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Las provincias petroleras lideran la recuperación del poder adquisitivo del salario por el impulso que genera el desarrollo de Vaca Muerta, según un informe de la Fundación Mediterránea.

“A nivel global la actividad económica en el país cayó fuertemente a fin de año, y a partir de marzo/ abril 2024 se ha ido recuperando levemente, en forma heterogénea en cuanto a sectores. Peor la industria que no está basada en el agro, y mejor la minería y el sector agrícola”, señaló la institución.

El informe aclaró que “la recuperación también ha sido heterogénea en las regiones argentinas”.

La Fundación elaboró un indicador que determinó que “en agosto de año 2023 se llega a un techo” en el poder de compra de la masa salarial privada, “para luego ir disminuyendo hasta marzo 2024 (-8% a nivel nacional).

“A partir de ahí la masa salarial se ha ido recuperando de a poco, más por salarios que por empleo”, señaló el informe que firma el economista Jorge Day.

De acuerdo a los datos recogidos,  la provincia mejor posicionada ha sido Neuquén “que viene siendo la estrella desde hace unos años, gracias al impulso petrolero asociado a Vaca Muerta”.

Esta situación  también ayudó a Río Negro y a Chubut. En Mendoza también hubo una mejora mejor por mayor cosecha en uvas.

“Las provincias grandes, Córdoba, Buenos Aires y Santa Fe, son las que determinan el promedio nacional. Si les fue relativamente mejor, gracias a una mayor cosecha en granos, entonces el promedio se aleja más de las provincias pequeñas”, indicó.

A este escenario añadió que “varias de esas jurisdicciones pequeñas son muy dependientes de los fondos nacionales, en especial de las transferencias discrecionales, que se redujeron a un mínimo, por lo cual, aparecen con una peor performance en masa salarial”.

“En este grupo menos favorecido se encuentran varias provincias del norte argentino, con la notoria excepción de Salta. También se ha visto afectada Tierra del Fuego, al ver disminuida la producción de productos industriales sustitutos de importación.”, agregó el documento.

Una consecuencia de un menor poder de compra de la población son las menores ventas. En general, las provincias norteñas también tuvieron peor performance en el comercio, por ejemplo, supermercados autos y motos

“A nivel macroeconómico, para los próximos meses aparecen dos factores positivos; por un lado, la recuperación económica que viene siendo gradual. Por otro lado, cuando el dólar oficial se rezaga con respecto a la inflación, se recuperan los salarios y, por ende, las ventas en el mercado interno. Esto sería un punto a favor para todo el país”, consideró el trabajo.

No obstante, advirtió que hay “un interrogante en qué ocurrirá con los factores que generaron las diferencias regionales. Algunos de estos se los pueden considerar transitorios, por ejemplo, la cosecha de granos en la región pampeana; después de un mal 2023, se recuperó al año siguiente, pero no se espera un incremento de la misma magnitud para el 2025”.

“Otros factores podrían continuar creciendo, como el caso del petróleo y la minería. Es conocido el alto rendimiento que presenta la explotación no convencional del petróleo. Y a eso se le sumaria las ventajas del RIGI, un programa que promueve grandes inversiones en las regiones especialmente asociada a los hidrocarburos y a la minería”, consideró la Fundación.

En cuanto a las transferencias discrecionales, estimó que “es posible que el gobierno nacional mantenga su política de mantenerlas en el mínimo. Aunque complicará a las jurisdicciones que cuentan con pocos recursos para desarrollar su actividad económica, se lo puede considerar como un fenómeno transitorio, porque no pueden seguir cayendo más esas transferencias”.

“Por lo tanto, para los próximos meses, a nivel global se espera el mantenimiento de esa recuperación del poder de compra de la población. Posiblemente también se mantengan los factores que favorecen a las provincias petroleras y mineras”, concluyó.

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El secretario general del Sindicato de Petroleros Privados, Marcelo Rucci, confirmó que se encuentran atentos a la situación crítica que atraviesa NRG Argentina, la empresa de procesamiento de arenas para Vaca Muerta, tras el anuncio de despidos masivos. Según el dirigente, hasta el momento no han recibido notificaciones formales de los 200 telegramas emitidos por la compañía, pero están a la espera de una comunicación oficial para determinar los pasos a seguir.

“Estamos monitoreando de cerca esta situación. No hemos recibido confirmación directa de la empresa, pero nos preocupa profundamente el impacto que esto puede tener en los trabajadores y en la industria de la región. Actuaremos con firmeza una vez que tengamos mayores precisiones”, aseguró Rucci.

La crisis de NRG, que tiene su planta en Allen, Río Negro, quedó en evidencia tras el rechazo de 170 cheques por falta de fondos, lo que representa una deuda superior a los 3.800 millones de pesos según informó la periodista Victoria Terzaghi en Energia ON. Fuentes cercanas indicaron que la compañía está negociando con acreedores, pero la delicada situación financiera ha llevado a la emisión de despidos que afectan tanto a petroleros como a camioneros.

Por su parte, el Sindicato de Camioneros de Río Negro informó que se está llevando a cabo una audiencia para abordar la problemática, en la que participan representantes de NRG y otros operadores de la industria. La expectativa es que estas negociaciones brinden claridad sobre las medidas que se tomarán frente a la crisis.

La empresa, clave en el suministro de arenas para la fractura hidráulica en los pozos de Vaca Muerta, enfrenta uno de sus momentos más difíciles. Los despidos masivos, que inicialmente trascendieron como 180 y luego se confirmaron en 200, son un reflejo del ajuste financiero que busca implementar la compañía para estabilizar su situación.

Desde el sector gremial, se espera que la empresa emita un comunicado oficial que permita dimensionar el alcance real de esta crisis y determinar las acciones que se tomarán para proteger los derechos de los trabajadores y asegurar la continuidad de las operaciones en una región tan estratégica como Vaca Muerta.

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La venta de combustibles evidenció un repunte mensual en octubre con respecto al mes anterior, pero permanece por debajo en la comparación interanual, acumulando once meses en retroceso, al presentar una merma del 8,8% frente al mismo mes de 2023.

De acuerdo a un informe de la Secretaría de Energía de la Nación en base a datos provisorios provistos por las compañías que actúan en el mercado, las ventas de nafta y gasoil al público retrocedieron en octubre 8,8% respecto a octubre del año anterior.

El producto de mayor retracción fue la nafta Premium, con una caída interanual del 20,97%, seguido por el gasoil tradicional, -18,54%; el diésel de menor cantidad de azufre, -5.34% y la nafta súper, -1.64%.

Según el portal especializados surtidores.com.ar, en lo que respecta a las empresas, durante este período ostentaron perfomances dispares. Mientras Shell y Gulf presentaron números positivos, YPF retrocedió 10,78% y AXION energy, -14,99%. No obstante, un dato alienta las esperanzas de una pronta recuperación: el comparativo intermensual fue positivo para el sector, con un incremento en las ventas del 7,57%.

Finalmente, todas las provincias aumentaron sus índices de consumo en octubre en comparación con el pasado, destacándose Catamarca como la de mayor crecimiento, con el 10,42%, seguida de Córdoba con un 10,02%. 

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Durante una entrevista en el canal de noticias La Nación+, Horacio Marín, presidente de YPF, confirmó que el próximo 13 de diciembre será inaugurado el Real Time Intelligence Center (RTIC), un centro estratégico que transformará la operación de la compañía en Vaca Muerta mediante el monitoreo y control en tiempo real desde Puerto Madero, Buenos Aires. Este anuncio subraya el compromiso de YPF con la innovación tecnológica y la eficiencia operativa en la industria de hidrocarburos.

Marín explicó en detalle cómo la implementación del RTIC será posible gracias a la conectividad avanzada provista por Starlink, la red de satélites de SpaceX. “Podemos tener hasta 300 megabits por segundo en cualquier punto de la Patagonia. Esto nos permite llevar los datos del pozo a la nube, procesarlos con inteligencia artificial y tomar decisiones en tiempo real desde Buenos Aires”, afirmó el titular de YPF.

El RTIC será operado por ingenieros que trabajarán 12 horas diarias analizando y optimizando las operaciones de perforación de pozos en Vaca Muerta, logrando lo que antes era impensado en una industria donde las limitaciones en las comunicaciones solían ralentizar los procesos decisorios.

Una metodología inspirada en la industria automotriz

Durante la entrevista, Marín también reveló que YPF ha avanzado en una colaboración estratégica con Toyota para implementar el “Toyota Well”, un proyecto que aplica los principios del Toyota Production System (TPS) en la construcción de pozos petroleros. “Estamos trabajando para que los pozos se produzcan como si fueran vehículos, aplicando la misma cadena de producción y optimización que Toyota utiliza en la industria automotriz”, explicó.

La alianza ya ha demostrado resultados notables, con una significativa reducción en los tiempos y costos de perforación, similar a las eficiencias logradas en la fabricación de automóviles. “Es un cambio extraordinario; hemos reducido costos operativos de manera impresionante en muy poco tiempo”, agregó Marín.

El futuro de YPF en Vaca Muerta

La implementación del RTIC y el proyecto Toyota Well representan un salto cualitativo en la manera en que YPF aborda la explotación de recursos no convencionales en Vaca Muerta. Estas innovaciones no solo prometen aumentar la productividad y reducir costos, sino también posicionar a YPF como líder en la adopción de tecnologías avanzadas en la industria energética de la región.

El anuncio de Marín subraya la relevancia de este avance para la compañía y para el desarrollo energético del país. Con la inauguración del RTIC y la profundización de la colaboración con Toyota, YPF reafirma su compromiso con la modernización y sostenibilidad del sector hidrocarburífero argentino.

13 de diciembre: una fecha clave

La inauguración coincide con el Día Nacional del Petróleo en Argentina y forma parte de la estrategia de expansión y optimización de YPF en Vaca Muerta.

Según Horacio Marín, CEO de YPF, el centro en Neuquén seguirá activo y se dedicará al monitoreo de la producción en tiempo real.

La inauguración del Real Time Intelligence Center será un evento trascendental no solo para YPF, sino para el sector energético en general, marcando un antes y un después en la forma en que se gestionan las operaciones petroleras en el país. Según Marín, este avance muestra que “la tecnología puede cambiar el juego en Vaca Muerta y llevarnos al próximo nivel”.

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Tras prorrogar la emergencia energética hasta el 9 de julio de 2025, el Gobierno evalúa qué hacer con los subsidios aún vigentes. Por ahora, se posterga la normalización regulatoria de la energía eléctrica y el gas, prevista originalmente para que estuviera lista como máximo este 31 de diciembre de 2024.

Esas revisiones se pondrían en marcha “lo más pronto posible”, según fuentes oficiales. Ahora, el nuevo plazo se llevó a enero y febrero 2025. Las compañías trabajan en la presentación de los documentos con las previsiones de sus negocios entre el año que viene y 2030.

El ministro de Economía, Luis Caputo, estima aplicar el final del esquema actual de segmentación de subsidios antes de fin de año.

El objetivo es terminar la división entre los usuarios N1 (Nivel 1 – “Ingresos altos”), N3 (Nivel 3 – “Ingresos medios”) y N2 (Nivel 2 – “Ingresos bajos”) para ir hacia un sistema de hogares sin subsidios, que paguen el costo real de abastecimiento de la energía y otros con la ayuda del Estado nacional mediante la tarifa social.

En tanto, la emergencia enegética prorroga la transición tarifaria, lo cual abre la puerta a continuar con los aumentos de tarifas mensuales a discreción del Gobierno, sin un marco regulatorio vigente.

Además, contempla que continuarán las intervenciones del ENRE y Enargas hasta la constitución del futuro Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, que absorberá a ambos.

El decreto extende la vigencia del DNU 55/2023, por entender que “persisten aún las circunstancias” que motivaron su promulgación al comienzo de la gestión actual.

La extensión de la emergencia se decidió frente a la proximidad del plazo fijado en el decreto original, el 31 de diciembre de 2024.

El decreto 1023/2024 publicado este miércoles dice que “resulta de público conocimiento que el Gobierno Nacional ha recibido una herencia institucional, económica y social gravísima, por lo que es imprescindible adoptar medidas que permitan superar la situación de emergencia generada por las excepcionales condiciones económicas y sociales que la Nación padece, especialmente como consecuencia de un conjunto de decisiones intervencionistas adoptadas por pasadas administraciones”.

Señala que “en lo que respecta al sector energético, la referida herencia se ha verificado en la vulnerabilidad y el estado crítico en 3 aspectos claves: (a) en el sistema económico recaudatorio; (b) en la funcionalidad de las instalaciones para asegurar el suministro actual y futuro; y (c) en la falta de señales de mercado para la oferta y la demanda”.

Por tal razón, explicó, “resulta indispensable y urgente extender la declaración de emergencia hasta el 9 de julio de 2025, con el fin de permitir que los órganos competentes continúen adoptando las medidas necesarias para asegurar la continuidad en la prestación de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y de gas natural”.

Esa extensión de la emergencia abarca también “la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultante de los procesos de revisión tarifaria en curso”, y “la intervención de los Entes Reguladores, con el fin de ordenar y unificar los tiempos, acciones y objetivos previstos en las disposiciones reseñadas”.

Asimismo, el decreto instruye a la Secretaría de Energía a “mantener en términos reales los niveles de ingresos y cubrir las necesidades de inversión, para seguir garantizando la prestación continua de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural en condiciones técnicas y económicas adecuadas para los prestadores y los usuarios”.

La norma invita a las provincias a coordinar acciones con la Secretaría de Energía para reforzar la prestación de los servicios eléctricos bajo sus jurisdicciones. Según el texto, “resulta conveniente y razonable prorrogar el Decreto N° 55/23 en lo atinente a los plazos de la emergencia declarada (…) con el fin de ordenar y unificar los tiempos, acciones y objetivos previstos”.

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YPF avanza en el proyecto del oleoducto Vaca Muerta Sur, la obra de la industria con la que Argentina se colocará como un jugador líder en la exportación de crudo regional y que generará exportaciones por 21.000 millones de dólares al año.

Para eso la semana pasada se presentó al RIGI y la próxima se conocerán los nombres de los ganadores de la licitación de la construcción de los dos tramos que componen el ducto. 

El objetivo es que en el tercer cuatrimestre del 2026 el proyecto esté listo para empezar a operar. Arrancará con 180.000 barriles y para el primer cuatrimestre del 2027 va a estar al nivel de los 390.000 barriles. 

La obra requiere una inversión de 2.500 millones de dólares que con los intereses se convertirán en unos 3.000 millones totales. Este monto la ubica en la inversión privada más grande en lo que va del siglo y recién será desplazada cuando se concrete el proyecto de la planta de LNG.

El oleoducto Vaca Muerta Sur, o proyecto VMOS, será realizará en dos tramos, uno largo en el que hay dos empresas compitiendo por ganar y otro corto en el que es factible el ingreso de jugadores mpas pequeños. Los nombres de los que ganen la licitación se conocerá la semana próxima.

Los caños es un tema resuelto, la licitación la ganó Tenaris. Se trata de caños de 30 pulgadas lo que lo convertirá en el oleoducto más grande de la Argentina. 

“El proyecto VMOS ya se presentó al Régimen de Incentivos para grandes inversiones (RIGI) y se convirtió en el primer proyecto de la industria de O&G. Este es uno de los proyectos de infraestructura privado más importantes de la Argentina de los últimos 20 años”, indicó a la prensa Horacio Marín, CEO de YPF.

El ingreso al RIGI le permitirá financiar en un 70% la obra. Se estima que los 2.000 millones que se financiarán será en su mayoría en la plaza internacional y en unos 500 millones de dólares en el local. 

Los “dueños” de la obra serán YPF y Pluspetrol en forma mayoritaria junto con Vista, PAE, Pampa, Chevron, y Shell. Ya se creó la SPV a la que, luego de negociados los contratos definitivos, adhiere el resto de los socios

“Con el trabajo que hicimos desde que llegamos, ahorramos unos 500 millones de dólares y bajamos los plazos de construcción del proyecto”, indicó Marín aunque se estima que el retraso de las decisiones implica una pérdida de 20 y 40 millones de dólares por día. 

El desembolso más fuerte deberá hacerse entre el año próximo y el 2026. 

“El proyecto VMOS convertirá a la Argentina en uno de los principales exportadores de la región y aportará divisas y trabajo al país”, aseguró Marín y agregó que “la magnitud de este proyecto lo convierte en trascendental para la Cuenca Neuquina. Este ducto permitirá más que duplicar la posibilidad de evacuación de petróleo de Vaca Muerta”.

Se proyecta que la cuenca neuquina puede  producir 1,5 millón de barriles al año.

Se trata de un proyecto novedoso desde su constitución ya que hasta ahora la industria estaba acostumbrada a trabajar de forma individual mientras que con esta obra lo harán en forma conjunta, esto les garantiza una tarifa competitiva e igual para todos los socios. 

La obra se extiende desde Loma Campana a Allen en su primer tramo, unos 130 kilómetros con un Capex de 200 millones de dólares y el segundo tramo que se se inicia en Allen hasta el puerto de aguas profundas de Punta Colorada, un tramo de 440 Km con un CAPEX de 2.500 millones de dólares. La cabezara de Allen va a ser un hub hacia los dos tramos. 

Además se producirá un abaratamiento del flete que pasará a ser de entre dos o tres dólares por barril.

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La secretaria de Energia, María Tetamanti, advirtió es miércoles por cortes de luz en el verano y aseguró que “nos tenemos que arreglar con la oferta que tenemos”. En lo que fue su primera aparición pública, a casi un mes de su designación, la funcionaria explicó que la desinversión en el sector “se empieza a ver en los cortes y problemas en la red de distribución, transporte y generación” y eso “lamentablemente son temas que no se resuelven de un día para el otro”.

“La desinversión en el sector de energía eléctrica se empieza a ver en los cortes de energía, por problemas en la red de distribución, en el transporte y la generación. Eso lamentablemente son temas que no se resuelven de un día para el otro. Tenemos el verano próximo, que según los meteorólogos va a ser muy caluroso, y la falta de inversión en el sector de generación ya la lo tenemos. No se puede construir una central de un día para el otro, asique nos tenemos que arreglar con la oferta que tenemos”, explicó Tettamanti durante un evento del Mercado Electrónico de Gas (MEGSA) donde no descartó para el 2025 una revisión de cuadros tarifarios.

La funcionaria recordó luego cuando su antecesor, Eduardo Rodríguez Chirillo, “había emitido la resolución de 294/2024, que toma medidas de emergencia que apuntan a tratar de que la oferta de energía sea la mayor posible, dando incentivos a las plantas generadoras para que hagan pequeñas inversiones y tener más reservas de potencia de generación, y por otro lado, se está trabajando con Brasil para tratar de importar la mayor energía posible dentro de lo que permita la situación eléctrica de ese país”.

Además, entre otras de las políticas de emergencia a implementar para el verano, habló de incentivar a que los grandes usuarios disminuyan su consumo en días de mayor demanda. “Eso es a lo que se puede apuntar ahora en el corto plazo”, aclaró.

“Próximamente, ya vamos a poder anunciar algunas medidas para tratar de que esos problemas se resuelvan en el mediano y largo plazo, que es mayor transporte de energía de alta tensión o mayor generación eléctrica. La idea es que puedan empezar a haber inversiones en esos sectores y que sean los privados los que empiecen a firmar contratos y a resolver esa problemática. Nosotros desde el Estado desregulamos e incentivamos la libre negociación entre las partes”, anticipo Tettamanti.

Qué pasará con las tarifas de luz

La secretaria de Energía anticipó durante el evento de MEGSA que se está evaluando una revisión en las tarifas para 2025: “La tarifa es un precio y los precios son las señales que tienen los mercados, las empresas para invertir y los consumidores para consumir. Sin esa señal en los mercados, los mercados no funcionan, y entonces tienen que ser previsibles”

“Lo ideal sería llegar a una revisión tarifaria que se concrete y que le dé señales a estas empresas por los próximos cinco años acerca de cuáles van a ser los niveles tarifarios que van a tener para que se animen a invertir”, argumentó la funcionaria para justificar los futuros incrementos.

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La empresa Petrolera Aconcagua Energía (PAESA), de capitales 100% argentinos, recibió el pasado viernes el premio a la Mejor Empresa del sector Energía Petróleo y Minería de la provincia de Mendoza. La distinción fue otorgada por la Asociación de Ejecutivos de Mendoza (AEM) en el marco de la Fiesta Anual de Premiación Empresarial de la institución mendocina.

El objetivo de este importante evento empresarial es reconocer el trabajo, la trayectoria y el compromiso de las empresas, los ejecutivos y empresarios de la provincia de Mendoza con el desarrollo productivo, económico y social.

“Desde Aconcagua Energía estamos muy contentos y agradecidos con la distinción recibida. Este es un reconocimiento al esfuerzo y trabajo diario que nuestros equipos realizan y por eso el mérito es de ellos”, señaló Juan Pablo Bridger, Gerente de Operaciones de la Unidad de Negocios de Mendoza tras recibir el premio. “Esto nos alienta a continuar trabajando con el mismo compromiso y dedicación que lo venimos haciendo desde el inicio de nuestras operaciones”, enfatizó el ejecutivo.

Otros reconocimientos

Además del reconocimiento de AEM, Aconcagua Energía recibió el miércoles pasado un reconocimiento especial de la Legislatura de Mendoza por un ciclo de capacitaciones brindadas durante 2024, al personal de la institución, principalmente a las Comisiones de Energía de la Cámara de Senadores y de la Cámara de Diputados.

Durante este ciclo se desarrollaron talleres sobre diferentes etapas y actividades vinculadas con el desarrollo de los hidrocarburos, especialmente en la provincia de Mendoza, y también en el desarrollo y oportunidades vinculadas con energías alternativas. Además, el ciclo fue declarado de interés por la institución, y continuará desarrollándose durante 2025 con nuevas actividades pensadas para el aprovechamiento de los participantes.

“Es un honor haber recibido tal reconocimiento por parte de la Legislatura de la Provincia de Mendoza”, señaló Juan Crespo, Gerente de Relaciones Institucionales de Aconcagua Energía. “Este reconocimiento es principalmente para el personal de la empresa que estuvo preparando los talleres y organizando las visitas y charlas que brindamos durante este 2024. Para 2025 ya estamos trabajando para seguir con el ciclo, en articulación tanto con la Legislatura como con el Ministerio de Energía y Ambiente de la provincia, y también pensando en sumar otras empresas”.

De esta forma Aconcagua Energía continúa consolidándose como uno de los grupos económicos y energéticos independientes más dinámico y atractivos de la Argentina, y referente en las cuencas productivas y regiones donde opera, manteniendo una estrategia de crecimiento y consolidación sostenible en todas sus líneas de negocio: Upstream, Midstream, Servicios y Generación.

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El presidente venezolano, Nicolás Maduro, afirmó esta noche que el petróleo y el gas de Venezuela están disponibles para cualquier país que desee adquirirlos, sin limitaciones ideológicas.

“Todo aquel que quiera petróleo y gas de Venezuela que lo pague, que lo compre. Nuestro petróleo no tiene una marca ideológica”, enfatizó Maduro en una declaración que subraya la disposición del país a negociar sus recursos energéticos a precios del mercado internacional.

A través de la televisora estatal, Maduro destacó que Venezuela no restringe sus ventas a países con afinidades políticas y recalcó que “el petróleo venezolano está siempre disponible para quien quiera, donde quiera, como quiera y cuando quiera; si ustedes quieren, nosotros queremos”.

La posición del mandatario venezolano responde a una política de mercado flexible con miras a diversificar los destinos de exportación del país sudamericano.

Al mismo tiempo, el jefe de Estado reafirmó la necesidad de avanzar hacia una economía diversificada, que reduzca la dependencia del sector petrolero: “Necesitamos construir una economía diversificada y productiva”, añadió el presidente.

En tal sentido, subrayó el compromiso de su Gobierno con el desarrollo de sectores como la agricultura y la ganadería, que han tenido un notable crecimiento y que Caracas se propone consolidar.

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La capacidad total de generación de energía nuclear de China, incluidas las unidades en funcionamiento, en construcción y aprobadas oficialmente, ocupa el primer lugar a nivel mundial, según la Sociedad de Investigación Energética de China.

China tiene 58,08 millones de kilovatios de unidades de energía nuclear en funcionamiento, y 55,05 millones de kilovatios oficialmente aprobados o en construcción, lo que hace que su capacidad total sea la más alta del mundo, dijo el presidente del organismo, Shi Yubo, durante la III Conferencia de Desarrollo de Alta Calidad de la Energía Nuclear de China, que se celebró entre el lunes y el miércoles de esta semana en la ciudad de Shenzhen, en la provincia meridional de Guangdong.

Shi añadió que es imperativo centrarse en forjar nuevas fuerzas productivas de calidad y promover un desarrollo de alta calidad en el sector de la energía nuclear.

Según Huang Xuenong, alto funcionario de la Administración Nacional de Energía, la generación de energía nuclear en China alcanzó los 430.000 millones de kilovatios-hora en 2023, lo que supone más del 13 por ciento de su generación total de energía limpia, que, para ese mismo año, se situó en torno a los 3,1 billones de kilovatios-hora.

La conferencia, organizada conjuntamente por la asociación y el Grupo General de Energía Nuclear de China, atrajo a más de 1.200 representantes de departamentos gubernamentales, instituciones de investigación, asociaciones industriales y empresas del sector, que abordaron juntos las perspectivas de desarrollo de la energía nuclear, la medicina nuclear, la fusión nuclear, la estrategia de desarrollo de la energía nuclear y la digitalización de la industria.

Junto con la conferencia se celebró también la Exposición Internacional de Innovación en la Industria de la Energía Nuclear de Shenzhen.

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Avanzan las instancias en el partido de Mar Chiquita para la instalación de un nuevo parque eólico, denominado Los Patrios y de enorme envergadura con 43 aerogeneradores proyectados. La inversión, a desarrollarse sobre terrenos privados situados entre las localidades de Vivoratá y Coronel Vidal, atraviesa la etapa de participación pública.

La millonaria inversión en jurisdicción marchiquitense estará a cargo de la misma empresa que recientemente puso en funciones en Tandil el parque eólico La Elbita, un inmenso predio en el distrito serrano situado en cercanías del límite con el partido de Lobería que cuenta con 36 molinos.

El fenómeno de la transición energética, clave para combatir la crisis climática, no es nuevo en Mar Chiquita y mucho menos en el resto del sudeste bonaerense. 

En el propio distrito marchiquitense se inauguró tiempo atrás un primer parque eólico, ubicado sobre el sector urbano norte de Vivoratá, lindero a ruta 2. En el cercano partido de General Alvarado, en tanto, desde hace una década las infraestructuras eólicas son frecuentes, varias de ellas situadas al borde de ruta 88. Lo mismo sucede en Necochea, donde opera desde 2020 otro parque eólico de la misma firma que invertirá en Mar Chiquita.

Ubicación del parque eólico Los Patrios

El proyecto del parque eólico Los Patrios estará localizado sobre predios privados en una superficie de 5.721 hectáreas, a unos 50 km de la ciudad de Mar de Plata.

Los lotes se ubican a una distancia de 11 km al norte de Vivoratá y de 12 km al sur de Coronel Vidal, entre la ruta provincial N°55 y la ruta nacional N°2.

43 aerogeneradores nuevos en Mar Chiquita

El proyecto a levantarse en Mar Chiquita, si se consiguen todos los permisos, será uno de los más amplios en su tipo de la provincia de Buenos Aires.

En el plan de energías renovables de Los Patrios se detalla que se instalarán una totalidad de 43 aerogeneradores o turbinas eólicas (WTG, por sus siglas en inglés) de 6,2 MW cada uno, otorgando al proyecto una generación nominal de 266,6 MW de potencia.

La altura de buje que conforma el equipo del molino será de 125 metros. El proyecto contempla la construcción de nuevos caminos viales internos del parque para acceder a las posiciones de los futuros aerogeneradores, donde se construirán las fundaciones y plataformas de montaje correspondientes.

Los aerogeneradores serán conectados entre sí mediante redes colectoras eléctricas en 33 kV, las cuales transmitirán la energía generada del parque a la estación transformadora de Cnel. Vidal 33/132 kV. A su vez dicha estación se vinculará al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) mediante una línea aérea doble terna en 132 kV, capaz de evacuar la energía generada por el parque eólico.

La operación del lugar estará a cargo de Genneia S.A. y una vez finalizada la instalación contará en el área con un equipo de 3 a 6 técnicos, dependiendo de las tareas a realizar, ya que el parque se manejará en forma autónoma. Es decir que únicamente se realizarán tareas de mantenimiento periódico.

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El Gobierno prorrogó la emergencia del sector energético nacional, que vencía en diciembre, hasta el 9 de julio de 2024. La entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes de la revisión tarifaria de energía eléctrica bajo jurisdicción federal y de gas natural no podrá exceder la nueva fecha. Mientras tanto, habrá adecuación transitoria de precios.

La medida se implementó a través del Decreto 1023/2024, publicado este miércoles en el Boletín Oficial con la firma del presidente Javier Milei y todo su gabinete.

El texto expresa que “resulta indispensable y urgente” extender la declaración de emergencia para “permitir que los órganos competentes continúen adoptando las medidas necesarias para asegurar la continuidad en la prestación de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y de gas natural”.

Además, aclara que el objetivo de la prórroga es contar con el tiempo suficiente para “obtener resultados satisfactorios en el marco de la emergencia”, con el fin de unificar tiempos, acciones y objetivos previstos.

Asimismo, el decreto encomienda a la Secretaría de Energía la tarea de mantener los ingresos en términos reales y de cubrir las necesidades de inversión. Esto busca garantizar que los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural se sigan prestando en condiciones técnicas y económicas adecuadas, tanto para los prestadores como para los usuarios.

Por su parte, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), que mantendrán su intervención, dispusieron adecuaciones transitorias de tarifas para los sectores del transporte y la distribución de energía eléctrica y gas natural, respectivamente. La Secretaría de Energía deberá a su vez, iniciar el proceso de selección de los miembros de su directorio.

Por otro lado, dentro de la resolución, el Poder Ejecutivo menciona el “Plan de Contingencia y Previsión para meses críticos del período 2024/2026”, con la finalidad de evitar, reducir o mitigar la crítica condición de abastecimiento de energía para los días críticos del período 2024/2026, en los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica.

El plan había sido anunciado en octubre y establece que se realizarán todas las acciones que permitan obtener la importación de energía y competencia de países limítrofes en horas de elevada exigencia de días críticos que oportunamente definirá CAMMESA (compañía administradora del mercado mayorista eléctrico) y crucialmente en horas pico.

Prorrogan la emergencia del sector energético nacional: qué pasará con las tarifas

El decreto pospone hasta mediados del próximo año la vigencia de los cuadros tarifarios resultantes de los procesos de revisión iniciados en 2023. En ese marco, la normativa establece que “la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes no podrá exceder del 9 de julio de 2025” y se dispone que en el proceso de adecuación tarifaria se apliquen “mecanismos que posibiliten la participación ciudadana”.

A su vez, el Gobierno adelantó que revisará el mecanismo de actualización tarifaria basado en la inflación pasada y se sustituirá por uno que contemple la inflación futura que permita mantener “los valores tarifarios en valores reales y los más constantes posibles”, señala el texto, que también afirma que el proceso de adecuación tarifaria deberá contemplar las audiencias públicas.

En cuanto a las inversiones que debían ocuparse las empresas, el Gobierno reconoció que pese a la recomposición transitoria de tarifas no se llegaron a materializar las inversiones necesarias, “por tratarse de obras de envergadura que demoran largos plazos para materializarse”.

Por último, la norma invita a las provincias a coordinar acciones con la Secretaría de Energía para reforzar la prestación de los servicios eléctricos bajo sus jurisdicciones.

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La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) redujo nuevamente su pronóstico de crecimiento en la demanda mundial de petróleo para 2024 y 2025, reflejando un entorno económico global más débil de lo esperado. Según el último informe del cártel, el crecimiento interanual estimado en el consumo de crudo para 2024 ha sido recortado en un 20% desde julio, marcando la cuarta corrección consecutiva.

Pronósticos para 2024: menos demanda de lo esperado

La OPEP prevé ahora que la demanda mundial de petróleo en 2024 alcanzará los 104,03 millones de barriles diarios (mb/d), lo que representa un incremento de 1,82 mb/d respecto a 2023. Sin embargo, este crecimiento es 107.000 barriles diarios menor al proyectado en octubre.

En cuanto a las regiones:

• OCDE: Se anticipa un crecimiento de 0,2 mb/d, una ligera mejora respecto al mes anterior, reflejando una mayor estabilidad en las economías desarrolladas.
• Países no OCDE: Se proyecta un aumento de 1,7 mb/d, una corrección a la baja frente a los 1,8 mb/d previos, debido a un menor dinamismo en mercados emergentes clave como China e India.

Previsión para 2025: crecimiento moderado

Para 2025, la OPEP anticipa que la demanda global de crudo alcanzará un promedio de 105,7 mb/d, lo que implica un crecimiento de 1,5 mb/d respecto a 2024. Sin embargo, este incremento también se revisó a la baja en 103.000 barriles diarios frente a las estimaciones de octubre.

El crecimiento continuará impulsado principalmente por:

• Países no OCDE, con un aumento proyectado de 1,4 mb/d, ligeramente inferior a los 1,5 mb/d del informe anterior.
• OCDE, donde se espera un aumento marginal de 0,1 mb/d, reflejando una estabilización en la demanda energética de las economías desarrolladas.

El papel de China en la demanda global

China, la segunda mayor economía mundial, sigue siendo un actor crucial en el panorama energético global. No obstante, su consumo de petróleo en septiembre creció solo en 57.000 barriles diarios, muy por debajo de los 83.000 barriles diarios de agosto.

La OPEP se muestra cautelosa respecto al impacto de los planes de estímulo del gobierno chino, que incluyen grandes inversiones en infraestructura y medidas fiscales para dinamizar el consumo interno. Aunque se espera que estas acciones tengan un impacto positivo en la demanda, los resultados concretos aún están por verse. Según el informe, los efectos podrían consolidarse en el cuarto trimestre de 2024 y extenderse al primer trimestre de 2025.

Factores que influyen en la revisión

La desaceleración en las proyecciones de demanda obedece a múltiples factores:

1. Desaceleración económica global, con signos de enfriamiento en economías clave como Estados Unidos, Europa y China.
2. Inflación persistente, que sigue afectando el poder adquisitivo de los consumidores y los costos operativos de las empresas.
3. Conflictos geopolíticos, que generan incertidumbre y afectan tanto la oferta como la demanda de petróleo.

Impacto en los precios y la producción

Con esta nueva corrección, los precios del petróleo se han mantenido en un rango relativamente estable de 65 a 75 dólares por barril, aunque sujetos a presiones constantes. Los movimientos de OPEP+, encabezada por Arabia Saudita y Rusia, serán clave para equilibrar el mercado, especialmente si las condiciones económicas globales siguen deteriorándose.

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La secretaría de Ambiente de la provincia de Neuquén, dependiente del ministerio de Energía y Recursos Naturales, junto con el Consejo Federal de Inversiones (CFI), realizó la jornada “Hidrógeno de bajas emisiones: desafíos y oportunidades para el desarrollo de Neuquén y la Patagonia”, un evento clave en el que se compartieron los principales hallazgos del Plan Hidrógeno Patagonia. 

La actividad se llevó a cabo en el Auditorio IJAN de la ciudad de Neuquén y convocó a representantes de los ministerios de Energía y Recursos Naturales; Economía, Producción e Industria; e Infraestructura, y organismo como el Copade, ADI-NQN, INTI, EPEN, GyP, y el equipo técnico de la subsecretaría de Cambio Climático.

El ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, Gustavo Medele, habló sobre el potencial de la provincia en el desarrollo de hidrógeno, destacándolo como un combustible limpio que podría ser clave para la transición energética. “Claramente se puede producir hidrógeno en la provincia, tenemos todos los recursos, resta hacer una evaluación seria, objetiva teniendo en cuenta los distintos vectores: transporte, energías limpias, etc”, afirmó.

La jornada comenzó con las palabras de bienvenida de la secretaria de Ambiente, Leticia Esteves, quien destacó la importancia del evento y agradeció “al CFI, que ha estado siempre a disposición y es aliado en todo lo que venimos trabajando en esta gestión, en particular con este programa donde ya podemos empezar a mostrar resultados. Estamos muy contentos de ver los resultados de este trabajo que les llevó tanto tiempo y que empiece a ser el tema del momento“. 

El jefe de Área de Infraestructura del CFI, Guillermo della Crocce, presentó los objetivos y avances del Plan Hidrógeno Patagonia, remarcando la colaboración interprovincial y el potencial de la región en la producción de hidrógeno de bajas emisiones.

Durante la mañana, Federico Facio, de la consultora Humano, expuso los resultados de los estudios de nivelación y la identificación de necesidades específicas para Neuquén en su camino hacia una hoja de ruta de desarrollo del hidrógeno. 

En la segunda parte, Gustavo Mange, de Neo Ambiental, abordó los aspectos socioambientales del proyecto, subrayando la relevancia de un enfoque que considere los criterios multicriterio y de Sistemas de Información Geográfica (SIG) en la evaluación ambiental.

A lo largo de la jornada, se integraron los resultados y se establecieron propuestas de acción concretas, dando lugar a un espacio de debate sobre las metas y prioridades de Neuquén en este sector. 

Esteves destacó las gestiones del Gobierno de la Provincia “para generar las condiciones y que las inversiones lleguen y los proyectos no queden solamente en eso, sino que se conviertan en una realidad, pero también celebro que mientras nosotros estamos haciendo todo esto a nivel nacional, en el Congreso de la Nación también se está debatiendo un proyecto que es el marco normativo para el hidrógeno, que está precisamente impulsado por una patagónica que es Ana Clara Romero, diputada nacional por la provincia de Chubut, están todas las condiciones dadas para que Neuquén se pueda sumar a esa agenda y ser una parte estratégica de todo lo que se ve en el futuro“.

El cierre estuvo a cargo de Santiago Nogueira, subsecretario de Cambio Climático, quien recalcó la importancia de esta jornada como parte del compromiso de Neuquén con la acción climática. En este sentido, recordó la creación reciente de la Subsecretaría de Cambio Climático, una entidad que representa un hito en la política provincial impulsada por el gobernador Rolando Figueroa y que se rige bajo la Ley Provincial 3454.

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Nuevas oportunidades de desarrollo convencional y prospectividad no convencional (Fm. Vaca Muerta), inversiones genuinas, contratación de mano de obra local e ingresos por regalías de nueva producción, son algunos de los beneficios que brindará esta adjudicación para la Provincia de Mendoza.

La empresa Petrolera Aconcagua Energía (PAESA), del grupo económico de capitales 100% argentino, continua con su plan de expansión y posicionamiento en el segmento convencional de petróleo y gas; aunque también con oportunidades en el desarrollo del no convencional en Vaca Muerta en la provincia de Rio Negro y Mendoza.

De esta forma la empresa dio a conocer que mediante el Decreto Nro. 2324/2024 de la provincia de Mendoza, obtuvo la licencia por 25 años de concesión del área Payún Oeste. La adjudicación de la nueva área le permitirá a la empresa conformar un nuevo bloque integrado de desarrollo de hidrocarburos constituido por el área Payún Oeste – Confluencia Sur (más de 145 Km2 de superficie) aprovechando las sinergias de las facilidades de producción y servicios existentes.

“Estamos muy contentos con esta adjudicación y con poder continuar contribuyendo al desarrollo de la industria”, señaló el Ing. Diego Trabucco, presidente & CEO del grupo empresario. “La adquisición de Payún Oeste nos permitirá integrarnos con un área que ya tenemos en el departamento de Malargüe (Confluencia Sur) y así hacer sinergia, optimizar operaciones y generar más oportunidades de empleo”, agregó el socio fundador de Aconcagua Energía, quien además felicitó al Gobierno mendocino y a todo el equipo del Ministerio de Energía y Ambiente de la provincia por el excelente proceso de licitación realizado, el cual buscó maximizar las oportunidades que ofrece la provincia en materia energética hidrocarburífera.

Características generales de Payún Oeste y su potencial

Perteneciente a la Cuenca Neuquina, la nueva área adjudicada a Aconcagua Energía ocupa una superficie de 179 km2, Payún Oeste cuenta con 13 pozos perforados por operadoras anteriores que alcanzan profundidades de hasta 2500 m, donde se evaluaron diferentes niveles productivos convencionales y no convencionales de hidrocarburos. El área tiene descubrimientos de petróleo, gas y condensados en formaciones Convencionales y testeada productividad en Vaca Muerta con el pozo La Fija.x-1.

De acuerdo con información técnica, Payún Oeste es un área con un alto potencial de desarrollo convencional sobre la faja plegada, y para su desarrollo se realizarán trabajos de perforación de pozos nuevos y reparaciones en pozos claves, que brindarán mayor y valiosa información para cuantificar las reservas y planificar el plan de explotación o desarrollo.

Como parte del plan de desarrollo en la nueva área, Aconcagua Energía prevé hacer foco también en la apertura de nuevas fronteras exploratorias en Vaca Muerta (potencial reservorio No Convencional), en una zona donde ya se investigó dicha formación con resultados positivos. Cabe destacar que en el año 2012 se comprobó en Payún Oeste, mediante la perforación del pozo La Fija.x-1, la productividad en vertical de Vaca Muerta con resultados muy positivos y levemente inferiores a los de centro de desarrollo (medidos en términos de acumuladas por etapas el cual rondan los 5.000 m3/etapa de fractura y/o 900k Bbl para un pozo horizontal de rama de 2.500 mts y 30 etapas de fractura). De igual manera al sur del yacimiento, en CN-VII A y Paso Bardas Norte, recientemente YPF obtuvo resultados positivos en 2 pozos horizontales de rama corta (1.000 mts) confirmando las productividades antes mencionadas en petróleo y como dato destacado con una relación gas-petróleo del orden de 1.000 m3/m3, lo que podría redundar en una mejora en los económicos del potencial desarrollo compensando la productividad secundaria en petróleo.

En el mismo sentido, Aconcagua Energía realizará nuevos trabajos de reinterpretación de la información sísmica, adquisición de nueva información y un primer pozo piloto horizontal a la Fm. Vaca Muerta, que contribuirá a disminuir el riesgo en un gran sector del bloque y permitirá el futuro desarrollo del No Convencional en una importante región de la provincia de Mendoza.

De esta forma Aconcagua Energía continúa consolidándose como uno de los grupos económicos y energéticos independientes más dinámico y atractivos de la Argentina, y referente en las cuencas productivas y regiones donde opera, manteniendo una estrategia de crecimiento y consolidación sostenible en todas sus líneas de negocio: Upstream, Midstream, Servicios y Generación.

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Referentes del INTI llevaron a cabo una agenda que apunta a consolidar vínculos entre instituciones y empresas dedicadas al desarrollo regional basado en el aprovechamiento de biomasa. En este marco, el presidente del Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI), Daniel Afione, participó en Tucumán de la inauguración del Laboratorio de Biocombustibles (LBC) a cargo del departamento de Energías Renovables de la Subgerencia Operativa NOA. En las nuevas instalaciones se podrán caracterizar la biomasa y los biocombustibles sólidos, líquidos y gaseosos, impulsando así el potencial exportador de las pymes en el mercado emergente de la bioenergía. El evento convocó a referentes tecnológicos, responsables de políticas públicas y actores privados del sector bioenergético local.

El INTI también suscribió un acuerdo con el Instituto de Promoción del Azúcar y Alcohol de Tucumán (IPAAT) que tiene como misión impulsar la producción de alcohol elaborado a partir de caña de azúcar, el desarrollo de bioetanol combustible, el fomento de la exportación de los saldos de azúcar y alcohol y el fortalecimiento de los productores cañeros. A través de esta articulación se busca contribuir al desarrollo económico de la actividad sucro-alcoholera regional.

A fin de promover esta iniciativa con actores productivos en materia bioenergética, el titular del instituto visitó, junto al subgerente regional NOA, Ramiro Casóliba, y al gerente de Metrología y Calidad, Héctor Laiz, la Estación Experimental Agroindustrial Obispo Colombres. Allí se rubricó otro convenio con el objetivo de impulsar trabajos de gasificación de biomasa y sumar capacidades analíticas al Programa de Certificación de Biocombustibles del INTI.

A su vez, visitaron la Compañía Azucarera Los Balcanes CIA, un ingenio que inauguró recientemente su central térmica de generación con biomasa. Posteriormente, recorrieron las plantas pilotos que el instituto dirige en la Universidad Nacional de Tucumán y visitaron la planta industrial Metalúrgica Dibacco y CIA para conocer los procesos y requerimientos de transformación industrial.

En otro orden, en la provincia de Santiago del Estero, el INTI incorporó a su red SAC de laboratorios supervisados, al Instituto de Tecnologías Aplicadas (ITA) de la Facultad de Ciencias Exactas y Tecnologías (FCEyT) de la UNSE, que lo habilita oficialmente para llevar cabo calibraciones y mediciones eléctricas, siendo el primero de este tipo en el norte grande.

El acto culminó con la entrega formal de los certificados que oficializan la incorporación del Laboratorio de Metrología Eléctrica del ITA al Sistema Argentino de Calibración y Medición (SAC), destacando un importante avance en las capacidades tecnológicas de la Universidad. Afione ponderó la importancia del trabajo conjunto con la universidad, una institución clave donde se “genera capital humano y conocimiento”.

En diálogo con el gobernador Gerardo Zamora, se destacó la importancia de ampliar los servicios del Nodo Tecnológico en beneficio de las industrias locales. La agenda concluyó con una reunión ampliada del Sistema Integrado de Ciencia, Tecnología e Innovación, la Unión Industrial local y cámaras empresarias.

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El potencial energético de Vaca Muerta, la formación geológica argentina rica en gas y petróleo no convencional, ha puesto a Sudamérica en el centro de la escena energética mundial. En un hito histórico para la región, Argentina y Brasil firmaron un acuerdo que permitirá que el gas natural argentino llegue al mercado brasileño, diversificando la matriz energética de ambos países y fortaleciendo los lazos comerciales.

En el marco de la cumbre del G20, los gobiernos argentino y brasileño sellaron un memorando de entendimiento que establece un marco para la exportación de gas natural de Vaca Muerta a Brasil. Este acuerdo, que prevé un aumento gradual de los envíos hasta alcanzar los 30 millones de metros cúbicos diarios en cinco años, representa un punto de inflexión para la integración energética regional. Luis Caputo firmó por la Argentina y el ministro de Minas y Energía brasileño, Alexandre Silveira, por Brasil.

Qué significa para ambos países

• Para Argentina: La exportación de gas a Brasil permitirá aprovechar de manera más eficiente las reservas de Vaca Muerta, generando ingresos adicionales para el país y fortaleciendo su posición como exportador de energía.
• Para Brasil: El acceso al gas argentino contribuirá a diversificar la matriz energética brasileña, reduciendo la dependencia de otras fuentes de suministro y estabilizando los precios del gas en el mercado interno. Además, permitirá impulsar la industria y generar empleo en diversos sectores.

Las rutas del gas

El acuerdo contempla el análisis de cinco posibles rutas para transportar el gas argentino a Brasil, cada una con sus propias características y desafíos:

1. Gasoducto Brasil-Bolivia (Gasbol): Esta es la opción más directa, pero requiere adaptaciones para revertir el flujo del gas.
2. Corredor Paraguay: Esta alternativa, que no involucra a Bolivia, ofrece una mayor flexibilidad y podría ser una opción a largo plazo.
3. Ruta Formosa-Asunción-Campo Grande: Esta opción es más corta y permitiría abastecer tanto a Paraguay como a Brasil.

Desafíos y oportunidades

La implementación de este proyecto representa un desafío logístico y financiero significativo. Se requerirán inversiones importantes en infraestructura, así como la coordinación de múltiples actores a nivel gubernamental y privado. Sin embargo, las oportunidades que ofrece este acuerdo son enormes, tanto para Argentina como para Brasil.

La exportación de gas de Vaca Muerta a Brasil es un paso fundamental hacia la construcción de un mercado energético regional integrado y sostenible. Este proyecto no solo fortalecerá los lazos comerciales entre ambos países, sino que también contribuirá a la transición energética global, promoviendo el uso de fuentes de energía más limpias y eficientes.

El acuerdo entre Argentina y Brasil marca el inicio de una nueva era en la cooperación energética regional. Vaca Muerta se posiciona como un actor clave en la matriz energética de Sudamérica, ofreciendo nuevas oportunidades de desarrollo y crecimiento económico para toda la región.

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A partir de la aceleración en el desarrollo de Vaca Muerta, la puesta en marcha de obras de infraestructura de transporte y la consolidación de las ventas a Chile, YPF se convirtió en la principal empresa exportadora de petróleo de Argentina. 

Desde junio 2024, la compañía encabeza el ranking de envíos de crudo al exterior. Según los resultados presentados, las exportaciones de petróleo Medanito aumentaron en el tercer trimestre, promediando los 40.000 barriles día, lo que representa un crecimiento del 37% respecto al segundo trimestre y un 111% respecto al período anterior. 

El volumen exportado por YPF representa un 15% de la producción total de la compañía y generó ingresos por 200 millones de dólares en el período. El principal país de destino de exportación fue Chile, gracias a la puesta en marcha el Oleoducto Trasandino luego de 17 años de estar fuera de servicio. Las ventas a ese país se componen mayormente de crudo de Vaca Muerta, donde la compañía incrementó un 36% su producción interanual neta en el tercer trimestre. 

En caso del petróleo de la Cuenca Austral, además de Chile, se suman Estados Unidos y Holanda como destinos, en este caso vía transporte marítimo. 

La compañía realiza este año una de las campañas más importantes de pozos de su historia en la ventana de petróleo, con la intención de aumentar la producción de la Cuenca Neuquina. Este objetivo forma parte del plan 4×4, que busca posicionar a YPF como exportadora de crudo de la mano de proyectos estratégicos como los oleoductos Vaca Muerta Norte y Sur.

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La empresa de bandera YPF confirmó ante la Comisión Nacional de Valores (CNV) el cambio de directorio y se sumó otra baja de un funcionario en la gestión de Javier Milei. A través de una carta de notificación, informó que el contador público José Guillermo Terraf renunció a su cargo de Director Titular por la Clase D por razones personales. 

Su reemplazante será Ignacio Ezequiel Bruera, quien hasta el momento se desempeñaba dentro del órgano de decisión de la empresa como director suplente. 

Con más de 25 años de experiencia en asesoramiento económico y financiero, el hoy ex funcionario había asumido el cargo frente a la compañía energética en abril de 2024.

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En el marco de la COP29 en Azerbaiyán, el principal asesor climático de la Casa Blanca, Ali Zaidi, destacó que el aumento en la producción de petróleo y gas en Estados Unidos no solo es compatible con los objetivos climáticos, sino que también actúa como un facilitador de la transición hacia energías limpias.

El enfoque de la administración Biden

Zaidi explicó que la estrategia del gobierno de Joe Biden busca garantizar la disponibilidad de energía para satisfacer la demanda actual sin generar shocks en el mercado ni presionar al alza los precios. “Esto facilita la descarbonización, no la retrasa”, aseguró durante una entrevista con Bloomberg TV.

Aunque la administración saliente ha impulsado políticas y gastos récord en energías de bajas y cero emisiones, el país también ha alcanzado niveles históricos de producción de petróleo y gas. Actualmente, Estados Unidos lidera el mundo en producción de crudo, superando a países como Arabia Saudita.

Zaidi defendió este equilibrio, argumentando que el mix energético actual no debe ser un obstáculo para avanzar en la lucha contra el cambio climático. “No importa cuál sea tu mix energético hoy; todos podemos avanzar hacia el objetivo de mantener el calentamiento global por debajo de 1.5 grados”, subrayó.

Preocupaciones por el futuro climático con la nueva administración

Estas declaraciones llegan en un momento crucial, ya que el presidente electo Donald Trump ha prometido retirar nuevamente a Estados Unidos del Acuerdo de París y desmantelar regulaciones clave para reducir las emisiones de carbono.

Sin embargo, Zaidi insistió en que los avances en la transición energética de EE.UU. son irreversibles, gracias a una economía política robusta en torno a la inversión en energías limpias. “Hay una irreversibilidad en nuestro impulso aquí”, afirmó, aludiendo a los más de un billón de dólares en inversiones privadas y proyectos intensivos en capital que se están desarrollando en todo el país.

Un futuro enfocado en la inversión limpia

Zaidi destacó que el sector privado, la industria y el mercado laboral en Estados Unidos están alineados para aprovechar las oportunidades de la transición energética. “Existe un enfoque singular en el sector privado para capturar esta oportunidad, y EE.UU. seguirá avanzando con rapidez en esta dirección”, concluyó.

A pesar de las incertidumbres políticas, Estados Unidos busca asegurar a la comunidad internacional que su compromiso con la transición energética es sólido. El país está decidido a liderar el cambio, demostrando que el auge petrolero puede ser compatible con un futuro de energías limpias y sostenibles.

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El secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Marcelo Rucci, volvió a expresar su preocupación por la reciente resolución de la Secretaría de Ambiente de la provincia que elimina la obligatoriedad del uso de mantas oleofílicas en las operaciones petroleras. En una entrevista reciente, Rucci calificó esta medida como un grave error que perjudica tanto al medio ambiente como a las familias que dependen de esta industria.

Un Retroceso con Consecuencias Graves

Según el dirigente, la nueva normativa no introduce mejoras ni avances tecnológicos en la gestión de residuos, sino que representa un retroceso a prácticas obsoletas que en el pasado causaron graves daños ambientales. “Volvemos a viejas prácticas que tan mal le han hecho al medio ambiente y a la industria”, subrayó.

El dirigente señaló que, al suprimir el uso de mantas oleofílicas, se genera un perjuicio directo para unas 500 familias que dependen de esta actividad. “No fue previsto qué va a pasar con estas familias. Volvemos 20 años para atrás con la aplicación de esta normativa, entonces no mejoramos”, lamentó.

Beneficios para las empresas, perjuicios para todos los demás

Rucci enfatizó que el único beneficiado por esta resolución son las empresas operadoras, que ya no tendrán que asumir los costos asociados al uso de mantas oleofílicas. “El único ganador acá son las empresas que evitan un gasto, mientras que el medio ambiente y las familias trabajadoras resultan perjudicados”, declaró.

Desconocimiento, no mala intención

A pesar de la dureza de sus palabras, Rucci aclaró que no cree que haya habido mala intención en la decisión, sino un desconocimiento de las consecuencias. Sin embargo, insistió en que la medida debe ser revisada de inmediato para evitar mayores perjuicios.

Diálogo con el Gobernador

Rucci confirmó que ya discutió el tema con el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa,  quien se comprometió a abordar la situación con la Secretaría de Ambiente. “El gobernador dijo que lo iba a conversar y que, si hay que solucionarlo, se soluciona”, indicó.

El líder sindical destacó que el enfoque del sindicato no es buscar conflictos, sino encontrar soluciones. “Nosotros no estamos buscando problemas, estamos buscando soluciones. Queremos resolver un problema importante que tiene solución”, afirmó.

El Contexto de la Resolución

La normativa que elimina la obligatoriedad del uso de mantas oleofílicas surge en un contexto de presión para reducir costos operativos en la industria petrolera. Sin embargo, esta decisión ha generado fuertes críticas por su impacto ambiental y social. Las mantas oleofílicas son una herramienta clave para contener derrames de hidrocarburos y minimizar la contaminación del suelo.

Además del daño ambiental, la medida amenaza la estabilidad laboral de cientos de trabajadores que se dedican a la fabricación, instalación y gestión de estas mantas, un sector que ha sido fundamental en la gestión responsable de residuos en la industria petrolera de la región.

No problemas, soluciones

El futuro de esta resolución dependerá del análisis y las decisiones que tome el Gobierno provincial en las próximas semanas. Mientras tanto, la posición del sindicato es clara: se debe priorizar la protección ambiental y la seguridad laboral por encima de cualquier reducción de costos. “Si hubo un error, se debe corregir. No se trata de alargar el problema, sino de solucionarlo”, concluyó Rucci.

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La reciente solicitud del Instituto Americano del Petróleo (API) al presidente electo Donald Trump para revertir las políticas climáticas de Joe Biden pone de manifiesto la tensión persistente entre las ambiciones de la industria energética y los compromisos de Estados Unidos con la lucha contra el cambio climático. Según un informe de Reuters, el API, principal representante del sector petrolero y gasífero, ha pedido una serie de medidas que podrían transformar radicalmente la política energética de la nación.

El contexto energético: tensiones entre regulación y producción

Bajo la administración Biden, Estados Unidos ha buscado acelerar la transición energética hacia fuentes limpias, implementando regulaciones estrictas sobre emisiones de metano, impulsando la electrificación del transporte y limitando el desarrollo de combustibles fósiles en tierras federales. Sin embargo, y paradójicamente, la producción de petróleo y gas ha alcanzado niveles récord. Este aumento subraya la capacidad de la industria para adaptarse a nuevas realidades regulatorias mientras maximiza la explotación de recursos.

Mike Sommers, director ejecutivo de API, ha señalado que los resultados electorales recientes reflejan un rechazo a políticas consideradas excesivamente restrictivas por parte del electorado. “La energía estaba en la papeleta”, afirmó Sommers, refiriéndose a decisiones clave en estados como Michigan y Pensilvania, donde los votantes habrían favorecido políticas menos restrictivas hacia la industria.

El regreso de una agenda pro-hidrocarburos

La agenda presentada por API incluye la eliminación de varias iniciativas clave de la administración Biden:

1. Regulaciones de emisiones para vehículos eléctricos (EV): API considera que los mandatos para aumentar la producción de vehículos eléctricos representan una amenaza para la industria automotriz tradicional y la cadena de suministro de combustibles fósiles.
2. Facilitación de permisos para exportaciones de gas natural licuado (GNL): Con el auge de la demanda global de GNL, especialmente en Europa y Asia, el sector busca eliminar restricciones que ralentizan la capacidad de exportación.
3. Eliminación de la tasa sobre emisiones de metano: Una regulación clave de Biden para mitigar el impacto climático de la perforación. Según API, esta medida impone costos que podrían disuadir la inversión en nuevos proyectos.
4. Ampliación de la exploración y explotación en el Golfo de México y tierras federales: API busca revertir la pausa en nuevas subastas de licencias para perforación, cruciales para mantener la capacidad productiva del país.

Impactos geopolíticos y energéticos

El giro propuesto por API no solo tiene implicaciones domésticas, sino también en la dinámica global del mercado energético. Facilitar la exportación de GNL podría reforzar la posición de Estados Unidos como proveedor clave en el mercado internacional, especialmente frente a la dependencia de Europa del gas ruso.

Sin embargo, una marcha atrás en las políticas climáticas podría erosionar el liderazgo global de Estados Unidos en la lucha contra el cambio climático, debilitando alianzas con países que priorizan la transición energética. La posible revocación de normas ambientales críticas también podría generar tensiones en el interior del país, donde estados como California han sido pioneros en estándares ambientales más estrictos.

Una encrucijada energética

La administración de Trump se encuentra ante una decisión fundamental: satisfacer las demandas de la industria energética y priorizar la producción a corto plazo o mantener el equilibrio alcanzado bajo Biden, que combina expansión energética con objetivos climáticos.

La presión de la API refleja una industria que, a pesar de los récords de producción, siente el peso de las regulaciones climáticas y busca maximizar oportunidades en un entorno internacional competitivo. Sin embargo, el desafío radica en encontrar un camino que no solo asegure la seguridad energética de Estados Unidos, sino que también mantenga su liderazgo en la transición hacia un futuro más limpio.

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El gobernador Rolando Figueroa presidió hoy una reunión de trabajo con representantes de las empresas operadoras de Vaca Muerta y miembros del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, encabezados por su secretario general Marcelo Rucci.

Durante el encuentro, que se desarrolló en instalaciones del sindicato en la ciudad de Neuquén, Figueroa convocó a los representantes gremiales y de las empresas a “trabajar todos como un solo equipo” con el gobierno provincial, más allá de los intereses particulares de cada sector.

“Es la última gran oportunidad, pero no tenemos todo el tiempo del mundo. Tenemos a lo sumo 30 años para aprovechar nuestro recurso”, recordó ante los presentes y dijo que “tenemos que estar concentrados en qué va a hacer cada una de las partes del equipo para poder ser exitosos”.

Figueroa indicó que en este equipo cada uno tiene distintos objetivos, “el del Gobierno de la provincia es que a los neuquinos les vaya bien”, y destacó que el foco de la gestión está en que el desarrollo “esté acompañado por la sustentabilidad social”. En ese sentido, recordó que trabajan junto a YPF para solventar el déficit histórico que tiene Añelo para la provisión de gas “a las familias de los trabajadores que día a día permiten llevar este servicio al resto del país”; al igual que a localidades que hoy no cuentan con el servicio.

Gobierno, empresas y sindicato coincidieron en la importancia de este tipo de reuniones y valoraron el ámbito de diálogo que se genera. “El diálogo es el camino”, manifestó el gobernador. Además, hablaron de temas prioritarios como la necesidad de fortalecer la formación para el empleo y la infraestructura para la seguridad vial.

Destacaron la relevancia de Vaca Muerta y el impacto positivo que le genera al país y también abordaron obras de infraestructura que se consideran prioritarias. Además, hablaron de la seguridad y de avanzar con el trabajo en la Mesa de los sectores público y privado.

El gobernador agradeció el aporte de las empresas para el plan provincial de Becas Gregorio Álvarez, al que consideró como “el más importante en la historia de la provincia”. Además, puntualizó la necesidad de fortalecer “las capacitaciones para los neuquinos” y las tareas para la generación de trabajo de manera coordinada a través del plan Emplea Neuquén.

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Argentina volvió a importar esta semana gas natural desde Bolivia para abastecer a siete provincias del norte, a pesar de que hace poco más de una semana había inaugurado la obra de Reversión del Gasoducto Norte, con el que esperaba reemplazar el fluido que llegó desde el Estado Plurinacional durante los últimos 18 años.

La información surge de datos del parte diario del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) a los que tuvo acceso Infobae, los cuales arrojaron que el martes de esta semana ingresaron despachos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) por 1,5 millones de metros cúbicos día, al igual que el miércoles. La proyección de Enargas prevé ingresos similares para jueves, viernes y sábado.

De acuerdo a la información recopilada por el medio Río Negro, “la importación se dio a raíz de una necesidad de reforzar el suministro de gas natural en esas provincias del norte del país. Y si bien no se precisó por qué razón no se puede cubrir esa demanda con gas de Vaca Muerta, se indicó que lo que se buscó fueron importaciones”.

Las importaciones de gas natural desde Bolivia se habían interrumpido a mediados de septiembre, en la víspera de la finalización del contrato que comenzó en 2006 durante las presidencias de Néstor Kirchner y Evo Morales. En ese período la Argentina gastó USD 20.000 millones para abastecer las demandas de siete provincias en el norte. En las últimas semanas se utilizó gas natural proveniente de Chile.

“La clave por la cual, a una semana de la inauguración de la reversión del Gasoducto Norte se volvió a importar gas desde Bolivia estaría en el precio. Es que mientras el GNL que se importó desde Chile habría tenido un costo cercano a los 20 dólares por millón de BTU, la oferta reciente de gas de Bolivia habría sido mucho más económica, ubicándose en torno a los 8 dólares por millón de BTU, cerca de un 50% menos que lo que se venía cobrando con el viejo contrato”, detalló el mencionado medio.

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El Congreso de la Nación fue el escenario de un evento clave para el futuro energético de Argentina: “La Energía Nuclear en la Transición Energética”. Organizado por el diputado Pablo Cervi (UCR, Neuquén) junto a las legisladoras Gabriela Brouwer de Koning y Margarita Stolbizer, el encuentro reunió a expertos, legisladores y representantes de la industria nuclear para analizar el papel de esta fuente energética en un modelo más sustentable.

Argentina y su legado nuclear

En su discurso de apertura, Pablo Cervi destacó la histórica capacidad de Argentina en el sector nuclear, subrayando que el país no solo produce reactores, sino también el combustible necesario, respaldado por un capital humano altamente calificado. “En el reactor Atucha II, mientras empresas extranjeras estimaban un parate de tres años, la inventiva argentina logró completar las reparaciones en solo 10 meses”, señaló Cervi, ilustrando el potencial nacional para innovar y superar desafíos técnicos complejos.

El diputado también enfatizó la reciente decisión de declarar la energía nuclear como combustible de transición, al mismo nivel que el gas. “Esto nos posiciona estratégicamente, no solo en términos energéticos sino también en la geopolítica global”, afirmó.

Perspectiva geopolítica: el lugar de Argentina en el mundo

Uno de los momentos más destacados del evento fue la intervención del Dr. Diego Guelar, ex embajador y actual consejero del Consejo Argentino para las Relaciones Internacionales (CARI). Guelar situó el desarrollo nuclear argentino en un contexto internacional, subrayando que el dominio de esta tecnología puede consolidar la posición del país frente a desafíos globales como el cambio climático y la seguridad energética. “La energía nuclear no solo es una herramienta de sostenibilidad, sino también de soberanía. Argentina tiene la oportunidad de ser un jugador clave en el tablero energético global”, afirmó.

Beneficios tangibles: de la industria a la medicina

El Ing. Germán Guido Lavalle, presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), profundizó en las aplicaciones de la energía nuclear más allá de la generación eléctrica. Resaltó la importancia de la industria nuclear en la producción de radioisótopos para la medicina, utilizados en diagnósticos y tratamientos avanzados. “Cada reactor no solo genera energía, sino que también impulsa desarrollos científicos que impactan en la calidad de vida de la población”, explicó Lavalle.

En el ámbito industrial, destacó la contribución de la tecnología nuclear a procesos más eficientes y menos contaminantes, como el uso de agua pesada en plantas industriales, que Argentina produce en la Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP).

El capital humano: un recurso invaluable

Diego Garde, gerente de los sitios nucleares Atucha I y II, se refirió al factor humano como el principal activo del sector nuclear argentino. “El conocimiento y la experiencia acumulada en nuestras plantas son únicos. Para enfrentar los desafíos del futuro, debemos seguir invirtiendo en formación y desarrollo técnico”, sostuvo Garde.

Desde la perspectiva laboral, representantes de la Asociación de Trabajadores del Estado (ATE) abordaron la relevancia del sector nuclear en la generación de empleo. Señalaron que tanto la PIAP como la empresa Diositek S.A. son ejemplos de cómo la energía nuclear fomenta una cadena de valor robusta que beneficia a miles de trabajadores.

Seguridad y regulación: pilares de confianza

La seguridad fue un tema central en el debate, con la Agencia de Regulación Nuclear desempeñando un rol crucial en la supervisión y garantía de los proyectos. Este aspecto fue destacado por diversos expositores, quienes resaltaron la importancia de mantener los más altos estándares para asegurar la confianza pública y la continuidad de los proyectos.

Una transición verde con sello argentino

El evento concluyó con un llamado a profundizar el debate sobre el rol estratégico de la energía nuclear en la transición energética de Argentina. La combinación de experiencia técnica, infraestructura desarrollada y talento humano coloca al país en una posición privilegiada para liderar esta transformación.

“La transición energética no es solo una cuestión de tecnología, sino de visión estratégica. Argentina tiene todo lo necesario para ser un referente global en el uso de la energía nuclear como una fuente segura, sustentable y económicamente viable”, concluyó Cervi.

En un contexto global marcado por la urgencia climática y las tensiones geopolíticas, la energía nuclear emerge como un pilar fundamental. Argentina, con su vasta experiencia y capacidad, tiene la oportunidad de consolidarse como líder en este ámbito, contribuyendo no solo a su desarrollo interno, sino también al escenario internacional.

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La petrolera estatal YPF y el gobierno de Santa Cruz se encuentran en una compleja negociación por el futuro de los yacimientos petroleros en la provincia. 

La idea de la empresa comandada por Horacio Marín es dejar de operar los pozos que tiene en la provincia patagónica pero según precisa el portal especializado en energía, Econojournal, la iniciativa se frenó por la negativa del gobernador Claudio Vidal a aceptar una reestructuración operativa y achicamiento de las áreas. YPF quiere forzar su salida de yacimientos a partir de enero de 2025.

A pesar de los múltiples intentos de YPF por ceder la operación de estos campos, las diferencias entre ambas partes han impedido alcanzar un acuerdo. 

La negativa del gobernador Claudio Vidal a aceptar una reestructuración operativa y la pérdida millonaria de YPF en la provincia complican aún más la situación.

La decisión de YPF de abandonar la operación de los yacimientos en Santa Cruz tiene importantes implicaciones económicas para la provincia y para la empresa. De hecho la petrolera estatal perderá nada más ni nada menos que 300 millones de dólares invertidos en 2023, pero desde la empresa sostienen que quedarse les hará perder aún más dólares a futuro.

La pérdida de miles de empleos y la necesidad de encontrar nuevos operadores para mantener la producción son algunos de los desafíos que plantea esta situación. La empresa CGC, principal productora de hidrocarburos en la provincia ya mostró interés por quedarse con los activos y hasta diseñó un proyecto completo para avanzar con la explotación de los pozos, pero 

La petrolera estatal ha implementado diversas estrategias para transferir la operación de sus yacimientos en Santa Cruz a otras empresas, pero se encontró obstáculos en las negociaciones con el gobierno provincial. 

La falta de acuerdo entre las partes podría generar un impacto negativo en la producción de hidrocarburos y en la economía de la región.

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Venezuela declaró un promedio de producción de crudo de 989.000 barriles, la más alta de todo el año, según se detalla en el informe mensual publicado hoy martes de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).

La cifra declarada por Venezuela fue un promedio de 46.000 barriles diarios más alta que la reportada en septiembre anterior.

Por fuentes secundarias, el informe de la OPEP refleja un alza de la producción venezolana, aunque de menor magnitud, con un promedio de producción en octubre de 895.000 barriles diarios, 7.000 más que en septiembre de este año.

Tanto por fuentes directas como por secundarias, Venezuela registró en octubre de este año un desempeño en su producción de crudo, superior a los promedios de los primeros tres trimestres de 2024.

Las cifras actuales del sector petrolero venezolano también son muy superiores al promedio del año 2023, cuando por fuentes directas se promedió 783.000 barriles diarios y por fuentes secundarias 749.000 barriles al día.

El informe de la OPEP revela también que el precio del crudo de referencia de Venezuela, el Merey, se mantuvo al alza en octubre con una cotización promedio de 58,30 dólares por barril.

La exportación de hidrocarburos ha sido tradicionalmente la principal vía de ingreso de divisas para Venezuela, sin embargo, en años recientes la industria petrolera del país sudamericano sufrió un notorio retroceso.

Para el Gobierno venezolano, las dificultades en su industria de los hidrocarburos obedecen a las sanciones estadounidenses contra la estatal Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). 

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El ministro de Energía y Minería de Santa Cruz, Jaime Álvarez, días atrás y por indicación del gobernador Claudio Vidal, llevó adelante una agenda de trabajo que involucró visitas a la terminal de regasificación de Gas Natural Licuado en Zeebrugge, en Bélgica; al parque eólico off shore Middelgrunden, en Dinamarca; como así también, al barco regasificador de Gas Licuado ubicado en Brunsbuttel, Alemania.

Invitado el Gobierno Provincial por la Dirección General de Energía de la Comisión Europea, este tour de Diplomacia Energética, tuvo lugar desde el 4 al 8 de noviembre, con el objetivo de “continuar con la implementación del Memorando de Entendimiento firmado en Julio de 2023 entre la Unión Europea y Argentina, durante la cumbre EU-CELAC”, tour al que Santa Cruz asistió junto a representantes de Córdoba, Mendoza, Neuquén, Río Negro y Chubut, como así también de la Secretaría de Energía de la Nación, de YPF Luz e YPF Nuevos Negocios.

Esta agenda – programada y auspiciada por la Unión Europea – contó con visitas técnicas y reuniones en torno a temas de cooperación contenidos en el Memorando, entre los que se destacan energías renovables, eficiencia energética, hidrógeno y gas natural licuado.

En detalle, el responsable de la cartera energética y minera provincial, en la ciudad de Bruselas, Bélgica, participó de un Taller sobre eficiencia energética; sobre minerales estratégicos, hidrógeno y gas natural licuado; además de reuniones sobre posibilidades de inversión en hidrógeno verde en Argentina; como así también visitó la terminal de regasificación de GNL en Zeebrugge.

Por otro lado, en la ciudad de Copenhague, Dinamarca, mantuvo reuniones con empresas desarrolladoras de inversiones en energías renovables y con la Agencia Danesa de Energía; como así también, realizó una visita al parque eólico off shore Middelgrunden.

Finalmente, en la ciudad de Hamburgo, Alemania, el ministro Álvarez junto a la delegación argentina, realizaron una visita al barco regasificador de gas licuado ubicado en Brunsbuttel.

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En la jornada de este lunes 11 de noviembre, el gobernador Marcelo Orrego recibió a Ricardo Martínez, director Ejecutivo de Minas Argentinas SA, empresa integrante del AISA Group, quien le presentó un Plan de Inversión de USD 1.000 millones para ejecutarse bajo el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). La operadora de la Mina Gualcamayo se convirtió en la primera empresa con base en San Juan en adherirse formalmente y es, hasta ahora, el mayor monto de dinero comprometido bajo este sistema en toda la región. Además, es el cuarto del país.

De esta reunión también participaron el ministro de Minería, Juan Pablo Perea, ministro de Producción,Trabajo e Innovación, Gustavo Fernández; Marcelo Agulles, gerente de Comunicaciones y Relaciones Comunitarias; Gabriel Corvo, gerente General de Minas Argentinas.

Hay que resaltar que esto no hubiese sido posible sin el compromiso político del gobernador Marcelo Orrego, para adherir la provincia de San Juan al RIGI y la posterior adhesión de los distintos municipios. Un dato para tener en cuenta es que Gualcamayo era una mina que estaba en proceso de cierre. Esto significa la reactivación definitiva de la mina con una proyección de 30 años de operación.

Cabe destacar que el VPU (Vehículo de Proyecto Único) presentado contempla distintos iniciativas e inversiones. La más importante de ellas es, sin dudas, la que corresponde al Proyecto Carbonatos Profundos.

De este modo, Carbonatos Profundos producirá unas 120 mil onzas de oro anuales durante un período no menor a 17 años. La inversión estimada es de USD 485 M, previendo la generación de unos 1000 puestos de trabajo durante la construcción y 400 para la etapa de operación.

Por otro lado, se informó que se realizarán inversiones en Exploración del orden de los USD 50 M durante los próximos 5 años. Hay que resaltar que la compañía ya encontró fuertes indicios geoquímicos del potencial de uno o más pórfidos de Molibdeno, Oro y Cobre.

Otros puntos clave

El plan de inversiones presentado en el RIGI incluye, también, la Producción de Cales Industriales. Para desarrollar este proyecto será necesario realizar un gasoducto desde San Juan a Jáchal y a Gualcamayo, lo cual también permitirá extender el abastecimiento de gas natural a la región norte de la provincia, generando un impacto social y económico sin precedentes, que se realizará a mediano largo plazo. La inversión estimada es de USD 75 millones, a iniciarse cuando se complete el proyecto ejecutivo del gasoducto.

En este primer VPU presentado por Minas Argentinas se incluyó la primera etapa del Parque Fotovoltaico que se construirá en Gualcamayo.

Si bien el proyecto integral contempla una producción de 800 Mb, en este primer RIGI se comprometió la construcción de un parque de 50 Mb para uso exclusivo de las necesidades eléctricas de la mina con una inversión de USD 37 millones a iniciarse el año próximo.

El plan de inversiones de Minas Argentinas se completa con labores de ampliación, refuncionalización y repotenciación de su actual sistema de lixiviación, lo cual permitirá, a partir de 2025, producir oro y plata durante los próximos años.

En todos estos conceptos, los trabajos demandarán inversiones del orden de los USD 360 millones, aproximadamente.

En este contexto, Ricardo Martínez dijo: “Estamos muy felices por el avance que estamos teniendo en Gualcamayo. Esta era una mina en proceso de cierre hace un año y hoy está alumbrando inversiones millonarias que nos darán, por lo menos, 3 décadas más de trabajo. Cuando se crean las condiciones adecuadas, se forman los equipos correctos y, sobre todo, se cuenta con el empuje de una familia como la de Juan José Retamero decidida a invertir para generar más desarrollo, el único camino es el del crecimiento, y a eso apostamos en Minas Argentinas”.

Es importante destacar que el proceso formal de presentación del VPU se completó horas atrás. Ahora, el Gobierno Nacional deberá evaluar el plan de inversiones, solicitar ampliación de datos, si lo considera oportuno, y emitir una resolución de aprobación o rechazo en un plazo de 45 días hábiles.

Recién con el visto bueno del Ministerio de Economía, Minas Argentinas estará habilitada a iniciar las labores bajo las condiciones establecidas en el RIGI recientemente sancionado y al cual la provincia de San Juan adhirió oportunamente.

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En septiembre de 2024 el balance comercial de minerales de Argentina presentó un superávit de USD 257 millones, según datos de la Dirección Nacional de Promoción y Economía Minera. 

Según destaca la Secretaría de Energía de la Nación, este monto representa un crecimiento mensual interanual del 61,2%, y es un 30,6% superior al superávit promedio de los últimos 24 meses.

Así el sector minero, uno de los más consentidos por las políticas del ministerio de Economía, le sigue dando buenas noticas al gobierno nacional. Y más importante aún, le entrega dólares frescos a las arcas públicas.

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La falta de diésel amenaza de manera grave la seguridad alimentaria en Bolivia, afectando tanto la cosecha como la siembra de productos agropecuarios, alertó hoy lunes el presidente de la Asociación de Productores de Oleaginosas y Trigo (Anapo), Fernando Romero.

En entrevista con Xinhua, Romero afirmó que cientos de empresas en el oriente boliviano están en riesgo de quiebra y puso como ejemplo que solo el 20 por ciento de los productores de arroz ha iniciado la siembra.

“La falta de diésel paraliza los trabajos agrícolas. Tenemos mucha soya lista para cosechar, que podría echarse a perder si no contamos con diésel. La siembra también está en peligro; por eso estamos en emergencia”, explicó.

El presidente de la Anapo señaló que, sin diésel, “no habrá producción y, por tanto, tampoco habrá comida”.

Enfatizó que los ciclos agrícolas no esperan y que el sector atraviesa dos momentos críticos: la cosecha de invierno, paralizada por la falta de combustible, y la siembra de verano, que debería realizarse en noviembre y diciembre.

“La falta de diésel puede afectar gravemente ambas temporadas y lógicamente a la seguridad alimentaria del país”, agregó.

El presidente boliviano, Luis Arce, declaró la víspera que en un plazo de 10 días se normalizará el suministro de carburantes en el país y que los precios de los alimentos, afectados por un bloqueo de carreteras de 24 días, comenzarán a estabilizarse.

“Poco a poco vamos a empezar a regularizar esos precios, ya van a ir cayendo los precios de los principales productos de la canasta familiar en los mercados, para alivio de las amas de casa”, aseguró durante el acto de la firma de convenios para la ejecución de proyectos de agua potable, saneamiento básico y manejo de cuencas en el departamento de Potosí (suroeste).

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Marcelo Rucci, secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, arremetió contra la reciente decisión de la Secretaría de Ambiente de Neuquén de eliminar la obligatoriedad del uso de mantas oleofílicas en las locaciones petroleras. Rucci calificó la medida como un retroceso ambiental y social, y advirtió sobre las consecuencias laborales para cientos de trabajadores.

En una entrevista en LU5, Rucci no escatimó críticas al referirse a la resolución. “Sacar las mantas oleofílicas para seguir con las viejas prácticas del pasado, que han dejado un desastre ecológico en la provincia, me parece una aberración”, declaró.

El dirigente subrayó la importancia de las mantas oleofílicas en la industria como una herramienta clave para mitigar el impacto ambiental. “Si hubiera algo nuevo que fuera mejor que las mantas oleofílicas, yo estaría de acuerdo, pero lo que hicieron no mejora nada, al contrario, volvemos a prácticas que ya demostraron ser nocivas para el medio ambiente”, añadió.

El impacto social: 500 familias en riesgo

Rucci alertó sobre el impacto laboral que esta decisión podría tener. “Hoy hay más de 500 familias ligadas directamente a las mantas. La mitad de esas personas son mujeres, entre 250 y 300 mujeres directas. ¿Alguien pensó en ellas? Nadie nos dijo qué va a pasar con esas personas si cierran las empresas de mantas oleofílicas”, expresó con preocupación.

El dirigente cuestionó la falta de planificación por parte de las autoridades: “No se habló de reubicación, no hay un plan. ¿Cómo se puede tomar una decisión tan apresurada sin considerar el impacto social? Creo que se equivocaron y se apuraron”.

Dudas sobre la motivación de la medida

Durante la entrevista, Rucci también puso en duda las motivaciones detrás de la resolución. “La secretaria de Ambiente ni siquiera estaba en el país cuando se tomó esta decisión. Entonces, la pregunta es: ¿a quién beneficia esto? Porque claramente no es al medio ambiente ni a los trabajadores”, enfatizó.

“Esto favorece únicamente a las empresas productoras. Se eliminó una herramienta que ayudaba a contener los derrames, y ahora estamos retrocediendo. ¿Cuál es el beneficio aquí? No lo entiendo”, agregó.

El líder sindical hizo un llamado a las autoridades provinciales para que reconsideren la medida. “Si se utiliza el sentido común, esto tiene que retrotraerse. Lo que se está implementando no es beneficioso para el medio ambiente, ni para la gente que depende de este trabajo”, afirmó.

Además, advirtió que, de no haber una rectificación, el sindicato tomará medidas: “Si no, sí vamos a reclamar. ¿Cómo no vamos a reclamar? Estamos hablando de cientos de familias que dependen de esta actividad para vivir”.

Marcelo Rucci envió un mensaje contundente: “Esperamos que la Secretaría de Ambiente tome acciones y revierta esta situación. No podemos permitir que se juegue con el medio ambiente ni con el trabajo de nuestra gente”.

El pasivo ambiental en la mira

Rucci también aprovechó la entrevista para reflexionar también sobre la problemática del pasivo ambiental en la provincia. “No podemos ignorar los desastres ecológicos que ya hemos tenido en Neuquén. Esta resolución nos lleva de vuelta a un tiempo en el que no se controlaban los derrames como se debe. No es un avance, es un retroceso”, subrayó.

Una medida controvertida

Un recurso presentado por los representantes legales de una de las empresas afectadas ante el Ministerio de Energía de la provincia argumenta que la Secretaría de Ambiente carece de facultades para modificar normativas ambientales relacionadas con actividades hidrocarburíferas. Según la Ley 3420, la autoridad competente en esta materia es el Ministerio de Energía y Recursos Naturales. La emisión de la resolución por parte de un órgano no autorizado viola los principios de jerarquía administrativa.

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La inversión en el Gasoducto Vicuñas, que transportará gas natural desde Vaca Muerta hasta los principales salares del norte argentino, representa un hito en el desarrollo de la región. Este proyecto, impulsado por Transportadora de Gas del Norte, permitirá abastecer de energía a los proyectos mineros de litio y estimular la actividad económica en la zona.

La construcción del Gasoducto Vicuñas, de 304 kilómetros de extensión, fortalecerá la infraestructura energética del país y permitirá conectar los recursos de Vaca Muerta con los proyectos mineros de litio en el norte. Según informó El Tribuno, esta obra que representa un paso fundamental para el desarrollo de la industria minera en la región, se prevé que esté operativa en 2027.

Transportadora de Gas del Norte avanza en la construcción del Gasoducto Vicuñas

TGN anunció el inicio de los estudios de impacto ambiental para el Gasoducto Vicuñas, un proyecto clave para conectar los yacimientos de Vaca Muerta con los salares de litio en el norte argentino. Con una inversión estimada de 370 millones de dólares, este ducto de 304 kilómetros permitirá garantizar el suministro de gas natural a 17 proyectos mineros y estimular el desarrollo de la región.

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La reelección de Donald Trump podría desencadenar importantes cambios en la economía global, con implicaciones significativas para la industria petrolera. Según un informe de Wood Mackenzie, la imposición de nuevas tarifas por parte de la administración Trump podría desacelerar el crecimiento económico en Estados Unidos y el mundo, reduciendo la demanda global de petróleo en hasta 500,000 barriles diarios (bpd) en 2025.

Un cambio radical en políticas económicas y climáticas

Simon Flowers, analista jefe de WoodMac, señaló que el regreso de Trump a la Casa Blanca marcaría un giro radical en temas clave como aranceles, política climática y relaciones internacionales. Si bien se espera que un gobierno republicano apoye un aumento en la producción de combustibles fósiles y retroceda en compromisos de carbono cero, las tarifas podrían generar costos adicionales para las empresas de petróleo y gas.

Este impacto potencial representa un tercio del crecimiento esperado en la demanda global de petróleo para 2025, según WoodMac. Flowers indicó que esta reducción en la demanda podría llevar a una disminución de los precios del petróleo de entre 5 y 7 dólares por barril, suponiendo que no surjan otros riesgos geopolíticos, como un aumento de las tensiones entre Israel e Irán.

La industria refinera en Estados Unidos, un posible beneficiario

A pesar de la posible caída en la demanda global de petróleo, los refinadores estadounidenses podrían beneficiarse de una mayor protección arancelaria. Según Flowers, “la protección mediante tarifas podría permitir que los refinadores de Estados Unidos superen en desempeño a sus competidores internacionales”.

Sin embargo, el panorama podría cambiar drásticamente si Israel ataca la infraestructura nuclear y petrolera de Irán. En tal escenario, los precios del petróleo podrían subir bruscamente hasta que se activen las capacidades productivas disponibles, que actualmente rondan los 6 millones de bpd.

El papel de la OPEP en la estabilización de los mercados

Goldman Sachs, en un informe reciente, proyectó que una interrupción de 2 millones de bpd en el suministro iraní podría llevar temporalmente el precio del Brent hasta los 90 dólares por barril si la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) compensa rápidamente la escasez. Sin la intervención de la OPEP, los precios podrían superar los 95 dólares.

“Gran parte de la capacidad de producción adicional del mundo está concentrada en Medio Oriente”, señaló Daan Struyven, de Goldman Sachs. Esto plantea dos preguntas clave: ¿podrán los productores de la región llevar ese petróleo al mercado, y estarán dispuestos a hacerlo?

Producción petrolera en Estados Unidos bajo Trump

A pesar del apoyo de Trump a la expansión de la producción petrolera y gasífera en Estados Unidos, WoodMac anticipa que esto no impulsará un crecimiento inmediato. “Para las grandes empresas de exploración y producción (E&P), que controlan la mitad de los equipos en la región de Lower 48, las decisiones de inversión seguirán dictadas por marcos de retorno de capital”, explicó Flowers.

Además, las tarifas podrían exponer a la industria a una mayor inflación de costos. Si bien se espera que la administración de Trump suavice las regulaciones sobre emisiones, muchas empresas ya han implementado medidas voluntarias para reducir sus emisiones de alcance 1 y 2.

Por otro lado, simplificar los procesos de permisos podría alentar una mayor perforación en tierras federales. Flowers también destacó que un entorno favorable para el capital podría mejorar las condiciones para nuevas inversiones en la industria.

Escenario de incertidumbre y oportunidades

El regreso de Trump podría traer consigo una combinación de riesgos y oportunidades para el sector petrolero. Mientras que las tarifas amenazan con frenar la demanda mundial de petróleo y aumentar los costos operativos, la política pro-energética de Washington podría fortalecer la posición de los productores estadounidenses, especialmente en un mercado global cada vez más volátil.

El futuro de la industria dependerá de cómo se equilibren estos factores y de la capacidad de los actores internacionales, como la OPEP, para responder a los desafíos emergentes.

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Un camión cisterna de YPF, cargado con combustible para aeronaves, colisionó contra un vehículo estacionado en Puerto Iguazú, Misiones, provocando un derrame de material altamente inflamable. El incidente, ocurrido el lunes por la noche, activó la intervención de Bomberos Voluntarios, quienes controlaron la situación y limpiaron la zona para evitar riesgos mayores.

El siniestro ocurrió detrás del estacionamiento de camiones próximo a la Opessa, cuando un camión cisterna de la empresa YPF, cargado con combustible, colisionó contra un vehículo Volvo de patente brasileña que se encontraba estacionado.

El choque provocó graves daños en el contenedor del camión de la petrolera, lo que derivó en el derrame de JP1, un combustible altamente inflamable utilizado en aviación. La situación generó preocupación tanto en el conductor del transporte, identificado como Sergio S. como en los vecinos del lugar.

Ante la gravedad del derrame y el riesgo de un posible incendio, personal de Bomberos Voluntarios de Puerto Iguazú se presentó rápidamente en la zona. Como medida de prevención, se procedió a limpiar el material derramado y a controlar el tránsito vehicular para evitar mayores riesgos. Según informaron fuentes policiales, no se reportaron heridos ni daños materiales adicionales.

El conductor de YPF relató que el impacto ocurrió mientras maniobraba el camión, cuando la parte trasera de su tanque cisterna chocó con el camión estacionado. El impacto generó una fisura en el tanque, por la cual comenzó a derramarse el combustible en la vía pública.

Para garantizar la seguridad en la zona y evitar incidentes mayores, la empresa YPF envió otro camión cisterna al lugar. Este vehículo se encargó de realizar el traspaso del combustible restante del tanque dañado, con el objetivo de reducir el riesgo de un nuevo derrame.

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La estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA) informó este lunes que el incendio que se produjo en horas de la mañana, en el Complejo Operativo Muscar, en el oriental estado Monagas, “lo perfilan como un ataque a nuestra industria”.

“Hasta el momento, se han atendido en centros de salud a cinco trabajadores con lesiones a causa de la explosión; garantizándoles la atención médica especializada y brindando todo el apoyo requerido”, detalló la petrolera estatal en un comunicado difundido en su canal de la red social Telegram.

Indicó que un equipo conformado “por diversas organizaciones de la industria petrolera, Protección Civil, Guardia Nacional Bolivariana, Bomberos del estado Monagas y de PDVSA, se mantienen en el sitio desde el momento en que fue reportado el incidente para llevar a cabo las labores pertinentes y mitigar el evento”.

Agregó que se realizan las maniobras para resguardar a las personas, conforme con los protocolos de seguridad, y que el equipo técnico trabaja para el control de la emergencia y determinar las circunstancias del incendio.

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El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, y la secretaria de Energía provincial, Andrea Confini, recorrieron las instalaciones de la primera exploración no convencional de la parte rionegrina de Vaca Muerta.

Los funcionarios visitaron Confluencia Norte, el área a cargo la empresa Phoenix Global Resources, que puso recientemente en producción el primer PAD de tres pozos shale en la provincia patagónica.

La visita, guiada por el CEO de la compañía Pablo Bizzotto, tuvo como principal objetivo recorrer las instalaciones y mostrar los aprendizajes de esta primera experiencia, remarcó la empresa.

El primer PAD implicó la perforación de un pozo piloto vertical para la adquisición de datos y posteriormente se perforaron tres pozos horizontales con ramas laterales de 3.000 metros según el compromiso asumido, alcanzando una profundidad final de 6.300 metros cada uno. Estos primeros sondeos fueron fracturados con técnicas avanzadas de estimulación de alta intensidad en base a la curva de aprendizaje y a los resultados de Vaca Muerta a nivel regional, ejecutándose un total de 135 etapas.

Este primer PAD exploratorio, que entró en producción a mediados de octubre, confirma la presencia del reservorio Vaca Muerta en el extremo oeste de esa área, con características petrofísicas y de espesor similares a los pozos ejecutados por Phoenix en Mata Mora Norte. Hasta el momento, la producción asciende a 4.000 barriles diarios de petróleo dentro del período de flowback y well testing.

Phoenix informó que como parte del compromiso exploratorio asumido para las áreas de Confluencia Norte y Sur, se procedió además a registrar y procesar 228 km2 de sísmica 3D, actualmente en fase de interpretación. “Este nuevo dato adquirido es fundamental para la definición de futuros pozos en la zona”, destacaron en un comunicado de prensa enviado a Energy Report. En esas dos áreas ingresó como socia días atrás la empresa latinoamericana GeoPark Limited con una participación del 50%.

“Los resultados iniciales son favorables y vamos a seguir analizando los parámetros del subsuelo para verificar las características de Vaca Muerta en el área. Desde Phoenix estamos orgullosos de poder acompañar a la provincia en este hito que podría mejorar notablemente la producción de Río Negro y, personalmente como rionegrino, estoy muy entusiasmado de poder contribuir con mi provincia”, expresó Bizzotto.

Esta primera fase exploratoria forma parte de los compromisos asumidos con la provincia, junto con la exploración del bloque Confluencia Sur por una inversión que supera los u$s85 millones.

Actualmente, Phoenix posee unos 500 km2 de productividad comprobada, con una producción alcanzada de 15.500 barriles de petróleo no convencionales. La actividad de Confluencia Sur se encuentra dentro de los compromisos exploratorios de la compañía para 2025.

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El expresidente de YPF, Pablo González, cuestionó la decisión del Gobierno de Javier Milei de renombrar el gasoducto Néstor Kirchner como Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno, afirmando que la medida tiene como objetivo “tapar e invisibilizar” las obras impulsadas durante la gestión peronista.

Consultado por AM750, González explicó que el gasoducto es una obra que “se ejecutó en el Gobierno anterior” y que permitió “monetizar el incremento de gas de Vaca Muerta desarrollado durante el Gobierno de Cristina Kirchner”, en un proyecto liderado por YPF.

En la última gestión se avanzó considerablemente con la primera de las dos etapas del proyecto, completando 573 kilómetros de tendido, lo cual posibilitó transportar 11 millones de metros cúbicos de gas y contribuir a mejorar la balanza energética de Argentina.

Sin embargo, González alertó que, bajo la nueva administración, la segunda etapa —que se prevé conectar Salliqueló con San Jerónimo, un tramo clave por su potencial para la exportación de gas a Brasil— no está recibiendo las inversiones necesarias.

“El Gobierno la viene chocando toda. Si hubieran invertido 40 millones de dólares en la ampliación del gasoducto, no habrían tenido que salir a comprar barcos de GNL por 500 millones de dólares”, sentenció González.

El expresidente de YPF también expresó incertidumbre sobre el futuro de la segunda etapa del gasoducto, ahora rebautizado. “Dicen que lo van a financiar con capitales privados, pero aún no hay nada concreto al respecto”, comentó.

En un posicionamiento claro, González subrayó: “Para nosotros, YPF debe cumplir el rol de Mosconi (primer presidente de la empresa). Debe ser el motor de la industria nacional, un vector de crecimiento mediante la explotación de recursos no renovables, que pertenecen a todos los argentinos”.

Por último, señaló el cambio de enfoque del Gobierno actual: “Milei deja de lado el paradigma del autoabastecimiento, que siempre fue un objetivo nacional. El Gobierno quiere que el país sea una plataforma de exportación de crudo y que volvamos a ser simplemente un exportador de materias primas”, concluyó.

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Tras anunciar la millonaria inversión en el otoño del 2022 y llevar adelante su construcción a lo largo del 2023, la empresa de energía Genneia confirmó que el parque eólico La Elbita del partido de Tandil entrará en operaciones comerciales.

El proyecto representa un hito significativo en la expansión de la capacidad de generación eólica de la compañía y es el más grande de la firma en territorio bonaerense.

Ubicado a 42 kilómetros de la ciudad de Tandil en una extensión de 1.464 hectáreas, el parque La Elbita está equipado con 36 aerogeneradores de última generación de 120 metros de altura con una capacidad de producción diseñada para abastecer la demanda de grandes usuarios industriales en el mercado a término de energías renovables.

Con una inversión superior a los 240 millones de dólares, el desarrollo de La Elbita fue posible gracias a un financiamiento mixto que incluyó tanto fondos internacionales como locales.

En el ámbito internacional, Genneia contó con el respaldo de FMO, el banco de desarrollo de los Países Bajos, y FinDev Canadá, el banco de desarrollo canadiense, que otorgaron un préstamo corporativo de 85 millones de dólares a 10 años. A nivel local, los inversores participaron mediante emisiones de bonos verdes.

El proyecto tendrá un impacto directo en la comunidad ya que generará 705.000 MWh de energía renovable al año, equivalente al consumo anual de 175.000 hogares.

Además, se estima que evitará la emisión de más de 370.000 toneladas de dióxido de carbono, contribuyendo al propósito de luchar contra el cambio climático.

“Nos enorgullece anunciar el inicio de las operaciones en el parque eólico La Elbita, un proyecto clave que refuerza el compromiso con la energía renovable y el desarrollo sustentable en Argentina. La puesta en marcha de este parque representa un nuevo paso en nuestro esfuerzo por reducir las emisiones y fomentar una matriz energética más limpia y sostenible” expresó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

A principios de año, la compañía superó los 1.000 MW (1 GW) de capacidad instalada y, con la entrada en operación del nuevo parque eólico en Tandil, consolida su liderazgo en el sector de energías renovables: a la fecha, Genneia cuenta con una participación de mercado de 20% en términos de potencia instalada solar y eólica.

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Una explosión en una importante instalación de producción de gas natural dirigida por la empresa estatal venezolana Petróleos de Venezuela (PDVSA) ha limitado en más del 60% el suministro de combustible al país.

La explosión tuvo lugar en la planta Muscar, ubicada cerca de la ciudad de Punta de Mata, en el estado de Monagas y dejó a 5 personas heridas y provocó que se detuviera el procesamiento de petróleo en la zona para controlar el incendio resultante, dijeron dos personas con conocimiento de la situación que no estaban autorizadas a hablar públicamente.

Según publicó la agencia Bloomberg, no hubo detalles disponibles sobre qué proporción de la producción petrolera se verá afectada. PDVSA no respondió de inmediato a una solicitud de comentarios.

El lugar de la explosión, el Centro de Operaciones Muscar en el este de Venezuela, suministra el 63% del gas natural que se consume en el país, incluso para la red eléctrica, la petroquímica y la producción de mineral de hierro, según otra persona con conocimiento del asunto.

Otras instalaciones de PDVSA suman un 11% al suministro, mientras que empresas privadas, incluidas la española Repsol y Cardon IV de la italiana Eni, representan más del 26% del suministro.

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La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de Río Negro emitió la resolución que aprueba el Estudio de Impacto Ambiental (EsIA) del Proyecto Minero “Calcatreu”, autorizando la fase de explotación. Este proyecto, desarrollado por Minera Calcatreu S.A.U., permitirá la extracción de oro y plata en un área de 16.291 hectáreas en el suroeste de la provincia, específicamente en los departamentos de 25 de Mayo y Ñorquinco.

La resolución establece una serie de observaciones y compromisos ambientales que la empresa deberá cumplir rigurosamente. Entre estos, destacan los planes de revegetación progresiva, la gestión de residuos peligrosos y el monitoreo continuo de los factores ambientales. Estos requisitos tienen el objetivo de asegurar la sostenibilidad del proyecto y minimizar su impacto sobre el ecosistema local, abarcando la calidad del agua, aire, flora y fauna circundante.

El proyecto tiene una capacidad de procesamiento de 2.500 toneladas diarias y una vida útil inicial de cinco años, con posibilidad de extenderse. Las operaciones implicarán el uso de un proceso de lixiviación en pilas con soluciones cianuradas, lo que demandará un estricto control y cumplimiento de las normativas ambientales vigentes en Argentina.

Como parte fundamental del proceso de evaluación, se llevó a cabo una audiencia pública presencial el 30 de agosto en Ingeniero Jacobacci, donde la comunidad y otros actores interesados expresaron sus posturas sobre el proyecto Calcatreu. Con una participación de 247 oradores inscriptos, se consiguió promover un diálogo abierto y plural, en el que se escucharon opiniones tanto a favor como en contra del desarrollo minero. La audiencia fue un espacio clave para la transparencia y el consenso, integrando así la perspectiva social en la evaluación ambiental del proyecto.

La aprobación de Calcatreu refuerza el compromiso de la provincia con el desarrollo minero responsable, alineado con los estándares nacionales e internacionales en cuanto a sostenibilidad y control ambiental.

Río Negro avanza así en su posicionamiento estratégico en el ámbito minero, con un enfoque en la promoción de proyectos que generen desarrollo económico y empleo sin comprometer el entorno natural.

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China y la Unión Europea (UE) han avanzado en las negociaciones sobre un plan de compromiso de precios propuesto para los vehículos eléctricos chinos, informó hoy viernes un portavoz del Ministerio de Comercio del país asiático.

Los equipos técnicos de China y la UE sostuvieron cinco rondas de conversaciones en Beijing del 2 al 7 de noviembre, participando en discusiones en profundidad sobre los detalles del plan que fue presentado por la Cámara de Comercio de China para la Importación y Exportación de Maquinaria y Productos Electrónicos, confirmó un portavoz de la cartera en un comunicado en línea, en respuesta a preguntas de los medios.

La parte china cree que el avance general de las negociaciones sobre la base del plan de la cámara, que se ha propuesto en nombre de la industria, ayudará a mantener la confianza mutua, facilitar la creación de consenso y resolver las diferencias por medio de consultas, para evitar así una escalada de las fricciones comerciales, dijo el vocero.

Las dos partes han acordado continuar las negociaciones a través de videoconferencias u otros medios, agregó.

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El equipo de perforación del pozo LLL-1861(h) de YPF, ubicado en el yacimiento de Loma Campana, ha alcanzado un nuevo récord al perforar una rama lateral de 4948 metros, la más larga registrada en el proyecto No Convencional en Vaca Muerta.

Este hito no solo resalta la destreza del equipo, sino también la eficiencia y la integración de tecnologías avanzadas, como el sistema de monitoreo “Real Time”. Esta tecnología permitió realizar ajustes en tiempo real al diseño original del pozo, optimizando el proceso de perforación. Con una longitud total del pozo que alcanzó los 8264 metros, YPF demuestra su capacidad para realizar perforaciones más largas y complejas en tiempos más cortos y con menores costos​.

La operación, que se completó en un tiempo récord de 27 días, forma parte de los esfuerzos continuos de la compañía para incrementar la producción en la Cuenca Neuquina, un objetivo clave para aumentar la oferta de petróleo en el mercado interno y fortalecer las reservas del país. Con este logro, YPF reafirma su liderazgo en la explotación de recursos no convencionales, evidenciando mejoras sustanciales en los costos operativos y los tiempos no productivos, factores críticos en el negocio del shale oil.

Este avance, parte de la campaña de perforación más importante de la historia reciente de YPF, subraya el compromiso de la empresa en el desarrollo de nuevas tecnologías para optimizar las operaciones en Vaca Muerta, un campo clave para la industria energética argentina.

La compañía prevé realizar este año una de las campañas más importantes de pozos de su historia en la ventana de petróleo, con la intención de aumentar la producción de la Cuenca Neuquina.

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El Gobierno nacional imputó a 95 empresas por cobrar tasas municipales dentro de las facturas de servicios públicos, modalidad que se prohibió a partir de la resolución 267/2024 del Ministerio de Economía y que podría implicar multas de hasta $2.130 millones.

La Secretaría de Industria y Comercio abrió 244 expedientes, uno por cada localidad donde las empresas incumplieron la norma e incluyeron en las facturas tasas o cargos ajenos al contrato entre el proveedor y el consumidor.

Las actuaciones corresponden a facturas con vencimiento posterior al 11 de octubre, aunque el Gobierno anunció que continuará con la instrucción de sumarios para los próximos vencimientos de noviembre y diciembre. Hasta el momento se recibieron 2.705 denuncias en el correo electrónico habilitado para reclamos.

Las empresas imputadas operan en la Ciudad de Buenos Aires y en las provincias de Buenos Aires, Misiones, San Juan, Entre Ríos, Santa Fe, Córdoba, Santa Cruz, Chubut, Chaco, Jujuy, Neuquén, Río Negro, Mendoza, Corrientes, Tierra del Fuego, Salta, San Luis, Santiago del Estero y Tucumán.

En el listado figuran las distribuidoras de electricidad Edenor, Edesur, Edelap, EPE (Santa Fe), EPEC (Córdoba) y EDEMSA (Mendoza); Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi Gas del Sur, Metrogas, Ecogas y Litoral Gas; y Aguas Cordobesas, Aguas Santafesinas y Aguas del Norte, entre otras.

Las empresas tendrán cinco días hábiles para hacer su descargo a partir del momento en que reciban la notificación. Cumplido ese plazo, la Secretaría de Industria y Comercio las sancionará de acuerdo a lo previsto por la Ley 24.240 de Defensa del Consumidor, que contempla multas de hasta $2.130 millones.

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El Gobierno Nacional oficializó este lunes el cambio de nombre del gasoducto “Néstor Kirchner”. A partir de ahora, su nuevo nombre será gasoducto “Perito Francisco Pascasio Moreno”.

La medida se oficializó en el Boletín Oficial Nacional, a través de la resolución 326. La misma fue firmada por la secretaria de Energía, María Carmen Tettamanti.

“La denominación y/o identificación de obras de infraestructura pública, monumentos históricos, edificios y afines en ningún caso debería responder a intereses políticos, atento a que se desvirtuaría la finalidad y el significado cultural de estos, confundiendo lo público con lo partidario y le harían perder la neutralidad propia de estos bienes, excluyendo a aquellos que no comparten una misma mirada política y conspirando contra el objetivo de constituir la unión nacional, señalada en el Preámbulo de la Constitución Nacional”, señalaron en los considerandos de la norma.

Agregaron que “es imperioso en la actual situación de recomposición de valores básicos y fundacionales transmitir a las generaciones presentes y futuras el espíritu y la acción de los próceres de la Patria y lo que hoy guía en la acción pública: la libertad, la educación y el respeto por las instituciones”.

“Corresponde relacionar de otra manera al gasoducto que transporta gas natural con punto de partida desde las proximidades de Tratayén en la Provincia del Neuquén, atravesando las Provincias de Río Negro y La Pampa, pasando por Salliqueló en la Provincia de Buenos Aires, hasta las proximidades de la Ciudad de San Jerónimo, en la Provincia de Santa Fe, de modo tal que su asociación refleje los valores fundamentales de la República Argentina”.

Y marcaron sobre el nuevo nombre, al asegurar que el trabajo del Perito Francisco Pascasio Moreno “contribuyó al desarrollo y consolidación de la soberanía argentina, a la integración de todo el territorio nacional, así como a la creación y fortalecimiento de instituciones trascendentes para la Nación”.

El cambio de nombre ya lo había anunciado el vocero presidencial, Manuel Adorni este fin de semana. “El ‘Gasoducto Presidente Néstor Kirchner’ cambia su nombre: a partir de ahora se llamará ‘Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno’. Fin.”, escribió el funcionario en su cuenta de la red social X

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El presidente Javier Milei se reunió este este jueves en la Casa Rosada con los directivos de la empresa petrolera Shell en el marco de su campaña por promover la llegada de grandes inversiones al país, sobre todo en materia energética.

Acompañaron al mandatario durante el encuentro el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, y el ministro de Economía, Luis Caputo. Del otro lado, participaron en nombre de la compañía el presidente de Shell Argentina, Chile y Uruguay, Germán Burmeister; la directora de Integrated Gas & Upstream, Zoe Yujnovich; el vicepresidente de Aguas Profundas, Richard Howe, y la Gerente de Relaciones Corporativas y Gobierno de Shell Argentina, Chile y Uruguay, Verónica Staniscia.

Se trata del segundo encuentro de Milei con importantes figuras del sector en tres meses, tras su visita a Vaca Muerta en el pasado agosto. En ese entonces, el mandatario se reunió por más de una hora con los CEOs y dueños de las petroleras más importantes del país con presencia en el yacimiento: YPF, PAE, CGC, Chevron Argentina, Exxon, Pampa Energía, Pluspetrol, Shell, Tecpetrol, Total y Vista.

El buen trato con el sector energético es fundamental para el Gobierno, ya que junto con el agro y la minería, se posiciona como uno de los actores con mayor peso a la hora de facilitar el ingreso de divisas al país debido a su capacidad exportadora.

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TotalEnergies, una de las mayores empresas energéticas de Europa, y Sinopec, la estatal petrolera china, han firmado un contrato de suministro de gas natural licuado (GNL) de 5 millones de toneladas anuales por un periodo de 15 años, con inicio en 2028. Este acuerdo, establecido en el marco de la Exposición Internacional de Importaciones de China (CIIE), es un hito clave para ambas empresas en sus estrategias de expansión en Asia y de descarbonización.

El objetivo de este suministro es fortalecer la disponibilidad de GNL en China, el principal mercado mundial de importación de este combustible, que en 2023 alcanzó 71 millones de toneladas de importación y que, de acuerdo con proyecciones, podría llegar a 163 millones hacia 2040​.

La entrega de GNL por parte de TotalEnergies —que ya suministra unos 5 millones de toneladas anuales a China— representa un pilar importante en su crecimiento en el mercado asiático y responde a la creciente demanda de este recurso, impulsada por la transición energética de China. Como principal sustituto del carbón en la generación eléctrica, el gas natural es una pieza clave para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en el país asiático. Stéphane Michel, presidente de Gas, Renovables y Energía en TotalEnergies, subrayó que el acuerdo con Sinopec reafirma la competitividad de la empresa en el mercado de GNL y contribuye a su posición de liderazgo en Asia​.

Este contrato se suma a la reciente renovación del convenio de TotalEnergies con la estatal china CNOOC, ampliado hasta 2034, lo cual muestra el compromiso de ambas partes por asegurar un suministro estable a largo plazo. Sin embargo, el crecimiento de los contratos de GNL podría llevar a un excedente de este recurso en China a medida que las compras superen el consumo proyectado, lo que impulsaría a empresas como Sinopec y CNOOC a incursionar en la comercialización de GNL hacia otros mercados emergentes, consolidándose así como jugadores clave en el comercio mundial de gas natural​.

Un acuerdo muy oportuno

En 2023, Estados Unidos exportó aproximadamente 14 millones de toneladas de gas natural licuado (GNL) a China, representando un crecimiento de su mercado de exportación a medida que las empresas chinas demandan más energía para abastecer a una economía en expansión. China se ha convertido en el segundo mayor importador de GNL de EE. UU., superada solo por países como Japón y Corea del Sur, y el intercambio entre ambos países sigue siendo robusto, a pesar de los desafíos diplomáticos y comerciales intermitentes​.

Este contexto resalta la relevancia del acuerdo de 15 años firmado entre Sinopec y TotalEnergies, que brinda a China una opción más estable y diversificada para su abastecimiento de GNL. La relación energética entre EE. UU. y China es vulnerable a posibles aranceles y restricciones, especialmente con el triunfo de Donald Trump, en las elecciones presidenciales en 2024.

Durante su anterior mandato, Trump implementó aranceles a productos chinos, lo cual afectó temporalmente las exportaciones de gas hacia el país asiático. Una nueva administración que reactive este tipo de medidas podría elevar los costos del GNL estadounidense, incentivando a China a depender más de socios europeos o de países como Rusia​.

Por lo tanto, el acuerdo con TotalEnergies, que garantiza un suministro de GNL de Europa, podría ser estratégico no solo para diversificar proveedores, sino también para evitar fluctuaciones en precios causadas por tensiones geopolíticas.

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La compañía energética Pampa Energía anunció un ambicioso plan de inversiones para los próximos años, con foco en el desarrollo de sus operaciones en Vaca Muerta. 

Pampa Energía busca así consolidarse como uno de los principales productores de shale oil en Argentina, con una inversión de US$ 1.500 millones destinada a multiplicar por diez su producción en Rincón de Aranda.

La empresa energética presentó resultados positivos para el tercer trimestre, destacando un fuerte crecimiento en la producción de gas y un plan de inversión de US$ 1.500 millones para el desarrollo de Vaca Muerta. Estos resultados confirman el sólido desempeño de Pampa Energía y su compromiso con el crecimiento sostenible.

Con esta inversión, Pampa Energía busca alcanzar una producción de 50.000 barriles de petróleo por día en 2027, consolidándose como uno de los principales actores del sector en Argentina.

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Se concretó una nueva reunión de la Mesa de Trabajo conformada por el gobernador, Sergio Ziliotto, para analizar la situación del área denominada “El Medanito”. El objetivo del grupo de trabajo es diseñar una propuesta de pliego que contenga las condiciones de borde, comerciales, fiscales, planes de inversión y trabajo a los fines de solicitar autorización a la Legislatura provincial para avanzar con la mejor alternativa de desarrollo del área hidrocarburífera.

Este cuarto encuentro se llevó adelante en la localidad de 25 de Mayo y consistió en una recorrida por las instalaciones del área “El Medanito”, para conocer la zona de baterías, la planta de generación de energía, la de tratamiento de gas y la de tratamiento de crudo y unidad de medición. La jornada culminó con una charla de los directivos de la empresa Petroquímica Comodoro Rivadavia que tienen a cargo la operación del área.

Integración de la Mesa de Trabajo

La mesa se conforma con 13 integrantes representantes del Poder Ejecutivo, el Poder Legislativo, autoridades de localidad de 25 de Mayo y de la empresa Pampetrol.

Esta acción ratifica la decisión del Ejecutivo Provincial, de que los recursos que la Provincia obtenga de la producción de hidrocarburos se destinarán a avanzar en la transición de las energías tradicionales a las renovables.

Estuvieron presentes en esta oportunidad el secretario de Energía y Minería, Matías Toso; la presidenta de Pampetrol, María de Los Ángeles Roveda; el subsecretario de Hidrocarburos y Miniería, Gonzalo Sondon junto al director de Minería e inspecciones, Cristián Buss; el intendente de la localidad de 25 de Mayo, Leonel Monsalve Ferrer; el diputado provincial por el PRO-MID, Enrique Juan; representantes del equipo de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático, y asesores legislativos.

La Mesa de Trabajo se creó por Decreto 1.286 para analizar la situación del área “El Medanito”, cuyo contrato de concesión finaliza en el mes de junio de 2026 y es uno de los contratos más importantes de la Provincia.

Desde el Poder Ejecutivo se trabaja con todos los actores involucrados para diseñar una propuesta y plasmarla en un proyecto de ley a ser remitido al Poder Legislativo Provincial.

Licitación o prórroga

El Gobierno provincial considera como primera alternativa la de convocar a una licitación pública a través de la cual se determiné quien continuará con la explotación del yacimiento, pero en el marco de la mesa de trabajo también se analiza el pedido de prórroga del actual concesionario, la empresa Petroquímica Comodoro Rivadavia.

“La prórroga de la concesión también fue solicitada por la empresa y analizada por el intendente de 25 de Mayo, Leonel Monsalve, en virtud de las inquietudes de distintos sectores de la localidad oesteña vinculados a la actividad petrolera”.

Si bien la Mesa de Trabajo avanza en el análisis de las distintas variables será la Cámara de Diputados la que definirá como prosigue la actividad en el yacimiento Medanito, el tema se definirá a través de un proyecto de Ley que deberá sancionar la legislatura pampeana.

Ante los dos escenarios posibles (prórroga o licitación), la misión fundamental de la Mesa de Trabajo es analizar el modelo de producción del área y cómo van a influir las regalías y demás condiciones contractuales.

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La producción de petróleo shale promedió 126 mil barriles día, durante el tercer trimestre del año, y representa un crecimiento del 36% interanual y del 11% respecto al segundo trimestre de 2024. La cifra equivale al 49% de la generación total de YPF.

Por su parte, las exportaciones de petróleo Medanito aumentaron en el trimestre un 111% respecto al mismo período de 2023 y un 37% en relación con los tres meses anteriores. Además, las exportaciones promediaron los 39 mil barriles día, un 15% de la producción total de petróleo.

Durante este período, YPF invirtió u$s1.353 millones y más del 70% de ese total fueron al segmento Upstream, principalmente en actividades shale para perforación y workover, en línea con la estrategia 4×4.

Por otra parte, en materia financiera, el EBITDA ajustado fue de u$s1.366 millones , crecimiento secuencial impulsado, principalmente por mayores ventas estacionales de gas, suba en la producción de hidrocarburos shale y mejor precio local de combustibles, compensados parcialmente por mayores costos en términos reales y menor producción convencional.

En términos interanuales, el notable crecimiento del EBITDA del 47% se explica principalmente por la recuperación en el precio local de combustibles, y el crecimiento en la producción shale y los niveles de procesamiento de las refinerías, parcialmente compensados por mayores costos en moneda local y menor producción convencional.

La situación de los principales proyectos de YPF

La empresa petrolera informó que en el Proyecto Andes se firmaron nueve acuerdos de compraventa por 25 áreas. Recientemente, se sumaron otras siete, ubicadas en Tierra del Fuego. Además, se obtuvo la aprobación provincial por uno de los clusters en Chubut.

Por otra parte, se lleva adelante el proyecto de construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur. Allí se alcanzó un grado de avance del 50% en la construcción del primer tramo entre Vaca Muerta– Allen, que tiene 130 kilómetros. La inversión total es cercana a los u$s200 millones.

El segundo segmento está compuesto por un oleoducto dedicado a exportaciones entre las localidades rionegrinas de Allen y Punta Colorada, que están separadas por 440 kilómetros. La inversión es de alrededor de u$s2.500 millones de dólares. YPF informó que la compañía se encuentra a pocos meses de iniciar su construcción.

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El Ente Regulador Provincial Eléctrico de Mendoza (EPRE) impuso una multa de $2.085 millones a Edemsa debido a las constantes interrupciones en el servicio eléctrico durante el primer semestre del año. 

Esta sanción, una de las más altas en la historia de la provincia, busca resarcir a los usuarios afectados y garantizar una mejor calidad del servicio en el futuro.

Los usuarios de Edemsa recibirán una compensación económica por los numerosos cortes de luz sufridos durante los primeros meses del año. El EPRE ha impuesto una multa millonaria a la empresa distribuidora, cuyos fondos serán destinados a bonificar a los clientes afectados. 

Esta medida busca garantizar que los usuarios sean resarcidos por las molestias y perjuicios causados por las interrupciones en el servicio.

Los fondos recaudados a través de la mencionada multa serán destinados a compensar a los usuarios afectados y a fortalecer el fondo compensador eléctrico.

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Francia busca reducir en un 50% las emisiones de gases de efecto invernadero para 2030. Para llegar a este objetivo, se apostará a la presencia de los coches eléctricos y la energía nuclear para vectores, además de un importante plan de renovación de edificios, según explicaron desde el Ejecutivo.

El Ministerio de Francia de Transición Ecológica indicó también que busca alcanzar la neutralidad de carbono para 2050. Esto fue mencionado durante la presentación de su trayectoria plurianual de la energía y su respectiva estrategia de descarbonización.

Las autoridades acercaron esta hoja de ruta después de un año de demora, producto de las citas electorales y dificultades para formar Gobierno. La trayectoria presentada marca una aceleración en la reducción de emisiones contaminantes.

En concreto, si entre 2017 y 2022 el ritmo fue del 2 % anual, Francia se compromete a asumir la ambición europea para pasar a un ritmo del 5% hasta 2030. En otros números, se busca el paso de las 373 millones de toneladas equivalentes de dióxido de carbono (CO2) el año pasado a 270 millones dentro de seis años.

Agnès Pannier-Runacher, la ministra de Transición Ecológica, admitió una ralentización en el ritmo de reducción de las emisiones, en parte producto de las condiciones climáticas adversas. De todos modos, lo tomó de ejemplo para “la necesidad de acelerar” en el proceso.

Francia busca reducir las emisiones

El plan francés prevé disminuir en un 31 % hasta 2030 las emisiones ligadas a los transportes, responsables de dos tercios del total, para lo que la gran apuesta es el coche eléctrico. En ese horizonte, dos tercios de las ventas de automóviles tendrían que ser eléctricos, y pasar de las 140.000 estaciones de recarga actuales a 400.000.

Además, el Gobierno aspira a incrementar un 25 % los transportes públicos y duplicar el transporte de mercancías por tren y los kilómetros de carriles bici, para llegar a los 100.000, además de generalizar el teletrabajo e incrementar progresivamente la tasación de las emisiones de carbono en el transporte aéreo.

En los próximos seis años, Francia se pretende acabar con el 75 % de las calderas de gasóleo, lo que supone 300.000 hogares al año. También se quieren suprimir entre el 20 y el 25 % de las de gas, e instalar un millón de bombas de calor y aumentar las ayudas a la renovación energética.

La industria debe bajar en un 42 % sus emisiones y decantarse por la electricidad, la biomasa y el hidrógeno, además del almacenamiento de CO2.

Sobre la producción energética, el plan pretende limitar la dependencia de fuentes fósiles, lo que significa recortar en un 28,6 % el consumo, apostar por las renovables, esencialmente la eólica, y un relanzamiento de la nuclear. Este último punto se sustancia en la construcción de seis reactores de nueva generación EPR 2 y el estudio de otros ocho, para alcanzar una producción de hasta 400 terawatios hora anuales.

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El Ministerio de Economía estudia eliminar la segmentación para los consumidores de energía eléctrica y gas y solo haya usuarios con o sin subsidio.

“Lo que se está evaluando es prorrogar por otros seis meses el esquema de transición actual, en el cual se van a ir bajando los topes de subsidio hasta que queden solo los dos tipos de usuarios”, dijeron fuentes oficiales de la Secretaría de Energía al diario La Nación.

Hasta ahora, rige la segmentación en tres niveles, que toma en cuenta los ingresos familiares, que diseñó el exministro de Economía Martín Guzmán y que se implementó con la llegada de Sergio Massa.

Si bien el Ministerio de Economía había publicado el decreto 465/2024, en el cual se establecía el esquema de tarifas segmentadas hasta el 30 de noviembre, con posibilidad de extenderlo por seis meses más, en el Gobierno admiten que este esquema de subsidios no se va a implementar.

Actualmente, en gas, los usuarios de ingresos bajos (N2) tienen una bonificación de 64% del valor de referencia sobre un bloque de consumo y los de ingresos medios (N3), el 55%, respectivamente. Luego pagan el precio pleno de referencia sobre el excedente de ese bloque de consumo.

La idea del Gobierno es ir bajando los topes de bonificación en los próximos seis meses, para que cada vez los hogares paguen una mayor parte del valor de referencia.

Igualmente, el precio de referencia sigue subsidiado también: actualmente equivale a US$3,085 el millón de BTU (medida inglesa que se utiliza en el sector), cuando el costo promedio del gas en la Argentina este 2024 fue US$4,77 el millón de BTU.

Por lo tanto, las industrias, comercios y los hogares de altos ingresos (N1) también reciben transferencias y pagan el 64% del costo del gas. Con las bonificaciones sobre un valor de referencia ya subsidiado, los N2 cubren el 23% del costo del gas y los N3, el 29%. El resto lo financia el Ministerio de Economía con subsidios.

En electricidad, los usuarios N2 y N3 tienen un consumo bonificado hasta un bloque máximo, que es de 350 kwh por mes para los hogares de ingresos bajos y de 250 kwh para los de ingresos medios. Hasta ese tope de consumo, los usuarios N2 tienen una bonificación de 72% y los N3, el 56%.

Al igual que en gas, como el valor de referencia también está subsidiado (es $63.187 el MWh de un costo sin subsidios de $68.016), las industrias, comercios y hogares de altos ingresos pagan el 93% de lo que cuesta la generación eléctrica; mientras que los usuarios residenciales N2 pagan el 26% hasta 250 kwh de consumo por mes y 93% sobre el excedente, y los N3, el 41% por el consumo bonificado hasta 350 kwh y 93% sobre el excedente.

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YPF lanzó la Academia de Proveedores, un innovador programa de capacitación orientado a desarrollar la competitividad de sus proveedores, fortaleciendo su rol en la cadena de suministro. Con más de 5,000 proveedores y la compra de más de 100,000 productos y servicios, YPF depende en gran medida de su red de proveedores, quienes participan en más del 60% de sus operaciones. La Academia busca así profundizar la relación y optimizar el funcionamiento de toda la cadena de valor.

Este programa se estructura en cuatro pilares clave:

1. Vinculación: En esta fase, los proveedores tienen acceso directo a presentaciones con equipos de YPF, facilitando un vínculo cercano y efectivo que les permita entender mejor las expectativas de la empresa y adaptarse a sus estándares.
2. Masterclass: A través de estas clases magistrales, YPF nivela el conocimiento de los proveedores en temas relevantes para el sector energético, como estándares de calidad y seguridad. Esto resulta fundamental para que puedan cumplir con los requisitos operativos exigidos.
3. Programas específicos: Estas capacitaciones intensivas profundizan en temas técnicos, permitiendo a los proveedores obtener habilidades y conocimientos críticos para enfrentar desafíos específicos de la industria.
4. Pilar Experto: Para los proveedores estratégicos, YPF ofrece una formación personalizada en áreas estratégicas, con un acompañamiento cercano por parte de expertos de la compañía.

Este enfoque de capacitación busca asegurar que los proveedores actuales y potenciales cumplan con los estándares de calidad y seguridad de YPF, basados en su modelo de Excelencia Operacional y Programa de Integridad.

Además, YPF trabaja en conjunto con varias provincias, como Entre Ríos, para integrar más empresas locales en su red de proveedores, impulsando la creación de empleos y el desarrollo económico en la región​..

Este proyecto es parte de la visión de YPF de transformar a Argentina en un exportador de energía, con una meta de ingresos por exportación de 30,000 millones de dólares para el 2030.

Mesa de desarrollo “Redes de Valor”

Durante la reciente AOG Patagonia 2024, las empresas YPF, Tecpetrol y Shell firmaron un acuerdo para establecer la mesa de desarrollo “Redes de Valor”. Este proyecto busca fortalecer la cadena de valor en la industria de hidrocarburos de Vaca Muerta, impulsando la productividad y competitividad de sus proveedores.

Con el respaldo de los gobernadores de Neuquén y Río Negro, la mesa tiene el objetivo de generar sinergias y fomentar el desarrollo industrial local, mediante inversiones y capacitaciones en colaboración con autoridades y cámaras empresariales locales.

Los ejecutivos de las tres empresas resaltaron la importancia de trabajar en conjunto con los proveedores locales como socios estratégicos. Entre los objetivos específicos de la mesa, se encuentran mejorar la calidad y el compromiso en la cadena de valor, optimizar la infraestructura existente y reducir cuellos de botella en el suministro, siempre cumpliendo con altos estándares de seguridad y cuidado ambiental.

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El sector minero argentino continúa demostrando su dinamismo y potencial. Según datos de la Dirección Nacional de Promoción y Economía Minera, dados a conocer por la Secretaría de Minería de la Nación, durante el mes de septiembre de 2024, las exportaciones mineras alcanzaron un valor histórico de USD 404 millones, lo que representa un incremento interanual del 33,8%. 

Este crecimiento sostenido refleja la fortaleza del sector y su capacidad para generar divisas para el país. De todos modos representa un retroceso con respecto al mes inmediatamente anterior. En agosto de 2024, el sector minero realizó exportaciones por USD 550 millones, representando un crecimiento interanual del 79,9%.

La mayor parte de los envíos al exterior del sector, el 83,3%, corresponde a minerales metalíferos, que representaron USD 337 millones y marcaron un aumento interanual de 38,4% en relación a septiembre de 2023. Continuando la tendencia de meses anteriores, se destaca la participación del oro con USD 250 millones (62% del total exportado), cuyo precio anotó recientemente un nuevo máximo histórico al valorizarse en USD 2.790 por onza. Por este motivo, las exportaciones avanzaron 47,9% interanual.

Así, en lo que va del año, los minerales metalíferos sumaron exportaciones por USD 2.613 millones. “Esto implica un incremento interanual del 18,6%, donde el oro aportó USD 2.125 millones (67% del total exportado), la plata USD 437 millones (14% del total exportado) y el resto de los minerales metalíferos USD 51 millones (2% del total exportado). Esto le permitió a este rubro representar el 82,7% de las exportaciones mineras”, precisaron desde la cartera de minería.

En el caso del litio, se exportaron USD 52 millones durante septiembre, lo que implicó un crecimiento del 15,9%. Se trata del primer repunte luego de 8 meses consecutivos de bajas, como resultado de un aumento en los volúmenes exportados del 132% ya que el precio continúa lejos del récord de 2022.

De este modo, el llamado “oro blanco” explicó el 13% de las exportaciones mineras totales en el mes. En el acumulado de 2024, las ventas del mineral al exterior se ubicaron en USD 428 millones, disminuyendo un 30,9% interanual.

La consultora global de minería CRU aseguró en un informe: “Durante varios años, se ha anticipado que Argentina se convertiría en uno de los principales actores mundiales del litio, pero los desafíos técnicos, las condiciones del mercado y los problemas económicos internos han resultado en retrasos en los proyectos y expectativas no cumplidas. Ahora parece que el país está al borde de lograrlas”.

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La demanda creciente de cobre, impulsada por la transición energética, podría generar un déficit de más de 200.000 toneladas en 2025, según un informe la de consultora financiera de origen Suizo, UBS. 

Esta escasez, combinada con una oferta cada vez más ajustada, llevaría los precios del cobre a niveles récord, alcanzando entre 10.500 y 11.000 dólares por tonelada en los próximos dos años.

La creciente demanda de cobre en sectores como la energía renovable, la electromovilidad y la tecnología, sumada a una oferta limitada debido a bajos costos de tratamiento, está impulsando al alza los precios del metal rojo. 

Según UBS, esta tendencia podría generar un déficit de cobre en 2025 y mantener los precios elevados en los próximos años.

Este nuevo análisis de UBS advierte sobre un posible déficit de cobre en 2025, impulsado por una demanda creciente y una oferta limitada. La firma suiza estima que los precios del cobre podrían alcanzar niveles récord en los próximos dos años, superando los 10.000 dólares por tonelada. 

Este escenario se explica por la creciente demanda en sectores como la energía renovable y la tecnología, así como por la disminución de la oferta debido a bajos costos de tratamiento para las fundiciones.

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La ex secretaria de Energía, Flavia Royón, cuestionó el plan de contingencia que presentó el Gobierno para atender el exceso de demanda energética que se producirá en el verano al asegurar que es “pagarles para no usen energía”.

“El plan de contingencia que se plantea para el verano es pagarle a las empresas para que no usen energía y ahora no hay tiempo de hacer un mantenimiento”, afirmó la ex funcionaria.

En declaraciones a Radio Splendid, Royón sostuvo “hay un problema de estructura que se deben solucionar a mediano plazo”, pero al mismo tiempo estimó que “es difícil que veamos cortes muy prolongados”. “En lo inmediato no hay solución. Puede que haya o no cortes. No hay certezas”, recalcó.

Respecto del tema tarifario, Royón sostuvo que es difícil quitar los subsidios por completo “con los niveles de pobreza que tenemos”.

“La política energética no hay que verla por separado del contexto del país. Hay que darle tiempo a nuestro país para que pueda estabilizar las cuentas”, afirmó la ex secretaria de Energía.

Royón recalcó que “la generación de energía se soluciona con planificación, no un mes antes. Más allá de solucionar el problema inmediato, hay que planificar a mediano plazo tener un modelo energético competitivo”.

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En medio de la fuerte suba de la inflación en la primera parte del año, los precios de la nafta y el gasoil medidos en dólares son los más altos de los últimos seis años, según un estudio de la consultora Economía y Energía.

La suba de precios provocó una caída en la venta de combustibles, también generada por la recesión. Los combustibles sufrieron un fuerte salto desde diciembre tras la liberalización de precios que habilitó el gobierno de Javier Milei.

Según Economía y Energía, en octubre los precios se ubicaron 20% debajo de los valores que habían alcanzado durante el primer mes del año. 

“El precio de los combustibles en surtidor, medido en pesos constantes, se ubicó un 7% por debajo de los valores que se habían alcanzado en promedio entre 2019 y 2023. Sin embargo, medido en dólares, los precios aumentaron: fueron un 25% mayores al promedio registrado entre 2019 y 2023″, indicó esa consultora.

Además, el precio del petróleo en el mercado local se ubica en la actualidad con un valor similar al de paridad de exportación, en línea con la búsqueda del Gobierno y el pedido que tenían desde hace años las petroleras. 

Ese alineamiento se debió a que el precio del crudo en el mercado internacional se ubica en mínimos desde 2021, a US$ 70 por barril.

En los primeros nueve meses del año las ventas de combustibles cayeron 6% respecto del mismo período del 2023. La mayor caída se observó en las premium, cuyas ventas cayeron 21%, mientras que la súper tuvo una merma del 2% interanual. 

Eso muestra una migración de los consumidores hacia alternativas más baratas. Las ventas de gasoil, en tanto, disminuyeron en promedio un 6% en idéntico período.

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La central hidroeléctrica Itaipú Binacional fue premiada con el Récord Mundial Guinness en la categoría de “Mayor” producción acumulada de energía en 40 años, desde el inicio de sus operaciones en 1984, anunció hoy la compañía localizada en Brasil y Paraguay.

Itaipú Binacional, que es la segunda hidroeléctrica del mundo solamente por detrás de la china Tres Gargantas, recibió el reconocimiento mundial al generar 3.038 millones de megavatios-hora (MWh).

La generación acumulada de energía eléctrica reportada para el récord se compara con la posibilidad de abastecer al mundo durante casi un mes y medio.

“Se trata de una marca histórica que ninguna otra usina hidroeléctrica en el mundo consiguió”, difundió Itaipú Binacional, ubicada entre Brasil y Paraguay, en el corazón de la cuenca del río Paraná y la región de las Cataratas del Iguazú.

El anuncio lo hizo en una ceremonia la representante oficial de Guinness, Natalia Ramírez Talero, en la sede de la compañía binacional.

El director general de la parte de Brasil, Enio Verri, destacó en el acto el enorme compromiso de los trabajadores que construyeron esta obra que “genera riqueza, desarrollo y una sociedad más justa”. 

En tanto, el director general de la parte de Paraguay, Justo Irún, dijo que el premio llega al cumplir 50 años de que fue creada la entidad binacional Itaipú para la administración de su construcción y a 40 años del inicio de las operaciones.

En 2023, la central hidroeléctrica fue responsable del 10 por ciento de la energía consumida en Brasil y del 88 por ciento en Paraguay, según datos oficiales.

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El Departamento de Justicia de los Estados Unidos presentó un escrito en el que le pide a la jueza de la Corte del Distrito Sur de Nueva York, Loretta Preska, rechazar la solicitud de los fondos Burford y Eton Capital de quedarse con activos de YPF para cobrar el fallo en el juicio por la expropiación de la petrolera que obliga a la Argentina a pagar US$ 16.000 millones. La noticia se conoció el mismo día en que Donald Trump fue anunciado como ganador de las elecciones presidenciales.

El Departamento de Justicia norteamericano dijo que la orden de ‘turnover’ de las acciones de YPF que piden los demandantes “viola las normas de inmunidad soberana de Estados Unidos” y le pide a Preska que la rechace”, según informó el abogado Sebastián Soler en X con una imagen de la nota presentada el gobierno de los Estados Unidos a la jueza que lleva el caso YPF.

“Este amicus curiae del Gobierno de los Estados Unidos en el caso de la expropiación de YPF era esperado”, dijo Sebastián Maril, quien sigue el día a día del derrotero judicial de la Argentina ante distintos tribunales internacionales.

Maril dijo que el gobierno norteamericano sostiene que se violan ciertas leyes locales norteamericanas y al mismo tiempo se abre las puertas para que haya algún tipo de reciprocidad y la Argentina en el futuro haga lo mismo con alguna empresa o un activo soberano norteamericano. “Esto no afecta el fallo de los US$ 16.000 millones, esto no afecta al alter ego y esto no afecta la apelación”, explicó el director Regional de Latam Advisors.

Los fondos Burford y Eton Capital, quienes ganaron el juicio por la expropiación de YPF, ocurrida en 2012, en primera instancia, solicitaron que la Argentina entregue un tercio de las acciones de YPF como garantía de pago de la sentencia, mientras que ocurre en forma paralela el proceso de apelación en la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York.

La defensa argentina se negó y los demandantes comenzaron un proceso para detectar activos que puedan ser embargados.

En este contexto, la Procuración del Tesoro se puso en contacto con el gobierno de Joe Biden para ponerlo al tanto del juicio y explicar las posibles implicancias de que un juez federal de Estados Unidos solicite el embargo de activos que están en otra jurisdicción, según dijeron fuentes oficiales.

Las acciones que tiene la Argentina de YPF están registradas en la Caja de Valores de Buenos Aires, no tiene tenencia de activos que cotizan en Nueva York.

En septiembre, el gobierno estadounidense había pedido tiempo para evaluar si presentaría un escrito acerca del pedido de los demandantes de que la Argentina entregue sus acciones de YPF. En concreto, había pedido poder dar su opinión justamente hoy, 6 de noviembre, un día después de las elecciones presidenciales en EE.UU.

Al momento de la estatización, Eton Park era accionista de YPF. La petrolera cotiza en la bolsa de Nueva York desde 1993. Burford Capital, en cambio, compró el derecho a litigar en la Justicia española, cuando las empresas Petersen –que habían fundado la familia Eskenazi en ese país y que eran accionistas de YPF– entraron en quiebra.

Los fondos sostuvieron que el gobierno de Cristina Kirchner no lanzó una OPA sobre el total de las acciones, como dice el estatuto de YPF presentado en Estados Unidos cuando salió a cotizar en Bolsa. Según el artículo 7º del estatuto, cuando un inversor compra más del 15% de las acciones, debe hacer una oferta de adquisición al resto de los accionistas.

En su momento, la Argentina no hizo la OPA y el entonces viceministro de Economía, Axel Kicillof, que era interventor en YPF, dijo en el Congreso, antes de votarse la ley de expropiación: “Créanme que si uno quería comprar acciones para entrar a la compañía y pasaba el 15%, pisaba la trampa del oso y tenía que comprar el ciento por ciento a un valor equivalente a US$ 19.000 millones. ¡Porque los tarados son los que piensan que el Estado tiene que ser estúpido y comprar todo según la ley de la propia YPF, respetando su estatuto! ¿Si no dónde está la seguridad jurídica? Señores, fue una empresa, se reunieron y dijeron: ‘¿Cómo podemos hacer para que nadie nunca intervenga en el control de la compañía?’”.

Tanto los demandantes como la jueza Preska citaron esa frase para justificar los alegatos y el fallo. “La República obligó a los demandantes a otorgarle un préstamo masivo después de expulsar por la fuerza a los miembros del directorio de YPF, el 16 de abril de 2012, lo que provocó que los representantes de Repsol en YPF huyeran del país. El Sr. Kicillof declaró descaradamente que sería ‘estúpido’ cumplir ‘la ley de la propia YPF’ o ‘respetar sus estatutos’”, dijo la magistrada.

La defensa argentina planteó en todo momento que la Constitución está por encima del estatuto de una empresa y que se rigieron por la ley de Expropiación. Durante el juicio, el Estado también detalló que Burford pagó 15,1 millones de euros al fisco de España y un 30% de la indemnización que resulte de la sentencia por el derecho a demandar, luego de que las empresas Petersen Energía y Petersen Inversora quebraran en ese país, donde fueron constituidas.

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El gobierno inauguró este lunes las obras del Gasoducto de Integración Federal Tío Pujio-La Carlota, que unen el Gasoducto del Centro con el Gasoducto del Norte, que forman parte de la Reversión del Norte. Según precisaron fuentes oficiales, el ducto ya se encuentra inyectando gas de Vaca Muerta hacia el norte del país.

Esta obra ejecutada por Energía Argentina permite revertir el sentido del flujo de gas, logrando transportar hasta 15 millones de m3 de gas para cubrir la demanda de la región centro y norte y reemplazar el gas que se venía importando desde Bolivia.

De esta manera, Argentina se ahorrará divisas por 1.000 millones de dólares anuales; se potenciará el desarrollo nuevas actividades industriales como la minería de litio; y, en una segunda etapa, se podrá exportar el gas nacional hacia otros países de la región.

“Argentina eligió dónde invertir 700 millones de dólares para que eso revierta en más riqueza. Con el gas seguro, no intermitente, se va generar un bienestar que hasta el momento no teníamos. Vamos a usar nuestro gas, a un tercio del valor que usábamos hasta el momento para importar. Hemos venido para celebrar una obra de esta envergadura, que empezó y terminó en tiempo récord el gobierno de Milei”, señaló el jefe de Gabinete, Guillermo Francos.

Por su parte, el ministro de Economía destacó: “Desde el Ministerio de Economía trabajamos junto a las empresas privadas para destrabar el primer tramo de la obra que estaba sin adjudicar y los otros dos tramos que ni siquiera se habían licitados. Vamos a recuperar el autoabastecimiento energético que fue destruido por la gestión anterior”.

Cuando asumió la gestión el presidente Javier Milei, el primer tramo de la obra estaba sin adjudicar y con sobreprecio, mientras que los otros dos tramos ni siquiera se habían licitado. En febrero de este año, por decisión del Gobierno Nacional, se iniciaron los trabajos y 9 meses después la obra está finalizada y abasteciendo de gas de Vaca Muerta a 7 provincias de la Argentina: Córdoba, Salta, Jujuy, Santiago del Estero, Catamarca, La Rioja y Tucumán.

En esa línea, el gobernador de Córdoba, Martín Llaryora indicó: “Y cuando hablamos de los números, este gasoducto, hablando desde Córdoba, porque hablar desde Córdoba es, por supuesto, bajarle el nivel, porque este gasoducto representa mucho para el argentino. Mucho más que para Córdoba también. Pero para los cordobeses nos va a permitir garantizar primero un precio menor para nuestras industrias, salir de la intermitencia a veces en esas coyunturas que teníamos, y aparte salir para nosotros de algo que todos sabemos que Bolivia ya no va a ser en un par de años tal vez un proveedor fiable, sino que Bolivia viene bajando su capacidad de producción de gas, con lo cual podemos pasar de ser un importador a un exportador no solo con Bolivia, sino con Brasil”.

Damian Mindlin, presidente de SACDE y representante de la UTE con Techint: “Hoy estamos viviendo una inauguración histórica. Le damos fin a un hecho sin sentido. La Argentina importó 20.000 millones de dólares de gas boliviano en los últimos 20 años, cuando podíamos abastecer el norte con el gas de Vaca Muerta, con trabajo argentino, con inversiones en nuestro país y sin dilapidar divisas. El sector energético necesita y requiere más proyectos como este para alcanzar su máximo potencial, que le permita exportar su energía al mundo y contribuir al crecimiento económico del país”.

“Argentina está viendo como el enorme potencial de Vaca Muerta puede llegar no solo a Córdoba, sino a provincias del norte, sustituyendo energía que ya no teníamos porque, lamentablemente, la cuenca del noroeste se fue debilitando. Por esta obra se va a transportar el 10% del gas generado por la Argentina y gracias a este gasoducto tenemos gas y energía eléctrica para muchísimos años”, explicó Daniel González.

De la puesta en marcha de la Reversión también participaron la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti; directivos de Energía Argentina (ENARSA); el diputado nacional por Córdoba Gabriel Bornoroni; el presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin; y el director de Operaciones de Techint, Alejo Calcagno, entre otros.

La obra representó una inversión de 740 millones de dólares, de los cuales 540 millones fueron financiados por un préstamo de la CAF. Entre las principales tareas, la Reversión incluyó la construcción de un gasoducto de 122,8 kilómetros de 36 pulgadas de diámetro entre La Carlota y Tío Pujio para conectar los Gasoductos Centro-Oeste y Norte, y dos ampliaciones (loops) entre Tío Pujio y Ferreira de 64 kilómetros, con cañerías de 30 pulgadas de diámetro.

Los trabajos se completarán con la automatización de cuatro plantas compresoras ya existentes (Lumbrera, Lavalle, Dean Funes y Ferreyra), que se realizarán en el primer semestre de 2025.

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El Gobierno de Javier Milei formalizó este lunes los nuevos aumentos que sufren las tarifas de luz y gas desde el 1° de noviembre. La electricidad se incrementará 2,5%, mientras que el gas lo hará en 2,7%, según quedó establecido a través del Boletín Oficial.

En ambos casos, las subas estarían por debajo de la inflación esperada con el fin de no meter presión en los precios. Sin embargo, el precio final dependerá de los niveles de consumo de cada caso y de la categoría del usuario.

“La tarifa a usuario final deberá ser incrementada en un 2,5%, debiéndose entonces reflejar de ese modo las actualizaciones de las tarifas de transporte y distribución de energía eléctrica en su incidencia correspondiente para alcanzar tal resultado”, reflejan las resoluciones 905/2024 y 906/2024, correspondientes a Edenor y Edesur, respectivamente.

Los documentos, firmados por Darío Arrué, expresan también que “el Valor Agregado de Distribución (VAD) correspondiente al segmento distribución y la tarifa de transporte se incrementará en un 6%”.

Todo esto, porque para el Gobierno “resulta razonable y prudente continuar para el mes de noviembre con el sendero de actualización de los precios y tarifas del sector energético”, después de postergarla en los meses de mayo, junio y julio, respectivamente.

“Para el consumo base de los usuarios Residenciales Nivel 2 y Nivel 3, se aplicarán las bonificaciones establecidas por la Secretaría de Energía como Autoridad de Aplicación del Decreto Nº 465 de fecha 27 de mayo de 2024, al valor consignado a los usuarios Residenciales Nivel 1, como así también el límite de consumo de la categoría por sobre el cual se aplicará un precio diferenciado, si correspondiere”, se indicó en los considerandos.

En paralelo, se estableció que a partir de las 0 horas del 1 de noviembre de 2024, el valor de la tarifa media asciende a 109,753 $/kWh y se aprobaron las tarifas de usuarios residenciales que se deberán aplicar a los clubes de barrio y del pueblo que integran un listado confeccionado por el Ministerio de Turismo y Deportes, y entidades de bien público.

Suba en el gas

Por su parte, la Resolución 737/2024 del Ente Regulador del Gas aprobó los cuatros tarifarios a aplicar por Metrogas que comenzarán a regir desde este lunes.

El incremento de 2,7% se compone del precio del gas en sí (denominado PIST), que se incrementa a la par del dólar oficial, y los cargos de transporte y distribución (VAD o valor agregado de distribución), que subirán 3,5%.

“Para el caso de que la entrada en vigencia de la presente Resolución se produzca durante el transcurso de un período de facturación, será de aplicación lo dispuesto en el Punto 14 (k) del Reglamento de Servicio de Distribución, aprobado por Decreto N° 2255/92 (T.O. Resolución ENARGAS N° I-4313/17 y sus modificatorias)”, aclaró el documento. 

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El Ministerio de Economía, a través de la Secretaría de Coordinación de Energía y Minería, estableció los precios mínimos de adquisición del biodiesel y del bioetanol para su mezcla obligatoria con combustibles fósiles durante noviembre de 2024, mediante las resoluciones 16/2024 y 17/2024.

Según la Resolución 16/2024, el precio del biodiesel se fijó en $1.023.649 por tonelada. Esta normativa, vigente desde su publicación en el Boletín Oficial, establece un plazo de pago de hasta siete días corridos a partir de la fecha de la factura correspondiente.

Por su parte, la Resolución 17/2024 determinó los precios del bioetanol: $683,305 por litro para el bioetanol a base de caña de azúcar y $626,273 por litro para el de maíz. Ambos precios regirán hasta que sean reemplazados por nuevos valores. El pago de estas operaciones deberá realizarse en un máximo de 30 días corridos desde la emisión de la factura.

Estas medidas buscan ajustar los precios a los costos reales de producción y prevenir distorsiones en los precios del combustible, en línea con la Ley N° 27.640.

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La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación fue sede de la segunda reunión del Comité de Seguimiento de Implementación del Plan de Contingencia para meses críticos 2024-2026. 

Participaron representantes de esa área en conjunto con Jefatura de Gabinete, CAMMESA, ENRE, las asociaciones ATEERA, AGEERA y AGUEERA y las empresas distribuidoras Edesur y Edenor.

El objetivo de la reunión fue revisar los avances en las situaciones críticas identificadas y definir los siguientes pasos para avanzar con la resolución de problemas cruciales antes del inicio del verano.

Uno de los temas abordados fue la identificación de nodos críticos en todo el país y la posibilidad de resolver su criticidad. En ese sentido, se trabajó con las empresas de transporte y distribución y se resolvió incorporar nuevos transformadores que permitan la repotenciación de las estaciones transformadoras, lo que brindará soluciones efectivas a corto y largo plazo.

Por otro lado, se revisaron las obras con un grado de avance con el objetivo de concluir los trabajos pendientes para, de esta forma, otorgar soporte al sistema durante los meses de mayor consumo.

De esta manera, el Gobierno nacional sigue trabajando de manera anticipada y planificada para poder tener una rápida respuesta ante picos de demanda.

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La Fundación Encuentro calculó que serán unos 2.500 MW los faltantes para cubrir las demandas de la época de más calor del año en Argentina, más del doble de lo que estimó el Gobierno de Javier Milei.

De cara a un verano en el que se espera, según el Servicio Meteorológico Nacional, que la provincia de Buenos Aires sea la que más “sufra” el calor, ahora un informe de la fundación vinculada a Sergio Massa aseguró que serán unos 2.500 MW los faltantes para cubrir las demandas en el inicio del 2025, pero que los problemas se podrían repetir en 2026 y 2027. Cabe destacar que la administración libertaria estimó que el faltante para este verano será de 1.000 MW.

Alcanzar una oferta de “31.771 MW sería un escenario realizable como está el sistema de transmisión hoy pero que no ocurrirá porque los países vecinos tendrán oferta limitada para exportar por probables sequías y altas temperaturas en sus países, a lo que se suma la indisponibilidad de Atucha I hasta 2027”, indicó el informe.

En esta misma línea, planteó que “este verano el Gasoducto Néstor Kirchner operará a la mitad de su capacidad disponible por dos motivos”. Pero los problemas, podrían extenderse a los meses de calor de los próximos años: 2026 y 2027.

Como parámetro de análisis, el faltante de 2.500 MW para cubrir el pico equivale al consumo promedio de 3.125.000 hogares de cualquier parte del país en la franja horario de alto consumo en verano de 14 horas a 24 horas durante olas de calor. Aunque también podría ser el equivalente al 100% del consumo total de potencia declarada por los Grandes Usuarios de Energía Eléctrica (todo tipo de industrias, shoppings, aeropuertos, mineras, etcétera), que compran directo a CAMMESA.

Por un lado, el informe señaló que “cuando se realizó la masiva instalación de parques eólicos y solares entre 2016 y 2019 mediante la monetización de contratos muy rentables no se previeron y realizaron las obras de transmisión (líneas eléctricas y estaciones transformadoras) lo que impide actualmente evacuar sin restricciones toda la potencia disponible del sistema a la vez, con lo cual como la energía eólica y solar no se puede almacenar entonces hay que despacharla y se restringe el despacho de la potencia térmica y el resto disponible.

En segundo punto indicaron que “el Gobierno actual de Milei anuló la adjudicación de 3.000 MW térmicos a gas natural del Programa TERCONF adjudicados en noviembre 2023 de los cuales una parte hubiese ingresado durante este verano y el resto antes de junio de 2025. Esta potencia se iba a instalar directamente en los puntos críticos del sistema a los que por las restricciones comentadas del sistema de transmisión no se puede llegar actualmente con más energía”.

En ese sentido, Encuentro afirmó que “al momento de la asunción de Milei los 3.000 MW estaban adjudicados listos para firmar contratos y se preveía una parte ingresar en los próximos meses y el resto antes de junio de 2025. La gestión de Milei anuló la licitación” y eso termina influyendo de manera directa en la cantidad de energía disponible para el verano.

“Esta decisión no solo afecta este próximo verano porque una buena parte de los 2.500 MW que faltarán para cubrir el pico podrían haber sido abastecidos sino que al día de hoy no hay licitación de nueva potencia térmica ni de obras de transmisión (líneas y estaciones transformadoras), por lo que se verán afectados también los veranos 2026 y 2027”, agregó la organización

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La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático provincial convocó a la audiencia pública en la que se analizará el Estudio de Impacto Ambiental del proyecto FLNG en el Golfo San Matías. La audiencia será el miércoles 4 de diciembre en San Antonio Este y brindará a la población la oportunidad de expresarse sobre los alcances y posibles impactos de la instalación de una unidad flotante de licuefacción de gas natural.

Según la resolución de la convocatoria publicada hoy en el Boletín Oficial, la audiencia se llevará a cabo a partir de las 9 en el Gimnasio Municipal de San Antonio Este, ubicado en la intersección de las calles Primeros Pobladores y Luis Piedrabuena.

Se trata de una instancia de participación ciudadana donde todas las personas, organizaciones y entidades interesadas podrán expresar sus opiniones y realizar aportes al proyecto. Si bien las opiniones que se registren son de carácter consultivo y no vinculante, serán consideradas en la fundamentación de la resolución final.

Cualquier persona interesada puede acceder al expediente y revisar el Estudio de Impacto Ambiental presentado por la empresa Southern Energy S.A., titular del proyecto FLNG en Río Negro. Se puede hacer vía digital a través del sitio web de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático, o en formato físico en la delegación Alto Valle en Cipolletti.

Quienes deseen intervenir en la audiencia pública deberán inscribirse previamente en el formulario en línea disponible en https://forms.gle/tHiii3xCHWxTm9Wv9 hasta 72 horas antes de la realización de la audiencia. Cada intervención tendrá un tiempo máximo de cinco minutos.

La secretaria de Ambiente y Cambio Climático, Judith Jiménez, quien presidirá la audiencia, destacó la importancia de la convocatoria: “Esta es una oportunidad única para que la ciudadanía participe activamente en el proceso de toma de decisiones sobre un proyecto de esta magnitud. Queremos escuchar las voces de todos los actores, tanto del sector público como privado, así como de la comunidad rionegrina en general, para garantizar un proceso transparente e inclusivo”.

Sobre el proyecto

El proyecto consiste en la instalación de una unidad flotante de licuefacción de gas natural en aguas del Golfo San Matías, a una distancia de 4 a 6 kms de la costa, con una capacidad de producción de 2,4 millones de toneladas anuales (MTPA) de gas natural licuado (GNL). En tierra, el proyecto incluirá una cabecera de gasoducto y un sistema de transporte terrestre y submarino que permitirá el traslado del gas natural hacia el sistema de licuefacción. La unidad de licuefacción, instalada en el lecho submarino a una profundidad de -35 mLAT, será responsable de producir el GNL que luego será cargado en buques metaneros para su exportación.

La actividad se desarrollará a unos 50 km al sur de San Antonio Oeste y promete convertirse en un eje de desarrollo energético para Río Negro, al permitir la expansión de la industria del gas y petróleo en la región. Según el informe preliminar de evaluación, el proyecto es técnicamente factible y se enmarca fuera de cualquier Área Natural Protegida. Entre otros beneficios, se espera que impulse la economía local a través de la creación de empleos directos e indirectos, nuevas infraestructuras y la llegada de proyectos industriales asociados.

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Luciano Fucello, director de la fundación Contactos Energéticos y country manager de NCS Multistage en Argentina, destaca la importancia del número de etapas de fractura como un indicador clave para medir el desarrollo productivo en Vaca Muerta. En un contexto de crecimiento proyectado para 2025, este parámetro se convierte en un barómetro esencial para la industria, reflejando tanto la actividad económica como las tendencias a largo plazo del sector energético argentino.

Las etapas de fractura como termómetro de Vaca Muerta

A medida que Vaca Muerta continúa consolidándose como una de las reservas no convencionales de petróleo y gas más significativas de Argentina y el mundo, las etapas de fractura se han convertido en un barómetro preciso para medir la actividad económica y técnica en los yacimientos.

Luciano Fucello, director de la fundación Contactos Energéticos, destacó recientemente que estos números son clave para interpretar las tendencias productivas y de mercado en el corto y mediano plazo. El conteo de etapas de fractura es una métrica cuantificable y objetiva que refleja no solo el movimiento de recursos y la dinámica logística, sino también la proyección de crecimiento a nivel sectorial.

“Los estudios han demostrado que existe una correlación directa entre el número de etapas de fractura y la futura producción de hidrocarburos”, explica Fucello. Esto se debe a que cada etapa representa un conjunto de operaciones que preparan al pozo para extraer hidrocarburos, lo que lo convierte en un indicativo fiable para prever la producción inmediata, tanto a nivel general como para cada empresa.

¿Qué es una etapa de fractura?

Una etapa de fractura es el proceso mediante el cual se inyectan grandes cantidades de arena y agua en un pozo para fracturar las formaciones rocosas y liberar así el petróleo y gas atrapados. Este procedimiento es altamente intensivo en recursos y equipos. Cada etapa de fractura en Vaca Muerta requiere, en promedio, aproximadamente 250 toneladas de arena y 1,500 m³ de agua, los cuales son inyectados a una presión de más de 10,000 PSI en la boca del pozo.

Este nivel de presión y los materiales necesarios conllevan un despliegue logístico de envergadura. Además del transporte de arena y agua, las operaciones requieren de equipos específicos y de personal capacitado para realizar la fracturación. De esta forma, cada etapa de fractura refleja no solo la actividad económica del sector, sino también la complejidad técnica y la logística implicadas en las operaciones en Vaca Muerta.

Proyecciones para 2024 y 2025

Las proyecciones de etapas de fractura en Vaca Muerta anticipan un crecimiento significativo. Según datos de la fundación Contactos Energéticos, en 2024 se prevé que el número de etapas de fractura alcance las 17,524, lo que implicaría un incremento del 19% en comparación con el año anterior.

Pero el mayor salto proyectado está previsto para 2025, cuando se espera un aumento del 37% en las etapas de fractura, llegando a un total de 24,008 etapas. Esta expansión se vincula directamente con la demanda de hidrocarburos a nivel nacional y regional, así como con el posicionamiento de Argentina en el mercado global de energía.

Infraestructura de fractura: el rol de las empresas de servicios

La capacidad instalada para realizar fracturación hidráulica en Vaca Muerta en 2025 estará distribuida entre diversas empresas de servicios. Halliburton lidera la lista con 4 sets de fractura, seguida por SLB (anteriormente Schlumberger) con 3 sets, mientras que Calfrac y Tenaris operan con 2 sets cada una, y Weatherford completa el grupo con 1 set.

Estos 12 sets de fractura reflejan la infraestructura técnica necesaria para sostener el crecimiento proyectado del 37% en las etapas de fractura para el próximo año. Cada set de fractura representa una instalación completa y autónoma capaz de realizar operaciones de fractura en un pozo, que incluye tanto los equipos como el personal especializado. Esta infraestructura permite a las empresas adaptarse a la demanda creciente y distribuir de forma óptima sus operaciones en Vaca Muerta.

Vaca Muerta: un pilar energético estratégico

El crecimiento proyectado de las etapas de fractura subraya la magnitud de la expansión en Vaca Muerta, consolidando a esta cuenca como un pilar clave para la industria energética de Argentina. Con estas cifras y proyecciones, Vaca Muerta no solo se posiciona como un centro productivo fundamental para la autosuficiencia energética del país, sino también como un actor estratégico en el ámbito internacional.

“Argentina debe entender que Vaca Muerta es uno de los activos energéticos más valiosos que tiene hoy en día”, indicó Fucello. “Estas proyecciones nos permiten dimensionar el impacto económico y la relevancia estratégica de estos recursos”. La expectativa es que este crecimiento en las etapas de fractura se traduzca en una mayor capacidad de producción de petróleo y gas, lo que a su vez permitirá una mayor participación de Argentina en el mercado global de energía y contribuirá a la estabilidad económica nacional.

Un futuro de crecimiento sostenido

Las cifras y el contexto logístico, sumado a la inversión en infraestructura de fracturación, colocan a Vaca Muerta en el foco del desarrollo hidrocarburífero del país y de la región. Con una inversión sostenida y un compromiso de las empresas de servicios para mantener la infraestructura necesaria, se prevé que Vaca Muerta siga siendo una fuente crucial de ingresos y estabilidad económica para Argentina, además de un actor clave en la geopolítica energética.

El seguimiento del número de etapas de fractura se convierte, por tanto, en una herramienta indispensable para proyectar la productividad y crecimiento de esta industria. La combinación de recursos, tecnología e inversión en infraestructura refleja una visión a largo plazo para Vaca Muerta, en la cual Argentina encuentra no solo un motor económico, sino también un instrumento para asegurar su posición en el ámbito energético mundial.

(Artículo realizado por el Servicio de Noticias de Canal 7 Neuquén).

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Un importante acuerdo de obras fue anunciado en Añelo con la presencia de figuras destacadas como el gobernador Rolando Figueroa y el presidente de YPF, Horacio Marín. 

En un acto que congregó a funcionarios, empresarios y vecinos, se oficializó el inicio de un proyecto que contempla la construcción de 90 kilómetros de asfalto en una de las rutas más transitadas de la región, vital para la conectividad del norte neuquino y la industria de Vaca Muerta. Este acuerdo no solo representa un avance en infraestructura, sino también en sustentabilidad económica y mejora de la calidad de vida para los habitantes.

El acuerdo incluye la participación de distintos referentes regionales, entre ellos Nicolás Albarracín, intendente de Chos Malal; Pedro Cuyul, intendente de Buta Ranquil; y Luis Sepúlveda, intendente de Huinganco. Además, estuvieron presentes delegados de Vaca Muerta como Milton Morales y Tito Landete, así como el comerciante Víctor Landete y el presidente de Infraestructura de YPF, Víctor Gallino.

El gobernador Figueroa destacó la importancia de este proyecto, no solo en términos de infraestructura vial, sino como un paso hacia la autodeterminación económica de la provincia. “Es una obra que permitirá reducir los tiempos de viaje en una hora y media hacia el norte neuquino, promoviendo el desarrollo social y económico de la región”, afirmó. Este avance forma parte de una visión a largo plazo, en la que se busca acortar una deuda histórica en infraestructura, evaluada en 4 mil millones de dólares.

Plazo de ejecución y detalles de la obra

La ruta, que conecta la Ruta 7 con la Ruta 40, comenzará su construcción en los próximos meses, con un plazo estimado de dos años para su finalización. El proyecto ejecutivo se encuentra en sus últimas etapas y se espera iniciar la obra en el verano. Además de los 90 kilómetros de asfalto financiados por YPF, se proyecta la inversión en otros 20 kilómetros adicionales, buscando nuevas fuentes de financiamiento para completar la traza.

Impacto económico y social

La obra promete traer beneficios significativos, tanto para la industria petrolera de Vaca Muerta como para la comunidad neuquina. La ruta será un eje clave para el transporte de bienes y personas, facilitando el acceso a zonas productivas y reduciendo el aislamiento de comunidades del norte. El gobernador Figueroa subrayó el compromiso de la provincia con un desarrollo que no solo sea económico, sino también social y ambientalmente sustentable.

Declaraciones destacadas

Horacio Marín, presidente de YPF, resaltó que uno de los pilares fundamentales para la empresa es la productividad y eficiencia, y enfatizó que “no hay eficiencia sin infraestructura.” Según Marín, la coincidencia con el Gobierno provincial en este aspecto es clara: se debe desarrollar infraestructura en Neuquén para impulsar la venta y exportación de gas y petróleo, con el objetivo de alcanzar en 2021 los 30.000 millones de dólares en exportaciones. Marín también compartió una experiencia personal, recordando su interés desde joven en conocer la zona debido a un tío que trabajaba allí en la ganadería. “Ver la emoción de todos ustedes me hace sentir que estamos en el camino correcto”, expresó, visiblemente conmovido.

Perspectivas futuras

Este proyecto de infraestructura representa una nueva etapa para Neuquén, que se encamina hacia la construcción de una red vial moderna y eficiente. Con un superávit proyectado de 800 millones de dólares para el próximo año, la provincia se ha planteado reducir su deuda en infraestructura y destinar 800 millones a obras públicas. Este plan de desarrollo busca cerrar la brecha de 100 años en infraestructura, un retraso que la actual administración está comprometida a superar. Se espera que, para el 2026, esta ruta esté totalmente asfaltada, transformando la conectividad y facilitando el acceso a los recursos y servicios en el norte de Neuquén.

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El gigante energético francés TotalEnergies experimentó una caída del 23% en sus beneficios netos en los primeros nueve meses de 2024, alcanzando los 13.900 millones de dólares. 

La baja, atribuida principalmente a la caída en los precios del sector y a un fuerte descenso en el margen del refinado en Europa, ilustra los desafíos que enfrenta la empresa en el contexto actual de precios a la baja en los mercados internacionales de gas y petróleo. Sin embargo, la compañía ha destacado el incremento de su producción en energías renovables como una de las claves para mitigar el impacto de estas condiciones y adaptarse a un futuro menos dependiente de los hidrocarburos.

Presión en el refinado y precios a la baja en los hidrocarburos

TotalEnergies explicó que el margen de refinado en Europa se redujo un 66% durante el tercer trimestre, un factor que contribuyó a la baja general de sus resultados financieros. Esta caída refleja el impacto de la volatilidad de precios en el mercado energético global y subraya las dificultades que enfrentan las compañías petroleras tradicionales en un entorno de demanda cambiante y mayores exigencias regulatorias en Europa.

A pesar de este contexto, TotalEnergies obtuvo un beneficio de 4.100 millones de dólares en el tercer trimestre del año, lo que representa un descenso interanual del 12%. Según el consejero delegado de la empresa, Patrick Pouyanné, estos resultados “demuestran la resiliencia del modelo integrado multienergías” de la compañía, que apuesta tanto por los hidrocarburos como por la expansión en energías renovables.

Crecimiento acelerado en energías renovables

Mientras la producción de hidrocarburos (crudo y gas) disminuyó un 2%, con una producción diaria de 2,43 millones de barriles equivalentes, el sector de las energías renovables en TotalEnergies experimentó un crecimiento exponencial. La producción de energía limpia aumentó un 45%, alcanzando los 19,6 teravatios hora (TWh) en los primeros nueve meses del año. Este salto en el desarrollo de energía renovable se alinea con los esfuerzos de la compañía para diversificar sus fuentes de energía y avanzar en su compromiso con la transición energética.

Estrategia multienergía y proyecciones futuras

La fuerte apuesta de TotalEnergies por la producción renovable responde a una visión estratégica de largo plazo que busca transformar su modelo de negocio hacia un perfil multienergía menos dependiente de las fluctuaciones en los mercados de hidrocarburos. Al expandir su presencia en el sector renovable, la empresa reduce su exposición al riesgo asociado con la baja en los márgenes de refinado y con los precios de los combustibles fósiles.

TotalEnergies ha invertido significativamente en infraestructuras para la generación de energías limpias en Europa y otros mercados estratégicos, contribuyendo a su objetivo de alcanzar un mix energético más equilibrado y sostenible. La compañía ha anunciado que su plan de expansión incluye tanto proyectos de energía eólica y solar como nuevas iniciativas en hidrógeno, con la intención de alcanzar un objetivo de neutralidad en carbono hacia mediados del siglo.

Este balance entre el negocio tradicional y el crecimiento en renovables pone de manifiesto un cambio profundo en el sector energético y en cómo empresas históricamente centradas en el petróleo y gas están reconfigurando sus operaciones para enfrentar los desafíos ambientales y las exigencias de un mercado cada vez más enfocado en la sostenibilidad.

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La empresa minera que tiene a su cargo el proyecto Hombre Muerto Oeste (HMW) confirmó una nueva inversión de 200 millones de dólares (incluyéndose dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones -RIGI-) para avanzar de fase en el emprendimiento litifero que tiene en la Puna catamarqueña.

El gobernador Raúl Jalil celebró esta nueva inversión asegurando que “significa más mano de obra para los catamarqueños, más contratación de servicios para los proveedores y, sobre todo, más desarrollo para nuestra provincia gracias a la minería”.

De esta manera, Catamarca se convierte en la segunda provincia en todo el país en implementar un proyecto con el esquema del RIGI, ya que la primera provincia fue Mendoza que confirmó la inversión de 220 millones de dólares por parte de la firma YPF Luz.

El proyecto HMW está muy cerca de otros proyectos de litio de categoría mundial propiedad de Arcadium Lithium y Posco, y tiene por objetivo la producción de cloruro de litio de alta calidad, el cual puede ser convertido a carbonato de litio de grado batería.

Actualmente se encuentra en construcción la Fase 1 del proyecto. El período de construcción de la nueva fase, que integra el objeto de la aplicación para el RIGI, comienza su construcción este año y esperan completarlo en 2026, estimando que la producción de cloruro de litio comience en 2027 con una proyección para producir hasta 20.850 toneladas por año de carbonato de litio equivalente (LCE).  

El monto de capital a invertir es de US$200 millones que se utilizarán para la construcción de 250 hectáreas de piscinas de evaporación, una planta de reactivos para el tratamiento de la salmuera, planta de generación de energía eléctrica, infraestructura para suministro de agua, campamento, oficinas, talleres, entre otras obras de infraestructura.

La cantidad estimada de personal que será empleado de manera permanente en el proyecto HMW, alcanza las 250 personas. Durante el período de construcción, se estima que el proyecto empleará al menos 750 personas hasta terminar su construcción.

Por último, se debe destacar que el Proyecto HMW también tiene potencial para expansiones adicionales de la producción, a través de las Fases 3 y 4 que pueden aumentar la producción anual de LCE hasta 40 y 60 mil toneladas. 

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En un auto con motor a combustión (nafta o gasoil) el viaje a Mar del Plata desde la Ciudad de Buenos Aires por la Ruta 2 suele demorar, en condiciones de tránsito normales, unas cuatro horas y media como mínimo, aunque en los autos eléctricos -que recientemente se han puesto de moda- ese trayecto suele durar un tiempo más debido a que su autonomía en lo que respecta a kilometraje es menor. 

Esto se debe a que los autos eléctricos son impulsados a baterías de litio y suelen tener una autonomía de 300 kilómetros por lo que, para llegar desde CABA hasta Mar del Plata, ineludiblemente hay que pensar que se deberá parar para recargar energía y luego seguir camino. 

A diferencia de los vehículos impulsados a nafta, los autos eléctricos usualmente tienen su punto de carga en la parte delantera de su parrilla y reciben energía de un surtidor eléctrico. Hay distintas potencias de carga, pero los aparatos que se utilizan en las rutas son de alta potencia y pueden llegar a recargar una batería de litio hasta un 80% en un espacio de 45 minutos. 

Por eso, es necesario planificar bien el viaje y saber previamente en que localidad se va a parar: teniendo en cuenta esa arista y sabiendo que una carga de energía rápida para un vehículo eléctrico lleva su tiempo, lo mejor es ir a la cafetería de la estación de servicio, o del punto de recarga privado, mientras el auto recibe energía y queda listo para continuar camino.

Teniendo en cuenta lo que es el trayecto desde la Ciudad de Buenos Aires hasta Mar del Plata, hay un punto clave en la Ruta 2 -y equidistante entre ambos destinos- en el que se pueden recargar los autos eléctricos y además de disfrutar de distintos servicios como restaurante, cafetería, plaza, baños y espacio al aire libre. 

Se trata de la estación de servicio de YPF que está ubicada en la localidad de Dolores, en el kilómetro 202 de la Ruta Provincial 2, y que cuenta con un un punto de recarga eléctrica de alta potencia y tiene cargadores rápidos de 50 Kw. y los ultras rápidos de hasta 160 Kw. 

También existe una red de cargadores privada llamada ChargeBox que se puede utilizar en la Ruta 2: uno de sus puntos está en la localidad de Chascomús a la altura del kilómetro 113, luego esta firma tiene otros dos puntos de recarga en el Hotel Howard Johnson de Dolores y finalmente un punto de recarga en un supermercado Carrefour de Mar del Plata. 

Algunos autos eléctricos que circulan actualmente en las rutas argentinas y no pagan patente en CABA son: 

• Nissan Leaf
• Renault Kwid E-Tech
• Renault Mégane E-Tech
• Renault Kangoo Z.E.
• Renault Kangoo E-Tech
• Corradir Tito y Tita
• Ford Mustang Mach-E
• Audi Q8 e-tron
• Audi e-tron
• Audi e-tron Sportback
• Audi RS e-tron GT
• Mercedes-Benz EQA 350 4MATIC
• Volvo C40
• Porsche Tayca

Los otros puntos del país dónde se pueden cargar autos eléctricos

En total la Estación de Servicio de bandera, YPF, ya cuenta con más de 20 ubicados estratégicamente en el país. Además de la Costa Atlántica, en Pilar (Bs. As.) en Av. Constituyentes y General Paz (CABA) y Vicente López en Av. Libertador y Melo como en la histórica estación de Echeverría y Alcorta también existen estos puntos eléctricos. También, otro de los puntos importantes del país productivo donde este servicio se presta está en el corredor que une a la Capital Federal con Rosario y Córdoba a lo largo de la Ruta Nacional N°9.

Estos modelos de autos no pagan peajes en Ciudad de Buenos Aires, pero están habilitados para transitas las rutas

El siguiente listado detalla 15 autos totalmente eléctricos que no pagan peaje en las autopistas de la Ciudad de Buenos Aires, pero no pueden circular por las rutas de Argentina.

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Las exportaciones de gas a Europa hechas a través de gasoductos de Rusia aumentaron más de 15 por ciento para llegar a 26.520 millones de metros cúbicos en los primeros diez meses de este año, informó este sábado la agencia de noticias TASS.

Para todo el año 2023, la cifra ascendió a unos 28.150 millones de metros cúbicos, según el informe.

En los primeros diez meses de este año, las exportaciones de gas por gasoductos de Rusia a Europa occidental y central a través de Ucrania totalizaron 12.850 millones de metros cúbicos, un aumento interanual del siete por ciento.

El presidente ucraniano, Volodímir Zelenski, anunció que Ucrania no renovará su acuerdo de tránsito con el gigante del gas ruso Gazprom, que finalizará a finales de este año.

Los expertos dijeron que aunque una renovación del acuerdo de tránsito parece poco probable debido a las tensiones entre Rusia y Ucrania, los países de la Unión Europea aún podrían asegurar el gas ruso a través de subastas, reservas de capacidad y puntos de entrega de gas revisados.

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La empresa Edesur emitió un comunicado en donde informó oficialmente que continuará cobrando la tasa municipal de alumbrado público en su factura de electricidad en los diferentes distritos que hicieron presentaciones ante la Justicia.

“A raíz de un amparo judicial se mantendrá el cobro de la tasa municipal de algunos municipios. Esto se debe a la presentación realizada por los distintos intendentes en contra de la medida y el fallo favorable que recibieron en los tribunales”, informa el texto.

Cabe destacar que dichas acciones fueron impulsadas por los diferentes municipios después de la medida del Gobierno Nacional que buscaba impedir que los municipios impongan tasas en las boletas de los servicios públicos.

“Recordá que Edesur solo actúa como ente recaudador de estos impuestos, que después vuelcan al municipio. Te mantendremos al tanto ante cualquier novedad respecto a la facturación de las tasas municipales en los próximos meses”, remarcaron desde Edesur.

Además, detallaron los Municipios con fallos a favor hasta el momento: Almirante Brown, Lomas de Zamora, Lanús, Quilmes, Esteban Echeverria, Ezeiza, Cañuelas y San Vicente. Quienes tengan alguna duda o consulta pueden realizarla a través del número de WhatsApp 11 6187 6995 o de atención comercial: 0810 222 0200.

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El Diario de la Energía publicó un informe clave sobre el futuro energético de India, en el que se destaca que la demanda interna de gas natural en el país asiático se duplicará para 2040. Sin embargo, la producción doméstica resultará insuficiente, lo que llevará a India a una mayor dependencia de las importaciones, particularmente de gas natural licuado (GNL). 

Esta tendencia pone en relieve los desafíos que enfrenta la nación en su búsqueda de un equilibrio entre seguridad energética, crecimiento económico y sostenibilidad ambiental. La búsqueda de nuevos socios comerciales por parte de India representa una oportunidad para nuevos actores en el mercado global de GNL, como Argentina.

Vaca Muerta: un pilar del proyecto argentino de GNL

Argentina ha desarrollado su capacidad de producción de shale gas a partir de los yacimientos en Vaca Muerta, la segunda mayor reserva de gas no convencional del mundo. Sin embargo, la infraestructura actual del país aún no permite la exportación masiva de GNL, lo que ha limitado el impacto de Vaca Muerta en los mercados internacionales.

El desarrollo de proyectos de licuefacción de gas es crucial para convertir a Argentina en un jugador clave en la exportación de GNL. En este contexto, Tecpetrol y otros actores como YPF avanzan en planes para construir terminales en Bahía Blanca. Estas instalaciones permitirán convertir el gas producido en Vaca Muerta en GNL listo para la exportación a mercados lejanos como Asia.

Crecimiento exponencial en la demanda de gas

El estudio de Rystad Energy, citado en la noticia, proyecta que el consumo de gas natural en India se incrementará de 65.000 millones de metros cúbicos (Bcm) en 2023 a 113.700 Bcm en 2040, impulsado por varios factores:

1. Crecimiento demográfico y desarrollo industrial, que aumentan las necesidades energéticas del país.

2. Transición hacia energías más limpias, donde el gas se posiciona como una alternativa al carbón.

Este aumento responde al compromiso de India con un modelo energético más sostenible, aunque la proporción de gas en el mix energético sigue siendo limitada, actualmente en torno al 2%. En el corto plazo, India ha logrado incrementar su producción de gas en un 51% desde 2020, alcanzando los 36,7 Bcm en 2025, pero esta cifra aún está lejos de cubrir su demanda proyectada.

Seguridad energética: contratos a largo plazo y dependencia del GNL

Ante la necesidad de asegurar el suministro, India ha firmado acuerdos a largo plazo con proveedores internacionales que se extienden más allá de 2030. Estas alianzas ayudan al país a protegerse de la volatilidad de los precios globales y las interrupciones en las cadenas de suministro.

Además, el país está reforzando su posición en el mercado internacional de GNL, apostando por estrategias comerciales con productores de Oriente Medio, una región que ofrece ventajas por su proximidad y gran disponibilidad de gas sin contratos a futuro. Según Kaushal Ramesh, vicepresidente de Rystad Energy, para 2035 Oriente Medio tendrá 100 millones de toneladas anuales (Mtpa) de GNL sin comprometer, lo que abre oportunidades estratégicas para India.

Persistencia del carbón y rol del gas en el mix energético

Aunque el gas natural es visto como una opción más limpia, India sigue dependiendo significativamente del carbón para la generación eléctrica. Las recientes olas de calor han forzado un aumento temporal en el consumo de carbón y GNL, lo que muestra la dificultad de abandonar las fuentes convencionales en el corto plazo.

Se espera que la energía generada con carbón continúe dominando al menos hasta 2040, salvo que futuras políticas públicas favorezcan la sustitución progresiva del carbón por gas o la aplicación de un esquema de tarificación del carbono.

Aplicaciones industriales: fertilizantes, refinerías y GNC

Un sector clave para la demanda de gas en India es la industria de fertilizantes, particularmente la producción de urea, que utiliza gas natural como insumo principal. La seguridad alimentaria es una prioridad para el gobierno, que mantiene subsidios a la producción de urea, garantizando así una demanda estable de gas, más allá de las fluctuaciones de precios.

En 2023, India produjo 30 millones de toneladas de urea, aunque la demanda nacional fue de 35 millones de toneladas, lo que refleja el potencial de crecimiento del sector en los próximos años. Asimismo, se proyecta que la capacidad de refinación aumentará hasta 335 Mtpa en 2030, con ampliaciones estratégicas cerca de terminales de GNL para optimizar la logística.

El sector del gas natural comprimido (GNC) también está creciendo rápidamente, con la red de estaciones de GNC expandiéndose más de cinco veces desde 2015, alcanzando 5.710 puntos de abastecimiento en 2023. Además, las conexiones de gas natural canalizado (GNP) superan ya las 12 millones y se espera que cubran casi todo el territorio del país tras las últimas rondas de licitación.

Obstáculos al crecimiento: infraestructura y riesgos comerciales

Pese al optimismo, el crecimiento del sector gasista enfrenta varios desafíos:

1. Renegociación de contratos: Los compradores indios tienden a buscar flexibilidad en los acuerdos, lo que genera incertidumbre para los proveedores y podría limitar la inversión extranjera en GNL.2. Lentitud en el desarrollo de infraestructura: Las terminales de regasificación siguen concentradas en el oeste del país, y la expansión de la red de gasoductos ha sido inconsistente, dificultando la distribución hacia regiones más alejadas.3. Competencia de las energías renovables: India está canalizando recursos significativos hacia proyectos de energía solar y eólica, lo que podría ralentizar las inversiones en infraestructura gasista.

India se enfrenta a un complejo panorama energético en su camino hacia 2040. Si bien la duplicación de la demanda de gas ofrece oportunidades, especialmente en sectores como fertilizantes y refinación, la dependencia del carbón y la necesidad de infraestructura robusta son desafíos importantes. El país seguirá apostando por el GNL como un pilar estratégico para asegurar su suministro energético, pero las tensiones entre seguridad, sostenibilidad y rentabilidad marcarán el rumbo de su política energética en las próximas décadas.

Este escenario coloca a India en una posición estratégica en el mercado global del GNL, pero exigirá un delicado equilibrio entre sus objetivos económicos y ambientales para garantizar una transición energética eficaz.

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Pluspetrol, una de las más importantes firmas petroleras en Argentina, ejecutó una operación multimillonaria por la adquisición de los activos petroleros de ExxonMobil en Vaca Muerta, Neuquén.

Se trata de una operación que involucró un movimiento de alrededor de US$ 1.700 millones, según precisiones del portal Econo Journal.

“Se han acordado los términos y condiciones para la venta de Exxon Mobil Exploration Argentina a favor de Pluspetrol”, consignó a través de un comunicado la petrolera norteamericana Exxon Mobil. “Continuamos trabajando junto con el comprador y el Gobierno de Neuquén para lograr la alineación de los resultados deseados. Como práctica corporativa, Exxon Mobil no comenta sobre los detalles comerciales de las transacciones”.

La venta de estas áreas hidrocabruríferas que operan en Vaca Muerta se lanzó hace ya un año y varias firmas irrumpían en la negociación como “favoritas” para cerrar esta millonaria operación, entre ellas Pan American Energy (PAE), con el respaldo de YPF, así como Tecpetrol, otro de los oferentes que formuló una oferta en forma conjunta con Vista.

Sin embargo, ExxonMobil no se marchará del país, teniendo en cuenta que coordina desde Buenos Aires uno de los principales centros de operaciones en la región.

De este modo, ExxonMobil se desprendió de los activos petroleros que gestionaba en Vaca Muerta a través de la sociedad ExxonMobil Exploration Argentina, de la cual maneja el 70% de las acciones, mientras que el otro 30% pertenece a la empresa Qatar Energy. A propósito de la operación, se indicó que el área Sierra Chata se negociará “por separado”.

Se estima que la explotación del yacimiento Bajo del Choique (punto neurálgico del desarrollo de shale oil en Vaca Muerta) demandará a la firma local una voluminosa apuesta en términos de inversiones, considerando que sólo la infraestructura para poder evacuar la producción de petróleo requeriría más de US$ 500 millones, calcularon en Econo Journal.

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El parque solar fotovoltaico El Quemado, desarrollado por YPF en trabajo conjunto con la Empresa Mendocina de Energía (Emesa), es el primer proyecto de energía eléctrica renovable presentado al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

Estará ubicado en Las Heras, a 13 kilómetros de la localidad de Jocolí, en una zona de alta radiación. En esta primera etapa, contará con más de 330.000 paneles bifaciales de última generación, instalados en una superficie de 350 hectáreas. Tendrá una inversión de 220 millones de dólares y se realizará en dos etapas hasta alcanzar una capacidad instalada total de 305 MW.

El proyecto fue desarrollado originalmente por Emesa, que trabaja de forma constante en la planificación y ejecución de proyectos energéticos para atraer inversiones a la provincia. En 2023, YPF Luz adquirió el proyecto.

La potencia que tendrá este parque en Mendoza equivale a la energía que utilizan más de 274.000 hogares. De esta forma, se evitará la emisión de más de 455.378 toneladas de dióxido de carbono al año.

La puesta en marcha de la primera etapa se prevé para el primer trimestre de 2026, con un plazo de construcción de 18 meses.

Mendoza con energía limpia

El objetivo para Mendoza, anunciado por el Gobernador Alfredo Cornejo, es llegar a los 700 MW de potencia en energías renovables en los próximos dos años, con inversión privada a partir de la planificación y los proyectos desarrollados por Emesa y el Gobierno de Mendoza.

El Quemado tendrá una capacidad instalada total de 305 MW, dividida en dos etapas: la Etapa I, con 200 MW, y la Etapa II, con 105 MW.

La inversión total destinada al desarrollo asciende a US$ 220 millones. Entre sus principales características técnicas, tendrá un factor de capacidad estimado de 31,4% y su potencia instalada permitirá generar energía suficiente para abastecer a más de 274.000 hogares. Además, se logrará una reducción significativa de emisiones de CO2, con un ahorro de 455.378 toneladas de dióxido de carbono al año.

El parque solar estará compuesto por 514.000 paneles fotovoltaicos bifaciales y durante su etapa de construcción y generará empleo para más de 400 personas en los momentos de mayor demanda de obra, contribuyendo al desarrollo económico local.

Los detalles

Capacidad instalada total: 305MW.

Etapa I: 200W – Etapa II 105MW.

Inversión total: US$ 220 millones.

Fecha de presentación al RIGI: 25/10/2024.

Características técnicas

• Factor de capacidad estimado: de 31,4%.• Potencia instalada: 305 MW.• Energía equivalente a más 274.000 hogares.• Ahorro de 455.378 toneladas de CO2 al año.• Paneles: 514.000 paneles fotovoltaicos bifaciales.• Empleo en etapa de obra: más de 400 personas en pico de obra.• Superficie: 350 hectáreas en una superficie total de 2816.• El parque se interconectará al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a través una nueva Subestación Transformadora.• Fecha de puesta en operación Etapa I: primer trimestre de 2026.

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El oleoducto Vaca Muerta Sur se compone de dos tramos principales que suman más de 600 kilómetros de extensión. El primer tramo, que está casi listo, abarca aproximadamente 130 kilómetros y conecta el área Loma Campana, en la provincia de Neuquén, con la Estación de Bombeo Allen, en Río Negro.

El segundo tramo, cuya preparación comenzó recientemente, se extenderá desde Allen hasta Punta Colorada cubriendo cerca de 470 kilómetros adicionales. En esa zona se levantará una terminal portuaria de exportación que consolidará a Río Negro como un punto estratégico para la salida de petróleo argentino hacia los mercados internacionales.

Actualmente, los equipos de YPF realizan tareas de nivelación y preparación del terreno en la barda norte del Alto Valle para recibir los caños del ducto que llegará a la costa atlántica. Amelia Lapuente, ingeniera química de la Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro, explicó que “la gente de YPF está preparando el terreno con máquinas viales para poder recibir la cañería, que después será montada hacia la terminal marítima”.

A la par de estos movimientos, continúa la construcción del primer tramo del oleoducto, lo que garantizará la conexión directa desde Neuquén hacia Río Negro en la red de transporte. Este avance tiene un impacto significativo en la capacidad logística y permitirá optimizar el flujo de crudo hacia los mercados internacionales.

Inspectores de la Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro están desempeñando un rol activo en la fiscalización de la obra, gracias a las recientes modificaciones en la legislación provincial que habilitan la participación concurrente de la provincia en el control de infraestructura de transporte.

“A partir de este proyecto, estamos cambiando el paradigma de la fiscalización en Río Negro, enfocándonos no sólo en la producción de hidrocarburos sino también en su transporte. Para nosotros es muy importante porque ahora vamos a participar en la exportación de hidrocarburos que se producen en el país”, subrayó Lapuente.

La tarea de fiscalización es exhaustiva e inicia desde la fase de planificación, con el equipo técnico provincial revisando toda la información de ingeniería antes de iniciar la construcción. “Estamos fiscalizando y controlando también la construcción de los ductos, lo cual es un gran avance, ya que antes, en proyectos de transporte nacional, la provincia no tenía capacidad de intervenir”, agregó Lapuente.

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El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, suscribió convenios con YPF S.A. y con la Fundación YPF para avanzar en el fortalecimiento de la educación técnico profesional en petróleo y gas. “Esta provincia que se está gestando será a partir del conocimiento y de la mano de obra de neuquinos”, sostuvo el gobernador y destacó que “es muy importante invertir en educación”.

“YPF es uno de nuestros auspiciantes diamante, en el programa de becas (estudiantiles) Gregorio Álvarez”, al que contribuyen “fuertemente”, agregó. Los convenios son “un paso más, para poder formar a nuestros jóvenes, dejándolos preparados con la educación secundaria”, aseguró Figueroa.

Agregó que se trabajará “en varias EPET distribuidas en toda la provincia con ese concepto en el cual Vaca Muerta no sólo impacta en la región, sino que impacta en el resto de las regiones”.

Es muy importante todo el ciclo formativo, al que se espera que “toda la industria pueda sumarse y pueda colaborar”, porque “estamos convencidos que la mejor forma de contribuir al crecimiento de Neuquén es generando trabajo”, dijo.

En este sentido, destacó la importancia de la formación y la capacitación “para llevar adelante todas estas tareas sin riesgo” y aseguró que “una de las formas de sacar a gente de la pobreza es con la educación, con la formación y que esa gente pueda conseguir trabajo en la industria”.

Por su parte, la ministra de Educación, Soledad Martínez, destacó la puesta en marcha, a partir de estos convenios, de un instituto superior de formación que permitirá contar con un espacio de capacitación “para todos los perfiles que requiere el sector y que requieren las empresas”.

Informó que existe además una “cláusula de adhesión” a través de la cual “la Fundación está proponiendo sumar a otras empresas interesadas”. Por esto, desde el ministerio de Educación y el Consejo Provincial de Educación (CPE), se trabajará “en los diseños curriculares y todo lo que es necesario para la certificación de los saberes”.

Horacio Marín, presidente de YPF, destacó que para la República Argentina en materia de gas y petróleo, “el competidor natural es Estados Unidos”, por lo cual “estamos compitiendo con la economía más grande del mundo donde son muy eficientes, entonces los argentinos a través de la capacitación y la ayuda de la geología, tenemos que estar a la altura de las circunstancias”.

Gustavo Schiappacasse, director de la Fundación YPF, aseguró que “estamos comprometidos ya hace varios años con el tema de la formación”, y a partir de un estudio realizado “se detectaron nuevos perfiles y ocupaciones para lo que será el desarrollo a 10 años y las tecnologías asociadas”, por lo cual “estamos trabajando en eso”.

Con estos convenios “estamos comprometiendo una inversión de más de 5.5 millones de dólares en 3 años, lo cual puede ser incremental”, dijo y añadió que “lo importante es la cláusula de adhesión para este centro de formación para el cual estamos invitando a otras operadoras y a otras empresas de servicio a que se sumen”.

Entre otros aspectos, prevén aportes de tecnología para las instituciones educativas, la creación de una institución técnica especializada, prácticas profesionalizantes pedagógicas, cupos de formación docente, asignación estímulo y de apoyo para finalización de estudios en educación superior técnica para estudiantes, y la donación de equipamiento, entre otras cláusulas.

Estuvieron presentes, entre otras autoridades, los ministros Jefe de Gabinete, Juan Luis Ousset; y de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele.

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El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, encabezado por Marcelo Rucci, alcanzó importantes acuerdos laborales y de seguridad tras negociaciones con las cámaras empresariales CEPH (Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos) y CEOPE (Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales).

Las reuniones se llevaron a cabo en Buenos Aires, con múltiples cuartos intermedios para abordar las demandas del sindicato, en un contexto en que la inflación y las condiciones laborales en Vaca Muerta aumentan las tensiones entre trabajadores y empresas.

En el marco de la paritaria vigente, el acuerdo establece un aumento salarial del 6% retroactivo a septiembre y otro 6% en diciembre, además de una cláusula de revisión que permite renegociar si la inflación supera las previsiones. También se aprobó un aumento de $28,500 para la vianda de una jornada de 8 horas, un cambio significativo dado el costo de vida en la región, especialmente en localidades como Añelo, donde el auge del shale ha elevado los precios considerablemente.

En cuanto a seguridad y condiciones laborales, se destaca el compromiso de ambas partes para mejorar las prácticas de higiene y seguridad en los yacimientos, con énfasis en las áreas de hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta. Con la incorporación de más personal en los servicios de cementación y la readecuación de los diagramas de trabajo en los equipos de perforación (ahora en turnos 8×4), se busca reducir la carga horaria y los riesgos de accidentes laborales, un punto crítico en un sector de alta demanda física y psicológica. La erradicación de contratos “on call” y la restricción de los trabajadores a sus tareas especializadas también representan un avance significativo en la regulación de las jornadas y roles, garantizando condiciones de trabajo más justas.

Este acuerdo incluye visitas periódicas a los yacimientos para supervisar el cumplimiento de las normas de seguridad, un esfuerzo colaborativo que pone en primer plano la seguridad operativa en en el campo. Además, el sindicato y las cámaras empresariales acordaron potenciar las oportunidades de capacitación profesional en colaboración con instituciones como la Universidad Tecnológica Nacional (UTN), que ha estado incrementando su oferta educativa en áreas técnicas relacionadas con la industria petrolera.

Este acuerdo surge en un momento de auge para el sector hidrocarburífero en Argentina, donde Vaca Muerta se ha consolidado como una pieza clave en la estrategia energética nacional y como uno de los mayores reservorios de shale oil y shale gas del mundo.

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La incertidumbre llegó a su fin. ARC Energy se convirtió en el único oferente y, por lo tanto, en el nuevo propietario de IMPSA. 

La empresa estadounidense, especializada en el sector energético, presentó la única propuesta formal para adquirir las acciones estatales de la histórica firma mendocina. 

Con esta adquisición, ARC Energy se compromete a inyectar 25 millones de dólares en la compañía para garantizar su continuidad y crecimiento.

La licitación para la venta de IMPSA arrojó un resultado inesperado: ARC Energy fue la única empresa en presentar una oferta formal. 

A pesar de que varias compañías internacionales habían mostrado interés y adquirido los pliegos, solo la empresa estadounidense decidió avanzar con su propuesta. Este desenlace genera interrogantes sobre las expectativas del mercado y las condiciones de la licitación.

Así, tras un proceso de licitación, ARC Energy ha sido seleccionada como el nuevo propietario de IMPSA. La empresa estadounidense presentó una propuesta que cumple con los requisitos establecidos por el gobierno, incluyendo una inversión mínima de 25 millones de dólares. 

Con esta adquisición, ARC Energy se compromete a garantizar la continuidad de las operaciones de IMPSA y a desarrollar nuevos proyectos en el sector energético.

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Las tarifas de luz y gas volverán a tener un aumento tras la actualización de septiembre y a partir de noviembre aumentarán un 2,5% y 2,7% respectivamente. La resolución se publicará a partir de este viernes, luego de que el Gobierno postergara aumentos a mitad de año, con el fin de sostener la inflación y dentro del plan de recuperación del poder adquisitivo del salario.

A principios de septiembre, el Gobierno confirmó un aumento del 4% promedio de las tarifas de gas y luz, medida tomada “a los fines de garantizar un suministro de gas sostenible y equitativo para todos los usuarios, evitar el desabastecimiento y asegurar la viabilidad económica del sector energético”, según justificaron desde Balcarce 50 en su momento.

Ahora, tras la actualización en septiembre que fue en sintonía con la postergación de aumentos que serían en pleno invierno, llega un nuevo aumento. En dicho momento, el Gobierno confió que la baja del consumo de primavera haría que el aumento no tuviera el mismo impacto que si se hacía en plena temporada invernal, pero ahora se buscará que el incremento a fin de primavera colabore con el financiamiento del servicio durante el alto consumo del verano.

Cabe señalar que el Gobierno anunció el desabastecimiento energético que atravesaba el país, por lo que los aumentos de las tarifas no son sorpresivos, como así tampoco posible cortes que puedan existir durante el verano. Además, desde hace meses que se suspendió la provisión de gas desde Bolivia que había acordado el Gobierno de Alberto Fernández, con el cual se abastecía a hogares y usinas eléctricas

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En medio de los intentos por bajar la inflación, los precios los combustibles subirán menos de lo esperado a partir de este viernes. El ajuste será del 2,75% en todo el país, cuando se esperaba un ajuste del 4%. El ajuste lo aplicará YPF y se espera que sea imitado por sus competidores Shell, Axion, Puma, Dapsa, Gulf y Refinor.

En la Patagonia el ajuste estará por encima de esa cifra para achicar la brecha con el resto del país, que es del 20%, considerando los costos logísticos de traslado desde las refinerías hasta los consumidores.

La suba buscará compensar los efectos de la devaluación de octubre (2 puntos porcentuales) y la actualización de impuestos.

El incremento no cargará a los valores adicionales para que los precios locales se acerquen a los internacionales, pues esta semana bajó el petróleo crudo en el mundo. Se esperaba, inicialmente, que la actualización fuera algo menor al 4%.

El aumento de la nafta y el gasoil llega después de que en octubre se aplicara la primera baja de los combustibles en casi 6 años (1% en la nafta y 2% en gasoil, que en los márgenes de las petroleras fue de 4% y 5%, respectivamente).

La nafta súper de YPF en la Ciudad de Buenos Aires trepará a unos $ 1.077 por litro, desde los actuales $ 1.048. 

Así, desde que arrancó el año habrá tenido una suba de casi 95%, contra una inflación que habrá acumulado alrededor de 107,5% en los primeros 10 meses y 114% hacia finales de noviembre.

Desde que asumió Javier Milei en diciembre de 2023, la nafta súper subió 166,5%.

Las ventas de combustibles al público en estaciones de servicio volvieron a caer en septiembre y acumularon una baja del 6% en lo que va del 2024.

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Según datos de la Fundación para el Desarrollo Eléctrico (FUNDELEC), el consumo de energía eléctrica cayó en septiembre por primera vez en tres meses.

Durante el mes de septiembre, la demanda de electricidad se contrajo un 6,6% interanual al registrar unos 10.237,1 GWh. En el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), que concentró casi un tercio de la demanda total, se verificó un derrumbe del 12,6% respecto de septiembre de 2023. Los registros indican que Edenor tuvo una baja de 13,2%, mientras que en Edesur la demanda descendió un 11,7%. 

Asimismo, en el interior de la Provincia de Buenos Aires, que incluye La Plata, la merma fue del 10,2%, mientras que en el sur del país se observó el desplome más pronunciado (-15,2%). Solo en el Noroeste (NOA) se verificó una mejor performance que hace un año (+1,1%).

La demanda residencial explicó la mayor parte de la caída

La demanda residencial, que explicó un 43% del total, fue la más afectado (-11,1%). En paralelo, la comercial y la industrial se redujeron 5,1% y 1,1%, respectivamente.

Vale recordar que en julio y agosto el consumo había mostrado mejoras en términos interanuales. De los últimos 12 meses, en 5 hubo incrementos, mientras que en los otros 7 hubo bajas; de este modo, el año móvil presentó un retroceso del 1,4%.

En los últimos doce meses, la demanda tuvo caídas en siete (noviembre y diciembre de 2023, enero, marzo, abril, junio y septiembre de 2024) y subas en cinco (octubre de 2023, febrero, mayo, julio y agosto de 2024).

En términos absolutos, sin tener en cuenta la estacionalidad, el consumo de septiembre fue el segundo más bajo del último año, solo superando al dato de abril pasado.

Por otra parte, desde FUNDELEC remarcaron que “septiembre de 2024 fue menos frío en comparación con septiembre de 2023” ya que “la temperatura media fue de 17.1 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 15 °C, y la histórica es de 14.6 °C.”.

La caída fue atribuida por analistas del sector a que septiembre de 2024 fue menos frío que el del año pasado (17.1 °C contra 15 °C) y también al impacto de las subas tarifarias, lo que se reflejó en una caída mucho más pronunciada entre los usuarios residenciales que entre los industriales y comerciales.

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YPF formalizó la creación de una nueva sociedad orientada a proyectos de licuefacción de gas natural, una iniciativa que busca capitalizar el potencial gasífero de Argentina y abrir oportunidades en el mercado internacional de gas natural licuado (GNL). Argentina LNG S.A.U. es el nombre de la sociedad que se publica en el Boletín Oficial de hoy miércoles, 30 de octubre.

“Lo único que le digo: hicimos un viaje a Europa y volvimos con 14 acuerdos de confidencialidad firmados con distintos países, con distintas empresas y estamos negociando con dos supermajor, una seguramente va a entrar fuerte para febrero. No van a poder creer, pero todavía no lo puedo decir”, dijo Horacio Marín en el tradicional almuerzo del Rotary Club. 

“Estoy convencido que en febrero habrá un cambio impresionante. El barco Hilli que firmó PAE, nosotros lo consideramos dentro de Argentina LNG, porque vamos a hacer el caño más grande que se hizo alguna vez en la Argentina. Cuando decimos Argentina LNG es toda la industria”, precisó.

Marín despejó las dudas respecto de la continuidad de Petronas en el proyecto de la planta de LNG. “No es cierto que Petronas iba a invertir U$S 30.000 millones e iba a financiar a YPF. No está en ninguno de los documentos firmados. Lo que se estaba haciendo es un estudio de factibilidad y Petronas tiene la posibilidad de salirse cuando tengamos la siguiente fase (que es en diciembre). Es una decisión empresarial y no de YPF”.

“Yo tuve la reunión con el CEO de Petronas y me dijo no”, dijo en su presenctación.

Off shore

Consultado sobre la posibilidad de que se explore el off shore aseguró que está en los planes. “Nosotros lo que vamos a hacer, y que una supermajor lo perfore en el año 2026, porque YPF no puede perforar 3.500 metros de agua. Hay que saber lo que uno sabe hacer”.

Marín se expresó optimista de la potencialidad del área. “Namibia produce más de 10.000 millones de barriles, y creo que puede haber una Vaca Muerta adicional. Ahí explota la acción de YPF y no lo paramos más”, aseguró. 

Metrogas, YPF Chile, YPF Brasil y Refinor, afuera

Marín confirmó que YPF se va a desprender de su posición en Metrogas pero que eso no es el único negocio del que dejará de formar parte. 

En la cartera de ventas está YPF CHILE, YPF Brasil y agregó “Refinor también, afuera”. “Nosotros sabemos hacer pozos, fracturar, producir petróleo, y producir naftas y, lubricantes”, explicó.

Además buscará un socio para YPF AGRO. “Vamos a sacar una licitación, con una preferencia con una empresa de agro que nos ayudó fuertemente a entender cómo hacerlo y que invirtió en know how y seremos una empresa con cincuenta por ciento cada uno y que la opere el que sabe de vender”.

Por otro lado indicó que la firma apostará fuerte a YTEC y a YPF Luz, el brazo de renovables de la firma. 

Por otra parte destacó el potencial de Profertil. “ProFertil es una incoherencia que tengo, porque digo que me concentro en energía y esto es urea…pero es tan rentable que no me podría. Entonces encontré la forma para sacar la incoherencia. Es energía en alimento”, 

Real Time

Marín anunció además que el 13 de diciembre quedará trasladada toda la operación de los pozos a la torre de Puerto Madero. Será en coincidencia con la celebración del día del petróleo.

Aseguró que es una tecnología que tienen aplicada pocas firmas, “lo tiene Exxon Mobile y no muchas más”.

“A las 6.45 todos los días voy a estar en el piso 23 de la torre viendo lo que se hace en todos los pozos”, prometió.

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El Gobierno saldará la deuda correspondiente al Plan Gas.Ar con empresas energéticas con bonos por U$S 3.510.425. Así lo estableció mediante la Resolución Conjunta 60/2024 publicada hoy en el Boletín Oficial.

Lo hará mediante el bono AE38, el mismo que había sido utilizado para el pago de las deudas acumuladas entre diciembre y enero de este año.

Según la última cotización estos bonos operan a una paridad de U$S 61,55, lo que en el valor presente representa una pérdida financiera de casi 40%.

Según precisa el texto de las norma esta operación equivale a un valor efectivo total de $2.481.168.390 que se abonarán al BCRA con fecha de liquidación el 29 de octubre de 2024.

El Plan Gas.Ar es un esquema por el cual se ofrecen incentivos económicos a las empresas productoras de gas para aumentar la extracción.

La norma precisa que los bonos adquiridos se destinarán a las empresas participantes del Plan Gas.Ar que adhirieron a la propuesta de cancelación de deudas.  “La entrega de estos títulos permitirá compensar los montos adeudados bajo el esquema de pagos provisorios y ajustes del programa”, concluye.

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En el tercer trimestre del año se inauguraron dos parques eólicos y un parque solar en las provincias de Buenos Aires, Córdoba y La Rioja. Gracias a la habilitación comercial de estos proyectos se añadieron 216,5 MW de potencia instalada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

El proceso de incorporación de más energía renovable se realizó entre julio y septiembre, ratificando el aporte de este sector al proceso de diversificación de la matriz energética.

En detalle, se trata del Parque Eólico General Levalle I (Córdoba), que suma 62 MW; del Parque Eólico Pampa Energía VI (Buenos Aires) que aporta 94,5 MW y del Parque Solar 360 Energy La Rioja, que agrega 60 MW.

De esta forma, la Argentina ya cuenta con 225 proyectos operativos que suman 6.206 MW a la matriz energética, y que permiten abastecer la demanda eléctrica de más de 6 millones de hogares.

Cabe aclarar que en este total se incluye el aporte del programa Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), correspondiente al Régimen de Fomento instaurado por la Ley N° 26.190, modificada por la Ley N° 27.191.

En el plano del abastecimiento eléctrico, considerando la participación conjunta de las tecnologías Eólica, Solar, las Bioenergías y los Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos (de hasta 50 MW). En julio el 13,5% de la demanda provino de fuentes renovables (1.790,8 GWh de energía generada), mientras que para agosto el abastecimiento fue equivalente al 14,5% de la demanda (1.763,6 GWh de generación).

Además, el domingo 15 de septiembre de 2024 a las 10.50 se registró el récord instantáneo de abastecimiento de la demanda a partir de energías renovables. Esta marca corresponde a las tecnologías incluidas en el Régimen de Fomento instaurado por la Ley N° 26.190. Al momento del récord el 36,61% de la demanda eléctrica fue provista por estas fuentes, superando la marca anterior lograda el 19 de febrero de 2023, con un 32,2%.

A su vez, si el cálculo se realiza considerando dentro de las renovables a la tecnología Hidroeléctrica (mayor a 50 MW), la generación renovable de julio representó el 38,46% de abastecimiento de la demanda eléctrica (5.087,61 GWh), y la de agosto el 37,43% (4.555,66 GWh). Tampoco está disponible por el momento la información del mes de septiembre.

El total de estas cifras, elaboradas a partir de la información provista por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), muestran la integración del mercado renovable en nuestro país.

Cada nuevo MW que se suma al sistema contribuye a garantizar un servicio eléctrico de calidad y es un incentivo para avanzar en la construcción de una economía moderna, abierta y dinámica.

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En la jornada de este martes, el gobernador Claudio Vidal se reunió con el embajador de Alemania en Argentina, Dieter Lamlé, acompañado por diversos representantes de los consulados alemanes en el país. De la reunión participó también el ministro de Energía y Minería de Santa Cruz, Jaime Horacio Álvarez. 

Durante el encuentro, se abordaron distintos temas, entre los que destacó la cooperación en proyectos de hidrógeno verde, una apuesta para que Santa Cruz que apunta a posicionarse como líder en esta forma de energía renovable. En ese contexto, Vidal reafirmó el compromiso de Santa Cruz en construir un futuro sustentable, señalando que la provincia ofrece “seguridad jurídica y reglas claras para que los inversores puedan confiar en nuestra provincia.” 

Además, en el diálogo se puso en valor la importancia de sumar alianzas en áreas como la producción y el trabajo, siempre con una visión amplia y sostenible que genere bienestar y oportunidades para los santacruceños. 

En palabras del Gobernador, “Santa Cruz necesita un cambio profundo, y estamos decididos a dar un giro que transforme nuestra realidad y traiga nuevas oportunidades de desarrollo”. Prueba de esto, fueron las recientes gestiones en la República Popular China que “nos devuelven esperanza, porque sabemos que con aliados internacionales podemos construir un futuro próspero, con un compromiso renovado en cada paso que damos”, señaló.

Vidal también agradeció el interés del embajador Lamlé en los proyectos de desarrollo de la provincia y expresó su optimismo sobre las oportunidades que esta cooperación internacional puede abrir para los santacruceños. “Sabemos que con aliados internacionales podemos construir un futuro próspero y con un compromiso renovado“, remarcó el gobernador. La reunión con el embajador alemán se suma a los esfuerzos recientes del Gobierno de Santa Cruz por consolidar una red de alianzas estratégicas a nivel internacional, orientadas a impulsar el desarrollo productivo y el crecimiento sostenible de la provincia.

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María Tettamanti fue designada como nueva secretaria de Energía en reemplazo de Eduardo Rodríguez Chirillo, que dejó el cargo después de una pálida gestión. Tettamanti, es economista y tiene más de 25 años de experiencia en la industria de gas natural.

El ministro de economía, Luis Caputo, le dio la bienvenida a través de un posteo en su cuenta de x, en el que expresa “Bienvenida María Tetamantti a las Fuerzas del Cielo”

La nueva funcionaria llega a la cartera energética del gobierno de Javier Milei con el visto bueno del ministro de Economía, Luis Caputo, y del coordinador de Energía y Minería dentro del Palacio de Hacienda, Daniel González.

María del Carmen Tettamanti es la exdirectora general de la distribuidora Camuzzi Gas Pampeana. Renunció a este cargo en 2023 y había comenzado a trabajar en la campaña presidencial para Patricia Bullrich, específicamente en el equipo de Energía, en el área de gas natural, con la dirección de Emilio Apud, exsecretario de Energía y Minería de la Nación.

La funcionaria es licenciada en Economía por la Universidad Nacional de La Plata y tiene estudios de posgrado en UCEMA.

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El CEO de Techint, Paolo Rocca, destacó los resultados del gobierno de Javier Milei, pero pidió la apertura del cepo cambiario para alentar inversiones y alertó sobre el impacto de las importaciones desde China. El dueño de Techint habló hoy en el foro “Alacero2024” que se desarrolló en Buenos Aires.

Rocca subrayó que “lo que está pasando en la Argentina es importante. Muchos de los temas que considero elementos que han frenado la economía hoy están contrastados y atacados en la agenda del nuevo gobierno de Milei”.

Rocca mencionó los “puntos esenciales” de la gestión actual, tales como “la reducción del peso del Estado, la cancelación del déficit del Estado, y la sustancial reducción de la complejidad de las regulaciones y de la economía”.

En este contexto, afirmó que “en la agenda hay un punto de transformación muy profundo para el país”.

El empresario también destacó que “esta agenda les fue planteada a los electores en estos términos. Lo que se está haciendo es lo que se dijo que se iba a hacer”.

En cuanto a los resultados, señaló que “son importantes. La reducción de la inflación, la caída del Riesgo País y la tensión que se está despertando sobre un proyecto de transformación integral son muy importantes”.

Sin embargo, Rocca enfatizó que “falta completar la apertura del mercado cambiario para poder lograr atraer inversiones masivas, que permitan la transformación de la economía”.

Agregó que este tema es “relevante” y podría influir en programas o cambios en la región, planteando cambios en “los paradigmas del rol del Estado que han limitado el crecimiento y no han ayudado en América Latina”.

En ese sentido señaló que la pérdida de competitividad de la región se debe a : “el peso del Estado, la carga tributaria, la complejidad y superposición de impuestos, las normas laborales, fragilidad de infraestructura, inseguridad jurídica, pérdida de capacidad de educación contribuyeron a la pérdida de competitividad.

Finalmente, el CEO de Techint criticó las importaciones provenientes de China, denunciando prácticas de dumping. “China no es una democracia; es un gobierno autoritario”, afirmó.

Según Rocca, aunque “las importaciones de China ayudan a controlar la inflación, pero tienen un poder destructivo sobre la industria”.

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La fisonomía del paisaje urbano de la Ciudad de Buenos Aires podría comenzar a cambiar muy pronto debido a que se está especulando con la llegada del Trambús, un moderno tranvía eléctrico que promete cambiar la modalidad del transporte urbano porteño y que uniría dos puntos turísticos muy concurridos de la ciudad. 

La propuesta fue lanzada por el Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires que pretende adquirir vehículos eléctricos para el denominado corredor costero con electromovilidad uniendo el barrio de Retiro y Ciudad Universitaria, en el barrio de Belgrano.    

La avenida Rafael Obligado 6551, en la Comuna 13, con electromovilidad en Buenos Aires será la vía por donde corra la nueva oferta de transporte público porteño y, para ello, el Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires, sacó a licitación pública nacional e internacional (N° 244/24) para la adquisición de vehículos eléctricos que formarán parte del nuevo Corredor Costero que en su trayecto ofrecerá vistas increíbles del río de La Plata costeando, valga la redundancia, la costanera de Buenos Aires. 

La finalidad de la misma es poner en circulación autobuses eléctricos para el transporte público de pasajeros con sus respectivas baterías y cargadores de potencia, y su correspondiente servicio de mantenimiento marca la Licitación Pública.

Cuántas Trambús llegarían a CABA y cuáles son sus características

El Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires (GCBA) pretende contar con 60 unidades de equipos especializados para cargar los autobuses eléctricos con sus respectivos cargadores de potencia. Son autobuses eléctricos de tamaño estándar, 59 autobuses de piso bajo con capacidad para entre 70 y 85 pasajeros incluidos los que viajen sentados y parados.

Todos tendrán aire acondicionado y contarán con sus propias baterías para alimentarse. Además, se adquirirán 15 autobuses más con capacidad para 120 pasajeros; son más grandes y conocidos como articulados. También estarán equipados con aire acondicionado y baterías.

Con qué características cuenta el Trambús

Son vehículos eléctricos o híbridos de gran tamaño y capacidad, con un diseño moderno y ecológico que circulan por carriles exclusivos permitiéndoles evitar el tráfico y mantener una velocidad constante y eficiente para llegar a destino en los tiempos estipulados transportando a más personas. Y a diferencia de los tranvías tradicionales no requieren rieles bajando considerablemente el costo de infraestructura.

Expuesto lo propio, con el Trambús la Ciudad busca seguir innovando, ahora en la zona costera utilizando vehículos más limpios y sostenibles, reduciendo emisiones contaminantes y mejorando la calidad de vida en la ciudad. Su plazo de puesta en marcha es, a priori, de 36 meses que pueden extenderse pero que seguramente mejorará la calidad de transportarse de miles de personas que lo utilicen como aquellos que sigan en sus autos particulares, colectivos y taxis que transiten las zonas que limita el recorrido.

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En medio de un proceso de Revisión Tarifaria Integral (RTI) para el servicio de distribución de luz que inició el Gobierno bonaerense, este martes se aprobó un aumento en torno al 8% que impactará en las boletas del servicio energético provincial, aunque esto varía de acuerdo a los consumos y categorías.

La decisión quedó oficializada en la Resolución 1156 del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos publicada en el Boletín Oficial. Ahí se explica que los nuevos valores corresponden a las subas de los precios de la energía y potencia mayorista y transporte aprobados por la Secretaría de Energía de la Nación.

Efectivamente, los contratos de concesión establecen que cada vez que el Gobierno nacional fija nuevos precios, las distribuidoras deben reflejarlo en las tarifas a través del mecanismo de Pass Through. Este incremento impulsado por Nación es para el período hasta el 31 de octubre y tras la aprobación de la Provincia se verá reflejado en las futuras facturas.

Esto significa que, por ejemplo, los usuarios de EDELAP en la región de La Plata sufrirán un incremento del cargo fijo en torno al 8%, mientras que el cargo variable, que dependerá del consumo, aumentaría un 3,9%. También el ajuste llegará a EDEA, EDEN y EDES, lo que impactará en las cooperativas eléctricas del interior bonaerense. En algunos casos, la suba de los cargos fijos llega al 10%. 

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La petrolera YPF anunció la decisión de vender su participación accionaria en MetroGAS, la principal distribuidora de gas en Argentina, como parte de una estrategia de reorientación de sus recursos hacia el sector petrolero. La declaración fue realizada por el presidente de la empresa, Horacio Marín, durante una exposición en el Consejo Interamericano de Comercio y Producción, donde subrayó que YPF centrará su foco en la exploración, producción y comercialización de petróleo, actividades que constituyen su núcleo estratégico.

Actualmente, YPF es el accionista mayoritario de MetroGAS, con una participación del 70% a través de Gas Argentina S.A. (GASA), una compañía controlada por YPF. Esta tenencia le otorga el control de la mayor distribuidora de gas natural del país, que abastece a más de dos millones de clientes, principalmente en el área metropolitana de Buenos Aires. La relación entre ambas empresas comenzó cuando YPF incrementó su participación en MetroGAS y desplazó a socios privados, consolidando su posición en el mercado gasífero.

No obstante, esta relación ha sido motivo de debate en el sector, especialmente a raíz de las políticas públicas que buscan evitar la integración vertical en el sector energético. La legislación argentina prohíbe la concentración de actividades de producción, distribución y comercialización de gas en una sola empresa para evitar monopolios y fomentar la competencia. En 2017, el gobierno nacional ya había recomendado a YPF que buscara alternativas para desinvertir en MetroGAS, un llamado que la compañía ha enfrentado con diversas estrategias de optimización.

Factores que Influyen en la Desinversión de YPF en MetroGAS

Uno de los principales factores que han influido en la decisión de YPF es la necesidad de ajustarse a las normativas vigentes, que restringen la integración vertical de compañías energéticas en diferentes etapas del proceso de producción y distribución. Estas leyes reguladoras buscan evitar que una misma empresa controle múltiples fases de la cadena de valor del gas, un marco regulatorio que afecta directamente la relación entre YPF y MetroGAS. Las políticas regulatorias y las presiones para fomentar un mercado gasífero competitivo motivaron a YPF a evaluar, y eventualmente optar, por la venta de su participación.

Además de la presión normativa, YPF ha señalado la importancia de reorientar sus recursos y concentrarse en el sector del petróleo y gas no convencional, especialmente en la región de Vaca Muerta, una de las mayores reservas de shale en el mundo. Vaca Muerta se ha convertido en un eje clave de la estrategia de YPF, que busca optimizar su producción de hidrocarburos no convencionales y consolidarse como líder en el mercado energético latinoamericano. 

El desarrollo de Vaca Muerta requiere inversiones significativas y especializadas, un factor que refuerza la necesidad de que YPF centre sus esfuerzos y capital en la producción de petróleo y gas.

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Los combustibles aumentarán hasta 4% a partir del próximo viernes 1° de noviembre. Como ocurrió en oportunidades anteriores, el aumento implementado inicialmente por YPF podría impulsar a sus competidoras, como Shell, Axion y Puma, a subir también los precios de sus combustibles.

Según se indicó, el incremento responde a la devaluación del tipo de cambio oficial, un nuevo diferimiento en el impuesto a los combustibles líquidos (ICL), el alza de los biocombustibles y la dinámica del barril de crudo. De todos modos, está alineada con el objetivo del Gobierno de no afectar la desaceleración de la inflación.

Luego de la leve baja que se dio en octubre, por la caída del precio internacional del crudo, se esperaba que en noviembre regresaran los aumentos por la evolución del barril de crudo Brent, que comenzó el mes en U$s 71 y por estos días se encuentra en el rango de los U$s76 (7% de suba).

El presidente de YPF, Horacio Marín, había anunciado en septiembre un “pacto con los consumidores” por el que las variaciones del barril tendrían impacto a nivel loca l. “Quiero realizar un acuerdo justo con los consumidores. Nadie tiene que subsidiar a nadie. Ni nosotros a los consumidores ni los consumidores a nosotros. En consecuencia, si el precio del crudo internacional sube, el precio de los combustibles localmente va a subir. Si el precio baja, vamos a bajar”, había explicado el titular de YPF.

Según los precios registrados en el portal Surtidores, la nafta súper de YPF en la Ciudad de Buenos Ares cuesta $1.048 desde el primero de octubre y la premium $1.296 por litro.

Mientras que el gasoil súper tiene un precio de $1.062, mientras que el diesel premium, $1.307 por litro. Desde el viernes habrá nuevas referencias.

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Las provincias de Río Negro y Neuquén han solicitado al Gobierno nacional el traspaso del 51% del paquete accionario de las represas hidroeléctricas Alicurá, El Chocón, Cerros Colorados y Piedra del Águila. Esta petición surge en el contexto de una inminente privatización impulsada por la administración de Javier Milei, que planea vender el total de activos de estas represas en un plazo de 180 días.

Las represas en cuestión aportan 4.000 MW al sistema eléctrico nacional, siendo vitales para la producción de energía del país. La situación ha generado un fuerte debate, ya que las provincias argumentan que, según la reforma constitucional de 1994, los recursos naturales pertenecen a las jurisdicciones provinciales. Esto pone en jaque las concesiones de las represas otorgadas en 1993, las cuales ya han vencido.

En su reclamo, los gobernadores de ambas provincias han dejado claro que, si no obtienen respuesta del Gobierno nacional, podrían avanzar con un proyecto de ley en el Congreso para garantizar el control mayoritario sobre estas empresas hidroeléctricas. Este proyecto buscaría frenar el proceso de privatización y reafirmar la propiedad provincial sobre el recurso hídrico.

La formalización del pedido fue realizada por la senadora nacional rionegrina Mónica Silva, del partido Juntos Somos Río Negro, en alineación con el gobernador Alberto Weretilneck. Silva también representa la postura del mandatario neuquino Rolando Figueroa, quien respalda firmemente el reclamo.

El planteo de Silva incluye una modificación al decreto 718 firmado por Milei, que establece la privatización total de las represas. La senadora propone que solo se venda el 49% del capital accionario, reservando el 51% restante para las provincias. Esta modificación, según Silva, busca asegurar que las provincias mantengan el control sobre sus recursos naturales.

Weretilneck y Figueroa están buscando establecer una mesa de negociación entre ambas provincias y el Gobierno nacional. La intención es encontrar un acuerdo que respete la inversión realizada por el Estado nacional en la construcción de las represas y, al mismo tiempo, reconozca el derecho de las provincias sobre los recursos hídricos.

Este conflicto pone de manifiesto la tensión existente entre las políticas del Gobierno central y las demandas provinciales por mayor autonomía en la gestión de sus recursos naturales. La resolución de esta disputa podría tener un impacto significativo en la política energética del país y en las finanzas de Río Negro y Neuquén.

A medida que se acerca el plazo de 180 días establecido por el Gobierno para la privatización, las provincias se encuentran en una carrera contra el tiempo para asegurar su participación en la gestión de las represas, lo que las convierte en actores clave en el debate sobre el futuro energético de Argentina.

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YPF participó este lunes del acto de aprobación de la cesión del Bloque Escalante – El Trébol a la empresa PECOM. El evento se llevó a cabo en Comodoro Rivadavia y contó con la participación del gobernador de la provincia, Ignacio Torres, las autoridades de PECOM y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín. 

Además, la petrolera estatal sumó 7 bloques operados ubicados en la Cuenca Austral en la provincia del Tierra del Fuego al Proyecto Andes que, al igual que durante la primera etapa, lo llevará adelante el Banco Santander. 

Dicha etapa incluyó la firma de un total de 9 acuerdos que comprendieron 25 áreas convencionales ubicadas en las provincias de Rio Negro, Neuquén, Mendoza y Chubut. A medida que los gobiernos provinciales aprueben los acuerdos de cesión las nuevas operadoras tomarán control de los Bloques. 

El Proyecto Andes se inició en febrero de este año con el objetivo de optimizar el portfolio de áreas del Upstream convencional con la premisa de buscar la eficiencia del capital de inversión de YPF. 

Este proceso permitirá dinamizar a la industria en su conjunto con nuevas inversiones que promuevan el desarrollo local y la generación de trabajo.

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En un avance significativo para el desarrollo minero de la provincia, el Ministerio de Minería de San Juan concedió la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) al Proyecto Hualilán, gestionado por Golden Mining S.A. Este proyecto, ubicado en el departamento Ullum a 120 km de la ciudad de San Juan, destaca por su mineralización de skarn de zinc (Zn) con presencia de oro y plata.

La mina Hualilán generará un concentrado de Zn con valores comerciales de oro (Au) y plata (Ag). Este concentrado se transportará en camión hasta San Juan y luego se enviará, preferentemente por tren, a puertos para su venta internacional.

Golden Mining S.A. entregó el Informe de Impacto Ambiental (IIA) para la fase de explotación del proyecto el 27 de abril de 2023. La evaluación comenzó el 4 de agosto de 2023, resaltando la adición de recursos geológicos de 796.467 onzas de oro equivalentes (Oz de AuEq).

En agosto de 2023, la comisión de la CEMAM se congregó en una sesión extraordinaria para revisar el proyecto, contando con la participación de la empresa. En los meses subsiguientes, se hicieron varias solicitudes de información adicional para completar la evaluación necesaria.

Con la llegada de la nueva administración gubernamental en diciembre, se intensificó la revisión del proyecto, y a principios de 2024, se realizó una solicitud integral de información adicional para finalizar las secciones del IIA requeridas para su evaluación.

Golden Mining mantuvo una comunicación constante con el Ministerio de Minería, por indicación de la autoridad representante de la CEMAM, llevando a cabo estudios adicionales en áreas críticas como la hidrogeología, la hidrología, y en la modelización, así como en la valorización de los aspectos culturales del sitio.

Tras recibir y evaluar esta información, la autoridad minera junto con la CEMAM elaboró un Informe Final Único que incluyó todos los elementos necesarios para la evaluación. El 21 de octubre de 2024, se emitió una Declaración de Impacto Ambiental para el proyecto.

La DIA es crucial porque otorga la licencia para operar. Con esta licencia y los permisos sectoriales, el emprendimiento minero puede iniciar su construcción, asegurando que todas las etapas del proyecto respeten el medio ambiente.

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La Secretaría de Coordinación de Energía y Minería actualizó este martes el precio de los biocombustibles, destinados para la mezcla obligatoria por ley con las naftas y el gasoil, a través de las Resoluciones 2 y 3/2024 publicadas en el Boletín Oficial.

La medida podría derivar en un ajuste en los valores de los combustibles en los surtidores a partir de noviembre, luego de haber exhibido una reducción del 1% promedio en octubre, por la caída del precio internacional del petróleo.

Con la actualización, el precio mínimo de adquisición del biodiésel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil quedó en $1.004.562 por tonelada, para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de octubre de 2024 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

La normativa gubernamental determinó que el plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los 7 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.

Por otro lado, el precio mínimo de adquisición por litro del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar se fijó en $670,564. Mientras que para el precio de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz, Energía dispuso el nuevo valor en $614,596.

El documento oficial precisó que el plazo de pago del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y maíz no podrá exceder, en ningún caso, los 30 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.

Asimismo, aclara que los nuevos precios fijados “son los valores mínimos a los cuales deberán ser llevadas a cabo las operaciones de comercialización en el mercado interno”.

En los considerandos, se recordó que la secretaría energética está facultada para modificar los precios “tanto en los casos en que se detecten desfasajes entre los valores resultantes de su implementación y los costos reales de elaboración de los productos, o bien cuando dichos precios puedan generar distorsiones en los precios del combustible fósil en el pico del surtidor, esto último lo cual resulta necesario atender tanto para el caso del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar como el de maíz, fijando excepcionalmente precios que se ajusten a dicha necesidad”.

La actualización del precio de los biocombustibles le suma presión a los combustibles en el penúltimo mes del año, ya que también se sentirá el impacto de la entrada en vigencia del aumento dispuesto a fines de septiembre en el Impuesto sobre los Combustibles Líquidos (ICL) y el Impuesto al Dióxido de Carbono (IDC).

Además, también influirán en un eventual ajuste la devaluación mensual del 2% del dólar y los movimientos en el precio del Brent, que a principios de octubre tuvo un repunte pero en el cierre del mes está volviendo a valores de fines de septiembre.

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El Gobierno bonaerense anunció que comenzó con la Revisión Tarifaria Integral (RTI) para el servicio de distribución de luz, al tiempo que anunció el lanzamiento de un plan energético ante cortes de luz durante el verano.

El subsecretario de Energía bonaerense, Gastón Ghioni, que el “plan verano” consiste en que la Provincia en conjunto con las distribuidoras y cooperativas “lleva a cabo un diagnóstico y en los lugares donde hay problemas de transporte y distribución se contratan nuevos equipos de refuerzo”.

En rigor, durante las etapas de mayor demanda, se sumarán 20 megas para abastecer cinco puntos estratégicos de la Provincia: Carmen de Areco, Pergamino, 9 de Julio, General Viamonte y Mar del Tuyú. Estos equipos impactarán no solo en el servicio de dichas localidades sino también en las regiones lindantes.

El plan comenzará a partir del 15 de diciembre y tendrá una duración de dos meses, es decir, el 15 de febrero. No obstante, Ghioni no descartó que se extienda debido a que marzo se estima será un mes muy cálido con alta demanda energética. “El plan viene a solucionar los cortes por situaciones críticas ante un aumento de demanda por el calor”, indicó.

Además, el funcionario dio mayores precisiones en torno a la revisión integral de las tarifas energéticas, proceso que debe realizarse por ley y que está estipulado cada cinco años. “No vamos a hacer lo que hizo María Eugenia Vidal, el objetivo no es darle más tarifas a las distribuidoras”.

Ghioni recordó que las empresas encargadas de prestar el servicio eléctrico en la provincia tienen, desde 1997, la concesión por 100 años. Como parte de ese acuerdo, deben realizarse revisiones tarifarias periódicas.

Así, el Gobierno debe contratar a una universidad pública para que colabore con los aspectos técnicos. Paralelamente, se conformará un comité de seguimiento del proceso de revisión.

Ghioni expresó que la pretensión del gobierno bonaerense es “analizar la evolución de la demanda actual y de las inversiones, y así poder definir el costo y un nivel de rentabilidad razonable”, así como también “proyectar obras e inversiones”.

“A diferencia del plan de revisión anterior, se solicitará contar con obras nominadas y con un cronograma de ejecución, que reafirme el rol activo del Estado provincial en el control de las empresas”, sostuvo.

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En el contexto de la Argentina Oil and Gas Expo Patagonia 2024, realizada en Neuquén, Germán Burmeister, presidente de Shell Argentina, destacó el crecimiento de la exposición, felicitando a los organizadores y subrayando el avance significativo de Vaca Muerta en los últimos años. Según Burmeister, este evento refleja el esfuerzo de la industria para posicionar a Vaca Muerta como un jugador clave en la energía global, y además es un momento propicio para reflexionar sobre cómo continuar de manera más competitiva y segura.

Burmeister mencionó la importancia de acelerar el desarrollo de Vaca Muerta, destacando tres factores clave para lograrlo: la necesidad de resolver el acceso libre a las divisas, mejorar la infraestructura a distintos niveles y contar con un capital humano altamente capacitado. Según él, es necesario aprender a “correr” en términos de desarrollo, ya que la industria aún está en una etapa de aprendizaje.

En cuanto a la relación con los proveedores locales, Burmeister explicó que Shell firmó un acuerdo con YPF para generar una mesa de trabajo en torno a la cadena de valor. Este acuerdo tiene como objetivo fortalecer el contenido local de manera competitiva, lo cual considera fundamental para el desarrollo de la industria.

Burmeister también subrayó la importancia del liderazgo colectivo en la industria, expresando optimismo respecto al futuro de Vaca Muerta y el rol que la industria petrolera puede jugar en la economía del país. Para finalizar, envió un mensaje de agradecimiento a los trabajadores de Shell por su compromiso y dedicación, invitándolos a seguir siendo parte de esta historia en construcción.

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El parque solar fotovoltaico “El Quemado” es el primer proyecto de energía eléctrica renovable presentado al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).  Cabe destacar que YPF anunció recientemente que en noviembre presentará al RIGI el primer proyecto de la industria de O&G. 

Se trata del oleoducto Vaca Muerta Sur, que requerirá una inversión de US$2500 millones y tendrá una capacidad de transporte de 360 mil barriles diarios para diciembre 2026, convirtiendo al país en uno de los principales exportadores de energía de la región. 

El proyecto “El Quemado” fue anunciado por YPF Luz en julio 2024 y alcanzará una inversión total de USD 220 millones de dólares. 

El parque, que estará ubicado en el departamento de Las Heras, provincia de Mendoza, fue desarrollado junto con EMESA (Empresa Mendocina de Energía) y se realizará en dos etapas hasta alcanzar una capacidad instalada total de 305 MW. 

La potencia del parque equivale a la energía que utilizan más de 233.000 hogares y evitará la emisión de más de 385.000 toneladas de dióxido de carbono al año. 

La puesta en marcha de la primera etapa se prevé para el primer trimestre de 2026, con un plazo de construcción de 18 meses. 

Características del Parque Solar Fotovoltaico El Quemado 

Capacidad instalada total: 305MW. Etapa I: 200W – Etapa II 105MW. Inversión total: US$ 220 millones. Fecha de presentación al RIGI: 25/10/2024.

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