridad programática y generamos espacios de trabajo técnico conjuntos que nos permiten desarrollar las herramientas necesarias para avanzar hacia la integración energética regional, como lo demuestra el encuentro de hoy dedicado al análisis de un nuevo modelo regional de transporte de gas.”

En tanto, Luis Felipe Ramos afirmó: “Para el Gobierno de Chile, la integración energética y gasífera es esencial, porque contribuye a la seguridad, la resiliencia y el cumplimiento de nuestras metas ambientales. Desde el Ministerio de Energía estamos avanzando en acciones concretas —como la adecuación de la normativa y nuestra participación activa en este proceso— para asegurar que la integración se convierta en un pilar efectivo de la transición energética y del objetivo de descarbonización del país.”

Por su parte, Mercedes Pedreira sostuvo: “Desde CAF agradecemos el tiempo y la dedicación que cada delegación ha puesto en este estudio, que se alinea con nuestro compromiso con la integración regional y una transición energética justa. La alianza con OLACDE que dio origen a este trabajo es una herramienta fundamental para abordar los desafíos que hoy enfrentan nuestros países.”

OLACDE y la visión para la región

Durante el taller, las delegaciones avanzaron en la validación de las hipótesis y los datos aportados por los países, revisaron la topología del sistema regional de transporte y analizaron las restricciones operativas y de planificación relevadas a nivel nacional. También se realizaron simulaciones en tiempo real para evaluar el comportamiento del modelo ante variaciones en los costos de transporte, producción y demanda, y para observar sus efectos en la asignación de flujos y la eficiencia económica del sistema.

En este marco, surgieron resultados que incluyen la necesidad de ampliar la capacidad de evacuación desde Neuquén, reforzar la infraestructura intermedia para atender las demandas potenciales de Paraguay y del norte de Uruguay, y adecuar el modelo a los cambios previstos en el sistema de transporte que Brasil implementará en los próximos años.

El modelo —de código abierto y en proceso de ajuste permanente— permite identificar rutas de transporte más competitivas, minimizar costos y estimar indicadores de interés para los países, como el precio final del gas en cada nodo, en horizontes de corto y mediano plazo, bajo distintas configuraciones y escenarios que los países consideran posibles.

Con este trabajo, OLACDE y CAF consolidan una herramienta para optimizar los costos del transporte gasífero y fortalecen la planificación conjunta para avanzar hacia la integración energética regional.

“Argentina es clave para que Europa pueda diversificar su matriz energética”

La transformación del mercado argentino de GNL (gas natural licuado) se aceleró en la última década y abrió un nuevo escenario para las compañías. Después de años en los que Argentina debió importar volúmenes crecientes, la combinación de Vaca Muerta, la expansión del sistema de transporte y el marco del RIGI comenzó a cambiar el mapa.

En ese contexto, Gabriela Aguilar, gerente general de Excelerate Energy en Argentina y VP para Latinoamérica, explicó a qué se enfrenta hoy la compañía y cómo se reconfiguró la conversación con los accionistas internacionales.

“Argentina, en el año dos mil trece, importó ciento seis cargamentos de GNL. Era necesario”, recordó Aguilar en el marco del Energy Day, organizado por Econojournal. Con los años, esa demanda cayó de forma notable. “Este año, importó veinticuatro cargamentos, y con el gasoducto de TGS muy probablemente ese volumen también vaya a decrecer”, señaló.

Sin embargo, para Excelerate, la reducción de las necesidades de importación no implica dejar de tener un rol estratégico. Aguilar remarcó que la industria del GNL está atravesada por su capacidad de adaptarse a los cambios: “La naturaleza del GNL es su naturaleza flexible”.

La flexibilidad del GNL y el valor de la infraestructura

La ejecutiva recordó que ese cambio de paradigma no es reciente. “A partir del dos mil cinco, donde se inició el camino de barcos regasificadores, se dinamizó muchísimo más toda la industria del GNL”, explicó. Ese avance también abrió espacio a nuevas tecnologías: “Incluso después también la licuefacción flotante”.

Antes de ese punto de inflexión, todo el mercado estaba estructurado bajo un modelo rígido: “Todo lo que era antes del dos mil cinco era un short, que requería procesos de decisión, de financiación y de construcción muy largos, incluso en términos de footprint y medioambiental”.

Para Aguilar, la irrupción del GNL no convencional permitió acelerar tiempos y optimizar la infraestructura. Por eso defendió el rol de los barcos de regasificación aún en escenarios de mayor producción interna: “No tiene sentido desarrollar infraestructura de gasoductos para un pico de demanda durante cincuenta días. En todo el mundo existen estas facilidades”.

Según afirmó, la presencia del GNL se volvió un componente esencial de la seguridad energética, incluso para países con desarrollo gasífero local. “Lo que brinda es seguridad energética. Y maximizar la infraestructura que se tiene”, sostuvo.

El RIGI, Alemania y el desafío de contratos de largo plazo

Uno de los puntos centrales de la transición hacia la exportación de GNL fue la creación del RIGI, que permitió dar previsibilidad regulatoria y fiscal. Aguilar destacó la importancia del marco para avanzar hacia acuerdos concretos: “Era lo que nos estaba faltando. El gran paso ha sido establecer el RIGI”.

El proyecto de exportación a Alemania marcó un hito clave. “Estructurar un proyecto y un contrato de exportación con Alemania es sumamente complejo, y va a dar para mucho más”, señaló. Para la ejecutiva, asegurar contratos de largo plazo en este sector es especialmente difícil, por lo que cualquier avance requiere estabilidad institucional.

A modo de referencia, comparó con la experiencia de Estados Unidos: “En el año dos mil quince, no exportaba ni una sola molécula de GNL. Todos los proyectos eran onshore y requerían inversiones enormes, toma de decisiones y seguridad regulatoria y política de largo plazo”.

La región: seis terminales en Brasil y una demanda que se expande

El análisis de Aguilar sobre el mercado latinoamericano también muestra por qué Argentina puede tener un rol creciente. En Brasil, el panorama es dinámico: “Brasil tiene seis terminales de importación de GNL, de las cuales dos estamos también allí”. Y la perspectiva es expansiva: “Ahora en marzo se va a llevar a cabo la nueva licitación de generación eléctrica, con expectativa de mayor cantidad de terminales”.

La demanda regional también está marcada por shocks recientes. “Colombia hoy por hoy está pasando una situación de crisis y va a necesitar importar mayores volúmenes de GNL”, explicó. A su vez, Chile y Uruguay podrían sumar necesidades adicionales, mientras que en el Caribe avanza un nuevo tipo de negocio. “Hoy por hoy no solamente son mercados flexibles de corto plazo, sino también pequeña y mediana escala. Ese es el caso del Caribe”.

Pero el principal argumento para el crecimiento de Argentina como proveedor es geopolítico: la diversificación. “Europa lo que busca es no tener un solo proveedor. Esto le pasó a Chile y le pasó a Europa con la invasión de Rusia a Ucrania”, señaló. En ese contexto, “Argentina crece de a poquito, pero tiene un enorme potencial”.

El shale gas cada vez más cerca de Brasil.

Argentina y una mirada de largo plazo

Consultada sobre precios, Aguilar evitó hacer pronósticos cerrados. “La verdad que es muy difícil hablar de precios”, afirmó. La ejecutiva prefiere analizar la cuestión desde otra perspectiva: “No hay que enfocarse en el precio. Esta es una decisión de largo plazo”.

Según explicó, el GNL responde a una lógica más amplia: “Es la respuesta a la sustentabilidad, a sustituir combustibles fósiles líquidos que son más caros y más contaminantes”. Por eso sostuvo que “la demanda va a estar motivada más por otros componentes que por solo pricing”.

La visión de Rodolfo Freyre, VP de Gas y Energía de PAE, complementa el análisis. “Si uno mira lo que es precios de GNL para adelante, ve un escenario más a la baja respecto de dónde veníamos, sobre todo con la entrada de proyectos en construcción en Estados Unidos”, dijo.

El ejecutivo también detalló cómo se estructuran las ventas internacionales: “El GNL lo vendés a indicadores como porcentaje de Brent, fórmulas de Henry Hub, o índices como el JKM asiático o el TTF europeo. Vamos a terminar vendiendo un poco a todo, porque no te podés casar con ninguno”.

Pero la clave, sostuvo, no está en la fórmula sino en la competitividad estructural: “La pregunta es si mi proyecto es competitivo o no”. En ese sentido, coincidió con Aguilar: “El RIGI es fundamental para mantener la competitividad”.

Freyre también puso sobre la mesa el desafío productivo: “Tenemos que hacer el ramp up de producción. Crecer veintiocho millones de metros cúbicos en dos o tres años es muchísimo”. Y recordó que la puja entre petróleo y gas en los portafolios complica aún más la ecuación. “No crecés de un día para el otro”

Proyecto Ivana: el yacimiento que busca convertir a Río Negro en un polo estratégico del uranio

El avance del proyecto Ivana, ubicado en el centro-norte de Río Negro, vuelve a poner en el radar el potencial uranífero de la provincia. El yacimiento, que integra el Proyecto Amarillo Grande, es considerado el eje del plan de Blue Sky Uranium para desarrollar una nueva fuente doméstica de uranio y vanadio en Argentina, con proyección exportadora en el mediano plazo.

La empresa cerró recientemente una colocación privada por US$3,5 millones, cuyos fondos tendrán como destino la exploración y avance del proyecto en la provincia patagónica. Este financiamiento permite a la compañía acelerar tareas técnicas, optimizar modelos geológicos y sostener el trabajo de campo que viene realizando en la zona desde hace varios años.

Un depósito clave dentro de un distrito emergente

El depósito Ivana es la zona de mayor desarrollo dentro de Amarillo Grande, un distrito descubierto por Blue Sky Uranium y ubicado aproximadamente entre Valcheta y la zona centro de Río Negro. Según la compañía, el proyecto tiene potencial para convertirse en un nuevo proveedor de uranio, tanto para el mercado local como para el internacional, debido a la escala del recurso y a la posibilidad de producir con costos competitivos.

La cercanía a infraestructura vial, la baja profundidad mineral y las condiciones geológicas favorables han posicionado a Ivana como la prioridad del plan de inversión. El objetivo es avanzar hacia etapas de prefactibilidad que permitan cuantificar con mayor precisión el potencial económico del proyecto.

La empresa reforzó en su presentación reciente que uno de los ejes de su estrategia es acelerar el desarrollo de depósitos capaces de abastecer al mercado argentino, caracterizado por la operación de centrales nucleares y por planes estatales de fortalecimiento del abastecimiento interno de combustibles nucleares.

El uranio se muestra como una opción posible para Chubut.

Financiamiento para acelerar la exploración de Ivana

El nuevo financiamiento obtenido por Blue Sky Uranium consiste en la emisión de 70 millones de unidades a US$0,05 por título, con un warrant asociado para ampliar capital en caso de ejercicio futuro. Los recursos se utilizarán principalmente para avanzar Amarillo Grande y sostener capital de trabajo general.

De acuerdo con la empresa, el impulso financiero permitirá reforzar tareas de perforación exploratoria, estudios de laboratorio y modelización del depósito Ivana. También facilitará la continuidad de actividades ambientales y sociales, aspectos claves dentro del marco regulatorio minero de Río Negro.

Blue Sky destacó que el proyecto tiene condiciones para transformarse en un desarrollo de bajo costo operativo, gracias al tipo de mineralización y la posibilidad de aplicar métodos de extracción eficientes. En ese sentido, la compañía remarcó que el depósito forma parte de una estrategia más amplia para consolidar a Amarillo Grande como un distrito uranífero de escala internacional.

Un desarrollo alineado con la transición energética

El impulso al proyecto Ivana ocurre en un contexto global de revalorización de la energía nuclear como fuente baja en emisiones. Países de Europa, Asia y América del Norte están ampliando o reactivando planes nucleares, lo que ha elevado el interés por nuevos proveedores de uranio y generado mejores condiciones de financiamiento para proyectos en etapa de evaluación.

Argentina, con tres centrales nucleares en operación y posibilidades de expansión, continúa demandando uranio para sostener sus programas energéticos. El desarrollo de Ivana y de Amarillo Grande podría reducir la dependencia de importaciones y aportar previsibilidad al abastecimiento local.

La empresa destacó en su comunicación oficial que forma parte del Grosso Group, un grupo de gestión minera con más de tres décadas de experiencia en proyectos en Argentina.

Este respaldo otorga mayor consistencia a la estrategia de avanzar en una zona donde la compañía ya cuenta con presencia histórica.

Con los nuevos fondos asegurados y un programa de exploración activo, Blue Sky Uranium encara una fase clave para el futuro del proyecto Ivana. Las tareas planificadas para los próximos meses buscarán afinar la comprensión del recurso, evaluar alternativas de proceso y avanzar hacia una instancia económica preliminar. Si los resultados acompañan, Río Negro podría consolidarse como un polo relevante en la producción de uranio en Sudamérica.

Genneia colocó un bono internacional por US$ 400 millones

Genneia, líder en generación de energía renovable en Argentina, anunció la exitosa colocación de su Obligación Negociable (ON) Verde Internacional Clase XLIX, por un monto total de US$400 millones, superando ampliamente el objetivo inicial de US$300 millones y recibiendo ofertas por más de US$860 millones.

Esta operación marca un nuevo hito en la estrategia de financiamiento de la compañía, reafirmando su compromiso con el desarrollo de proyectos renovables y la consolidación del mercado sostenible.

Las características principales de la ON Clase XLIX:

  • Denominada y pagadera en dólares estadounidenses en el exterior (dólar cable).
  • Tasa de interés fija de 7.75% con pagos semestrales, y un rendimiento del 8%
  • Vencimiento en el octavo año de la emisión.
  • Amortización en tres cuotas anuales consecutivas: 33%, 33% y 34%.
  • Colocadores locales e internacionales: Santander, JP Morgan, BBVA, Balanz, Banco CMF SA, Macro Securities y Bull Markets Brokers.

Genneia suma un nuevo parque solar en Mendoza.

Los datos del bono verde de Genneia

La emisión permitirá optimizar el perfil de vencimientos, reinvertir flujos en nuevos proyectos eólicos y solares, y consolidar la posición de Genneia como el principal emisor de bonos verdes del país, con más de US$1.280 millones emitidos hasta la fecha.

Este bono se estructuró bajo el Marco de Financiamiento Verde de Genneia, avalado por la opinión favorable de Sustainalytics y alineado con los Green Bond Principles (GBP) de ICMA. Asimismo, cumple con los lineamientos de la Comisión Nacional de Valores y la Guía de Bonos SVS del Panel de BYMA.

Con esta nueva emisión, la empresa reafirma su liderazgo en el mercado local y su compromiso con la transición energética, impulsando proyectos que contribuyen a un futuro más limpio y sostenible.

Líder en renovables

Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 20% del total de la potencia instalada, alcanzando el 21% de la generación de energía eólica y el 12% de la solar. La inauguración del Parque Eólico La Elbita, en la provincia de Buenos Aires, junto a la puesta en marcha del Parque Solar Anchoris en Mendoza, ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a más de 1.400 MW, consolidando su liderazgo en el sector de energía renovable y marcando un logro sin precedentes en el panorama energético del país.

Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea y La Elbita, Genneia cuenta con una capacidad total de 945 MW en energía eólica. Actualmente, la compañía avanza con la construcción del Parque Solar San Rafael, con una capacidad de 180 MW, y del Parque Solar San Juan Sur, de 130 MW, ubicados en las provincias de Mendoza y San Juan, respectivamente. Con sus cinco parques solares en operación —Ullum I, II y III, Sierras de Ullum, Tocota III, Malargüe I— y ahora Anchoris, alcanza un total de 490 MW de capacidad instalada en energía solar.

“YPF debe liderar la hoja de ruta del hidrógeno”

La transición energética avanza a diferentes velocidades en Argentina, pero en la Patagonia las condiciones naturales y el conocimiento industrial ofrecen ventajas inigualables. En ese contexto, el diputado electo y exintendente de Comodoro Rivadavia, Juan Pablo Luque, aseguró que YPF es la empresa más capacitada para diseñar la hoja de ruta del hidrógeno y articular la agenda de desarrollo local.

Durante su gestión municipal, Luque impulsó una agenda de hidrógeno que incluyó la realización de una expo especializada en Comodoro Rivadavia.

“Tenemos la posibilidad de generar parques eólicos, contar con puertos de aguas profundas y un fuerte entramado metalmecánico. Son condiciones que, sumadas al know-how de la industria petrolera, nos posicionan como un polo estratégico”, explicó Luque en diálogo con eolomedia.

YPF y el futuro del hidrógeno en la Patagonia

Para el diputado electo, la empresa de mayoría estatal debe tener un papel protagónico. “YPF es la empresa más capacitada para crear la hoja de ruta del hidrógeno en Comodoro. Tiene la experiencia, la infraestructura y la presencia territorial necesarias”, afirmó.

Según su visión, la transición hacia fuentes limpias debe apoyarse en el desarrollo de hidrógeno azul y verde, aprovechando los recursos de gas y viento disponibles en Chubut.

Luque también subrayó que el mundo aún no demanda hidrógeno a gran escala, por lo que es fundamental “preparar las bases normativas y la seguridad jurídica” antes de atraer inversiones de largo plazo.

En ese sentido, advirtió que las limitaciones en la capacidad de transporte eléctrico representan hoy un obstáculo crítico para ampliar el desarrollo eólico.

“Si no resolvemos las líneas de alta tensión del interconectado, no entra un solo molino más. Nadie va a invertir si no puede inyectar energía a la red nacional”, alertó.

Infraestructura y gestión: las claves para atraer inversiones

Luque planteó que el principal desafío de Chubut es la falta de gestión efectiva en materia energética. Recordó que durante su intendencia logró avanzar en distintos frentes, pero hoy percibe una ausencia de planificación.

“Gobernar implica gestionar, definir prioridades y destinar recursos donde se necesita. Cuando no hay recursos propios, hay que salir a gestionarlos a nivel nacional o con el sector privado”, señaló.

El exintendente consideró que el actual Gobierno de Chubut no ha mostrado señales de una estrategia clara en temas productivos o de infraestructura energética.

“No hay una agenda de desarrollo energético ni petrolero, ni un equipo abocado a resolver el problema del interconectado. Sin gestión, las oportunidades se pierden”, remarcó.

La obra de la línea de alta tensión, comparada por el gobernador Ignacio Torres con el Gasoducto (Perito Moreno (exNéstor Kirchner), es para Luque un ejemplo de promesas incumplidas. “El tiempo corre y las inversiones se van. No alcanza con los anuncios: se necesitan hechos concretos”, agregó.

El hidrógeno verde está llamado a ser el combustible del futuro.

Comodoro y el desafío de no quedarse atrás

Consultado sobre el avance de ciudades como Puerto Madryn, Trelew y Rawson en materia de energía eólica, Luque reconoció que esas localidades han tomado la delantera en la agenda de hidrógeno.
Sin embargo, insistió en que Comodoro Rivadavia cuenta con los mejores vientos del mundo, un potencial que no puede desaprovecharse.

“Tenemos el mejor parque eólico del país, que es el de YPF, y otro de gran rendimiento en Pampa del Castillo. No me molesta que otras ciudades avancen; me preocupa que nosotros no lo hagamos”, expresó.

Durante su gestión, Comodoro destinó recursos municipales para atraer inversores y desarrollar una agenda vinculada a la energía del futuro.

“Lo importante es sostener las políticas en el tiempo, pero lamentablemente no se le dio continuidad. Esa falta de visión nos cuesta oportunidades”, lamentó.

Hacia una diversificación productiva real

Luque destacó que el hidrógeno podría convertirse en una herramienta para lograr la diversificación productiva de la región, un objetivo largamente postergado en la cuenca del Golfo San Jorge.

“El potencial está. Tenemos infraestructura, conocimiento técnico y un ecosistema industrial único en el país. Lo que falta es planificación y voluntad política”, afirmó.

Para el diputado electo, el desarrollo del hidrógeno no debe verse como una competencia entre provincias, sino como una oportunidad de integración energética y tecnológica.

“Madryn y Trelew hacen bien en impulsar sus proyectos. El problema es que Comodoro no puede quedarse al margen. Hay que mirar hacia adentro y actuar”, sostuvo.

Refinería Aconcagua de Enap cumple 70 años de operaciones 

La Refinería Aconcagua de Enap, primera en entrar en operaciones en Chile, cumplió este miércoles 70 años desde su inauguración, período en que ha cumplido un rol fundamental en el abastecimiento de combustibles del país.

Inaugurada el 12 de noviembre de 1955, la Refinería Aconcagua cuenta con una capacidad instalada de 102.000 barriles diarios de petróleo crudo, lo que la posiciona como una de las principales fuentes del abastecimiento energético nacional. Junto al Terminal Marítimo Quintero, que entró en operación al mismo tiempo, producen, almacenan y entregan la mayor parte de los combustibles que consume la zona centro-norte, con una operación que trabaja un equipo de más de 800 personas.

Enap, una historia de crecimiento

En el marco de la celebración de siete décadas, la presidenta del Directorio de la estatal, Gloria Maldonado, relevó el rol de esta operación a lo largo de su historia como centro neurálgico de producción y distribución de combustibles y la proyección como protagonista en la transición hacia una matriz más sostenible, siempre anclado en el compromiso de las trabajadoras y trabajadores.

“Desde el Directorio, celebramos que este aniversario nos encuentra en un momento de madurez organizacional, con una estrategia clara: nuestro plan Enap 2040. En este compromiso, Refinería Aconcagua ocupa un lugar central, tanto por su capacidad técnica, como por su potencial de liderar la transición energética desde lo local hacia lo global, y qué mejor muestra de ello es el desarrollo que hemos hecho de nuevos combustibles como el diésel renovable”, señaló Maldonado.

La estatal está impulsando proyectos emblemáticos como la producción del Diésel Renovable Enap en la planta de Concón, iniciativa pionera en América Latina que ha permitido transformar aceite usado de cocina en combustible renovable avanzado, reduciendo hasta en 80% las emisiones de CO₂ equivalente, lo que reafirman el compromiso de la compañía con la innovación, la eficiencia energética y el cuidado del medioambiente.

“Nuestro diseño estratégico asigna a la Refinería Aconcagua un papel relevante en el futuro de Enap. Junto con ser clave en el suministro actual de combustibles, aspiramos a que sea un espacio donde podamos innovar en el desarrollo energético, equilibrando tradición y vanguardia. Estamos convencidos de que, con visión, disciplina operacional y valores compartidos, seguiremos transformando desafíos en oportunidades y escribiendo el próximo capítulo de la energía en Chile”, señaló el gerente general, Julio Friedmann.

Energía que mueve a Chile

  • A los pocos años del descubrimiento del petróleo en 1945 en Tierra del Fuego, en la Región de Magallanes, era cada vez más imprescindible para el desarrollo del país contar con una refinería de crudo.
  • A fines de la década del 40, Valparaíso y San Antonio se disputaban palmo a palmo su construcción. En mayo de 1949 el gobierno del presidente Gabriel González Videla determinó que fuera en el entorno de Valparaíso.
  • En 1953 la refinería comenzaba a adquirir forma. La logística para movilizar equipos de gran tamaño era compleja y demandaba una precisa planificación. La Torre Fraccionadora de Topping, por ejemplo, fue transportada por tierra desde Valparaíso, atravesando sectores como Reñaca, causando gran expectación entre los habitantes del sector.
  • El desembarco de las estructuras mayores tuvo lugar en las cercanías de Playa Amarilla de Concón, y su traslado a la planta se hizo con apoyo de grúas y tractores, maniobras que marcaron un hito en la ingeniería nacional.
  • Simultáneamente, la construcción de los primeros estanques de agua y las fundaciones del horno, junto al montaje del Topping, avanzaban con rapidez.
  • La tarde del sábado 12 de noviembre de 1955, la refinería fue finalmente inaugurada por el presidente Carlos Ibáñez del Campo.