En el marco del convenio firmado en agosto de 2024 entre la empresa Power China y el Gobierno de Catamarca, este miércoles se presentó al gobernador Raúl Jalil las propuestas para iniciar la construcción de los primeros 200 MW de energía solar en la provincia.
La reunión contó con la participación del vicegobernador Rubén Dusso, el representante de Power China en Argentina, Sr. He YiBo, y representantes de Shanghai Electric Power Construction Company, los señores Jiang Haifeng y Song Zhe.
Cabe recordar que el acuerdo inicial, durante la misión a China en agosto pasado, establece la ejecución de cuatro parques solares con una capacidad total de 600 MW. Estos proyectos, denominados “Catamarca Solar” (250 MW), “Las Carretas” (150 MW), “Los Caserones” (100 MW) y “Tres Quebradas” (100 MW), serán propiedad del Gobierno provincial al momento de solicitar financiamiento.
Desde el Gobierno destacaron que estos proyectos son fundamentales para el desarrollo de energía limpia en Catamarca, ya que representa una generación de 600 MW, el doble de la energía distribuida actualmente por la empresa provincial, y marcan un camino histórico en la transición hacia energías renovables en la provincia.
La demanda mundial de petróleo aumentó estacionalmente en el cuarto trimestre de 2024, registrando un fuerte crecimiento anual de 1,5 millones de b/d, según el Oil Market Monthly Report de enero de 2024 de la Agencia Internacional de la Energía (AIE).
Se trata del nivel más elevado desde el cuarto trimestre de 2023, superando en 260.000 b/d la previsión anterior de la AIE.
Según la AIE, el aumento del consumo se vio impulsado por la bajada de los precios de los combustibles, el clima más frío en el hemisferio norte y la abundancia de materias primas petroquímicas.
El crecimiento anual se estima ahora en 940.000 b/d para 2024, con una aceleración hasta 1,05 millones de b/d en 2025 a medida que las perspectivas económicas mejoren marginalmente. La demanda mundial de petróleo alcanzará los 104 millones de b/d en 2025.
“Tras un comienzo relativamente suave de la temporada de calefacción invernal, el tiempo se volvió decididamente más frío en diciembre en Canadá, las regiones septentrionales y centrales de EE.UU., gran parte de Europa, Rusia, China y Japón. La media de grados-día de calefacción fue significativamente superior a la de hace un año y ligeramente superior a la media de los últimos 5 años, lo que impulsó la demanda de petróleo”, señaló la AIE.
En concreto, la demanda de petróleo de la OCDE para el cuarto trimestre de 2024 se ha incrementado en 250.000 b/d, lo que supone un ajuste al alza de 90.000 b/d en la estimación de crecimiento mundial de la AIE para 2024.
La oferta mundial de petróleo aumentó en 20.000 b/d intermensuales hasta 103,5 millones de b/d en diciembre de 2024, 390.000 b/d más que en el mismo mes del año anterior, ya que el aumento de la producción de los productores africanos de la OPEP+ compensó con creces el descenso estacional de la oferta de los países no pertenecientes a la OPEP+.
Se prevé que la oferta mundial de petróleo aumente en 1,8 millones de b/d en 2025 hasta 104,7 millones de b/d, frente a un incremento de 660.000 b/d en 2024.
La producción fuera de la OPEP+ aumentará en 1,5 millones de b/d tanto en 2024 como en 2025, hasta 53,1 millones de b/d y 54,6 millones de b/d, respectivamente.
Los precios del petróleo superaron los 80 $/bbl a principios de enero de 2025, impulsados por el endurecimiento de las sanciones al petróleo ruso e iraní y la ola de frío norteamericana.
La tala de árboles y depredación de los bosques naturales, entre otras finalidades, para extraer energía podría evitarse gracias al descubrimiento de un hito para la humanidad que los convierte en generadores aun permaneciendo de pie.
Los árboles y los bosques son un recurso natural relevante por el papel que desempeñan en la conservación de la biodiversidad, la estabilización de los ecosistemas locales y la mitigación del cambio climático.
No obstante, hay algo que no podían hacer hasta que apareció un proyecto que busca exprimirles al máximo el potencial volviéndolos generadores de energía eólica sin dañarlos, ya que se aprovecha su movimiento natural generado por el viento.
La iniciativa se denominada Concept Crafted Creations combina la generación de energía renovable con el mantenimiento de los recursos naturales de una forma nunca vista, según pudo constatar la agencia Noticias Argentinas.
Usa un generador lineal que va conectado al tronco del árbol. Este dispositivo, que incorpora un eje con imanes permanentes y bobinas enrolladas a mano, origina electricidad a través del movimiento de las ramas generado por el viento.
Las ramas del árbol van unidas a cuerdas que se encargan de transferir la energía cinética a un sistema rotativo impreso en 3D. Este método transforma el movimiento en energía eléctrica.
El árbol vivo da energía
Los aspectos clave de esta propuesta son el movimiento natural, la eficiencia optimizada y la adaptabilidad.
En el primero se aprovechan los movimientos del tronco y las ramas, como la oscilación y la flexión, para elaborar energía.
Asimismo, en el segundo, el generador queda diseñado para maximizar la transformación de energía con bobinas enrolladas de manera precisa y un mecanismo de engranajes que extiende el movimiento.
Respecto del último rasgo, pueden conectarse varios generadores y ramas a un solo árbol para incrementar la generación de energía.
El proyecto todavía se encuentra en una fase de prueba de concepto, pero el prototipo inicial arroja resultados óptimos.
El objetivo de la iniciativa en establecer colaboraciones con otros expertos en energía renovable para ir perfeccionando su diseño y explorar nuevas aplicaciones.
El sistema actual todavía presenta retos, como mejoras en la eficiencia y la adaptabilidad a diversos tipos de árboles y condiciones climáticas.
Además, será vital analizar la viabilidad económica de la tecnología y su impacto a largo plazo.
Con una iniciativa que se sale de lo usual, logran convertir los árboles en generadores de energía.
Es un hito para la humanidad comparable con la “hoja artificial” que produce oxígeno en cualquier lugar: así van a convertir los edificios en árboles.
Deforestación
La deforestación ha hecho perder más de 6 millones y medio de hectáreas de bosques en el mundo. Y en Argentina, se contabilizaron 212.000 hectáreas menos.
En 2014 se realizó un compromiso mundial por el cual más de 30 países firmaron la Declaración de Nueva York sobre los Bosques, que tenía como objetivo acabar con la deforestación para 2030.
Sin embargo, desde entonces los bosques de nuestro planeta no dejan de desaparecer.
Los bosques nativos de Argentina siguen perdiéndose en zonas donde está prohibida la deforestación por su alto valor de conservación, en las cuales se avanza con el cambio de uso del suelo para actividades agropecuarias, forestales, urbanísticas y viales.
Luchadores contra el cambio climático
Además de tener un papel vital en la lucha contra el cambio climático, equilibrando el clima global, los árboles desempeñan un papel vital absorben dióxido de carbono (CO2), uno de los principales gases de efecto invernadero.
Al absorberlos y almacenarlos en sus troncos, hojas y raíces, contribuyen a la reducción de la cantidad de este gas nocivo en la atmósfera, lo que a su vez ralentiza el calentamiento global.
Los bosques del mundo son férreos gladiadores en la lucha contra el cambio climático, ya que absorben alrededor de un tercio de las emisiones de CO2 producidas por los humanos cada año.
También cumplen un rol vital en la recarga de los acuíferos: retienen el agua durante las lluvias, una característica que hace que los árboles permitan que el agua se filtre lentamente a través del suelo, ofreciendo una recarga a las reservas subterráneas de agua dulce.
Regulan la temperatura del planeta. Tienen la capacidad de ayudar a enfriar las zonas circundantes y mitigar los efectos del calentamiento global, al brindar sombra y liberar agua a través de la transpiración.
Más de 45 mil usuarios continúan sin luz en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) en medio de la ola de calor que azota a gran parte de la región y se espera que recién este fin de semana haya un descenso de la temperatura.
Desde hace varios días miles de usuarios del AMBA se ven afectados por la falta de suministro de energía por motivo de las altas temperaturas.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad, informa que la empresa Edenor tiene solo 211 usuarios sin luz, mientras que Edesur padece mayores problemas con 45.710 afectados.
Del área perteneciente a Edesur las zonas afectadas son Parque Avellaneda, Mataderos, Villa Crespo, Villa Lugano, Boedo, Caballito, Flores, Parque Chacabuco, Monserrat, Recoleta, Retiro y San Telmo.
Este escenario provocó decenas de denuncias debido a que los usuarios tuvieron que tirar la comida, así como también soportar el calor extremo de esta última semana.
Con la llegada de la lluvia de este viernes por la tarde-noche habrá un marcado descenso de las máximas para este fin de semana.
En este marco, el Servicio Meteorológico Nacional (SMN) indica que este sábado la máxima llegará a 28 grados con lluvias. Algo similar sucederá el domingo con 25 grados y también mal tiempo.
Este jueves más de 40 mil personas seguían sin luz en el AMBA producto de la mayor demanda de electricidad por la ola de calor y la falta de inversiones de las empresas prestadoras del servicio a pesar de los tarifazos que implementaron durante el primer año de gobierno de Javier Milei.
Ante esta situación, los usuarios del AMBA que sufran un corte de servicio eléctrico prolongado, 36 horas o más, o más de 4 cortes en un mismo mes, pueden reclamar un reintegro a Edesur o Edenor.
Paso a paso para reclamar el reintegro
Realizar el reclamo ante la distribuidora y conservar el número.
Ingresar a la página del Ente Regulador de Energía Eléctrica (Enre).
Completar el formulario con la factura del servicio a mano y con el o los reclamos realizados. El Enre te notificará el procedimiento que se aplicará sobre cada caso.
-La empresa debe hacer el reintegro en la factura del usuario. Si excede el monto que tenés que pagar, lo acreditará en la siguiente.
¿Qué documentación se necesita para realizar el reclamo ante el Enre?
– Números de reclamos ante la empresa distribuidora.
– Nota firmada donde se indiquen las fechas y horarios de los cortes.
– Factura.
– Una copia del título de propiedad o contrato de alquiler si el servicio no está a tu nombre.
El ministro de Energía y Minería de la provincia de Santa Cruz, Jaime Álvarez, reiteró este martes su preocupación por la falta de reactivación de las obras hidroeléctricas sobre el río Santa Cruz.
En ese sentido, señaló que “es extremadamente preocupante que, a la fecha, el Gobierno Nacional y la Unión Transitoria de Empresas Represas Patagonia, no hayan podido reactivar esta obra, que lleva más de un año paralizada, con la incertidumbre que esta situación genera tanto en trabajadores, como en la cadena de proveedores y para el propio Estado Provincial, dado que es una obra central, estratégica, que ya debería estar generando energía, que tanto hace falta para el desarrollo de nuestras comunidades”.
Es por ello que el responsable de la cartera de Energía y Minería de Santa Cruz señaló: “es urgente y necesario que las partes lleguen a un acuerdo, y de una vez por todas se terminen las mezquindades políticas y económicas, y finalmente se resuelvan las cuestiones administrativas que están pendientes, y que hoy repercuten en la paralización de estas obras”.
Finalmente, Álvarez reclamó a las autoridades nacionales y a los directivos de la empresa “terminar con esta incertidumbre, y hacerse cargo de los compromisos asumidos para que, de una vez por todas, esta obra que lleva tanto tiempo paralizada, finalmente sea puesta en funcionamiento, y podamos contar con energía limpia abundante para los santacruceños y para todo el país”.
La industria de hidrocarburos en Argentina vivió un año excepcional en 2024, con cifras que no se registraban desde principios de los 2000. La producción de petróleo llegó a 710.000 barriles diarios, un 10% más que en 2023, y hacia finales del año se proyectaron 760.000 barriles diarios.
El gas natural también mostró un crecimiento significativo. Tras años de estancamiento, nuevas obras en gasoductos permitieron un aumento del 4,8% en la producción, alcanzando los 140 millones de metros cúbicos diarios (Mm3/d), cerca del récord de 143 Mm3/d de 2004.
Vaca Muerta fue el motor de este crecimiento, con incrementos del 27,4% en petróleo y del 20,3% en gas. El shale argentino consolidó su protagonismo como una de las principales fuentes de hidrocarburos del país.
En petróleo, YPF lideró con 137.800 barriles diarios en noviembre, seguida por Vista (73.100), Chevron (53.400) y Shell (45.800). A nivel anual, YPF alcanzó los 256.500 barriles diarios, mientras que PAE ocupó el segundo lugar gracias a su producción en el Golfo San Jorge.
Vista logró el mayor crecimiento interanual, con un aumento del 31,7% en su producción, consolidándose como el tercer productor nacional de crudo con 66.500 barriles diarios.
En gas, YPF también se mantuvo como líder indiscutido con 40,2 Mm3/d. PAE ocupó el segundo lugar con 18,5 Mm3/d, seguida por Tecpetrol (17,8) y Total Energies (14,1). Estas cifras destacan el potencial de las empresas argentinas en el sector gasífero, respaldado por las mejoras en infraestructura.
El éxito de 2024 reafirma el papel central de Vaca Muerta en la estrategia energética del país. Con aumentos sostenidos en producción y nuevas inversiones en infraestructura, Argentina avanza hacia un posicionamiento clave en el mercado global de hidrocarburos.
“El año pasado tuvimos crecimiento de casi un 4% y este año está previsto que sea del 5%”, informó el ministro de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig, al hablar sobre el Producto Bruto Interno (PBI) provincial. Trazó una radiografía de cómo recibieron la provincia en la asunción de Rolando Figueroa como gobernador y marcó el cambio positivo que pudieron hacer al cabo del primer año de gobierno, ordenando el Estado, reduciendo gastos innecesarios y asumiendo con fondos provinciales varias obras que estaban originalmente en la órbita de Nación.
El ministro recordó que el proyecto de presupuesto que elevó Nación prevé también un crecimiento del 5% del PBI a nivel central y consideró que, si esa previsión se cumple y se replica en años sucesivos, el incremento va a ser importante. Sin embargo, aclaró que habrá que estar preparado no sólo desde el Estado sino también del sector privado para acompañar ese crecimiento y no desaprovechar la oportunidad.
En tal sentido habló sobre Invierta en Neuquén, el proyecto de ley que envió en diciembre el gobernador a la Legislatura para promover la inversión y el desarrollo de diversas actividades económicas otorgando incentivos y beneficios a quienes inviertan en la provincia. Esta iniciativa se suma al Régimen de Incentivo a Grandes Inversiones (RIGI) que sancionó Nación para promover inversiones de mayor escala.
Koenig estimó que “los números para la provincia seguramente van a ser buenos” en relación a las expectativas de inversión que hagan las empresas.
“Si no subieran las cantidades de hidrocarburos, probablemente tendríamos muchos problemas -reconoció– porque el precio en pesos, si lo llevas a valores en dólares, el dólar subió en una escalada de 2% mensual y la inflación mucho más. Entonces, la ventaja que nosotros habíamos logrado en la primera devaluación, después se fue diluyendo. Lo que tuvimos fue un aumento de cantidades, o sea se produjeron más hidrocarburos y eso nos llevó a no tener problemas de ingresos”.
Indicó que “el panorama que recibimos es bastante distinto a lo que tenemos hoy. Cuando recibimos la provincia la situación macro, no era muy buena, estaba relacionada con un contexto inflacionario alto y con un dólar fijo, estable, que había quedado y que había producido efectos adversos en las finanzas de la provincia”.
Graficó que el primer mes “no sabíamos cómo podíamos pagar los sueldos y el atraso con proveedores”. Para ir normalizando la situación, se hizo un ajuste importante en las cuentas públicas. “Si bien al principio del ejercicio se produjo una devaluación grande, eso se fue licuando con el tiempo, la inflación lo fue superando. Hoy, la situación de tipo de cambio real es bastante parecida a la de inicio lo que ha variado son las cantidades”, sostuvo.
Al producir más hidrocarburos, la relación de precio-cantidad mejora, “pero la verdad es que el gran ajuste que realizamos en el ejercicio fue sobre el gasto: Si no modificábamos esa variable expansiva que tenía el gasto hubiésemos tenido problemas”, opinó.
Recordó que desde el primer momento el gobierno nacional bajó las partidas discrecionales. La coparticipación, que es la distribución de impuestos, se mantuvo. “Hubo un esquema recesivo durante 2024; al tener menor actividad, hay menor recaudación. Hubo casi un 4% de disminución del PBI. Eso produjo que los ingresos nacionales se disminuyeran. A su vez, en la política que aplicó el gobierno nacional de tener superávit fiscal, se disminuyeron todas las partidas discrecionales que iban a las provincias”.
En Neuquén eso repercutió directamente en las obras públicas. Casi todas las obras que estaban a nivel de Nación fueron paralizadas. También se vieron afectadas algunas ayudas para educación y subsidios al transporte. Ante esta situación, Koenig indicó que la actitud que adoptó la provincia fue hacerse cargo y asumir con fondos propios su continuidad. Pero hubo que realizar muchas gestiones para lograr el traspaso de obras de la órbita nacional a la provincial y renegociar luego los contratos con las empresas involucradas.
“Lo primero que teníamos que hacer era ordenar las cuentas del Estado. Ya tenemos el presupuesto 2025 aprobado, es ley y ya está incluida la pauta salarial con todos los gremios del Estado”, remarcó y agregó: “La caída de la inflación te garantiza eso: volver a ese tipo de acuerdo y darle un marco de certidumbre a todos. El presupuesto que recibimos no tenía incluida la pauta salarial, o sea, estaban los sueldos este a valores del año anterior, entonces eso no da certidumbre”.
Un equipo de emergencia llegó el domingo a la región sureña rusa de Krasnodar mientras un derrame de petróleo en el estrecho de Kerch proveniente de dos petroleros afectados por una tormenta continúa propagándose un mes después de que fue detectado por primera vez, dijeron funcionarios.
El grupo de trabajo, que incluye al ministro de Situaciones de Emergencia, Alexander Kurenkov, se creó después de que el presidente de Rusia, Vladimir Putin, pidiera el viernes a las autoridades que intensificaran la respuesta al derrame, calificándolo de “uno de los desafíos ambientales más graves que hemos enfrentado en los últimos años”.
Kurenkov dijo que “la situación más difícil” se había desarrollado cerca del puerto de Taman en la región de Krasnodar, donde el crudo continúa derramándose al mar desde la parte dañada del petrolero Volgoneft-239.
Kurenkov fue citado por la agencia de noticias estatal rusa RIA Novosti diciendo que el petróleo restante será bombeado desde la popa del petrolero.
El Ministerio de Emergencias dijo el sábado que se habían recogido más de 155.000 toneladas de arena y tierra contaminadas desde que el combustible se derramó de dos petroleros durante una tormenta hace cuatro semanas en el estrecho de Kerch, que separa la península de Crimea ocupada por Rusia de la región de Krasnodar.
El sábado, funcionarios instalados por Rusia en la región de Zaporizhia, parcialmente ocupada por Rusia, dijeron que el mazut, un producto petrolero pesado y de baja calidad, había llegado al istmo de Berdyansk, a unos 145 kilómetros (90 millas) al norte del estrecho de Kerch, y contaminó un área de 14,5 kilómetros (9 millas) de largo, escribió en Telegram el gobernador instalado por Moscú, Yevgeny Balitsky.
Funcionarios designados por Rusia en Crimea ocupada por Moscú anunciaron una emergencia regional el fin de semana pasado después de que se detectara petróleo en las costas de Sebastopol, la ciudad más grande de la península, a unos 250 kilómetros (155 millas) del estrecho de Kerch.
En respuesta al llamado a la acción de Putin, el portavoz del Ministerio de Asuntos Exteriores de Ucrania, Heorhii Tykhyi, acusó a Rusia de “comenzar a demostrar su supuesta ‘preocupación’ sólo después de que la escala del desastre se volvió demasiado obvia para ocultar sus terribles consecuencias”.
“La práctica de Rusia de primero ignorar el problema, luego admitir su incapacidad para resolverlo y finalmente dejar a toda la región del Mar Negro sola con las consecuencias es otra prueba más de su irresponsabilidad internacional”, dijo Tykhyi el viernes.
El estrecho de Kerch es una importante ruta marítima mundial que permite el paso desde el mar de Azov hasta el mar Negro. También ha sido un punto clave de conflicto entre Rusia y Ucrania después de que Moscú se anexionara la península en 2014.
En 2016, Ucrania llevó a Moscú ante el Tribunal Permanente de Arbitraje, donde acusó a Rusia de intentar tomar el control de la zona de forma ilegal. En 2021, Rusia cerró el estrecho durante varios meses.
Mykhailo Podolyak, asesor del jefe de la oficina del presidente de Ucrania Volodymyr Zelensky, describió el derrame de petróleo del mes pasado como un “desastre ambiental a gran escala” y pidió sanciones adicionales contra los petroleros rusos.
La Secretaría de Energía y Ambiente de Río Negro firmó dos nuevos acuerdos de prórroga hidrocarburífera con la empresa Petróleos Sudamericanos S.A. (PS), en uno de los casos en sociedad con JCR S.A., para la explotación de seis áreas ubicadas al norte de la provincia. Los convenios incluyen inversiones totales por casi USD 96 millones y un bono de prórroga más aporte al desarrollo social de USD 8,2 millones. Próximamente, los acuerdos serán remitidos a la Legislatura para su aprobación.
El acto se llevó a cabo en la sede de la Secretaría en Cipolletti, donde el titular del área, junto a representantes de las concesionarias, rubricaron los acuerdos que extienden por diez años las concesiones en los bloques “Centro Este”, “Loma Montosa Oeste”, “Bajo del Piche”, “Barranca de los Loros”, “El Medanito” y “El Santiagueño”.
Estas áreas, con una producción consolidada a noviembre de 2024 de 2.275 barriles diarios de petróleo equivalente (BOE), son clave para la matriz energética provincial. En conjunto, representan el 9,9% de la producción de petróleo y el 4,14% de la producción de gas rionegrino.
Entre los compromisos asumidos por las empresas destacan un plan de inversiones por USD 95,69 millones, que incluye la perforación de 9 pozos, más de 70 intervenciones en pozos existentes y obras de infraestructura para mejorar la capacidad extractiva.
“Estos nuevos acuerdos son fundamentales para fortalecer la actividad hidrocarburífera en nuestra provincia, no sólo por la inversión que impulsará el desarrollo de las áreas, sino también por el impacto directo en el empleo local y las oportunidades que generarán para las empresas rionegrinas, especialmente en servicios asociados a la industria”, destacó Andrea Confini, secretaria de Energía y Ambiente.
Por su parte, el representante de Petróleos Sudamericanos, Alfredo Bonatto, explicó que “este acuerdo representa diez años más de concesión que nos permitirán viabilizar las inversiones pendientes y seguir trabajando para mantener la curva de producción en la provincia. Una vez que la Legislatura lo ratifique, comenzaremos una campaña de perforación y desarrollo en El Santiagueño y avanzaremos con reparaciones en Medanito y Centro Oeste, priorizando siempre la mano de obra local y reforzando nuestra relación con la comunidad de Catriel”.
Los acuerdos seguirán ahora el mismo camino que los dos ya aprobados a fin de año por la Legislatura para otras áreas, y que marcan una política provincial orientada a consolidar la actividad hidrocarburífera como motor económico, promoviendo inversiones sostenibles y priorizando el empleo local. En breve serán elevados por el Gobernador Alberto Weretilneck al ámbito legislativo para su tratamiento.
Datos clave de los acuerdos firmados
Inversión total: USD 95,69 millones.
Bono de prórroga + Aporte al Desarrollo Social: USD 8,2 millones.
Producción actual áreas: 2.275 BOE/día (9,9% de la producción de petróleo y el 4,14% de la producción de gas rionegrino).
Áreas involucradas: “Centro Este”, “Loma Montosa Oeste”, “Bajo del Piche”, “Barranca de los Loros”, “El Medanito” y “El Santiagueño”.
Plazo de prórroga: 10 años, hasta 2036 y 2037 según el bloque.
La última obra del Plan Castello es la Estación Transformadora General Conesa, inaugurada en febrero del año pasado, pero también se incluye a la ET El Solito, más los 140 kms. de Líneas de Alta Tensión que las vinculan.
A partir de su puesta en servicio, se trabajó durante el año en el aprovechamiento de las obras con el fin de consolidar en primer término un proyecto de electrificación rural entre General Conesa y Guardia Mitre. Una iniciativa clave que busca irrigar 20.000 hectáreas productivas en el Valle Inferior y que fue presentado en Guardia Mitre durante un taller de validación organizado por el Ministerio de Desarrollo Económico y Productivo junto con la Secretaría de Energía y Ambiente, en el marco del programa CIAF/AGRO XXI del Banco Mundial.
Desde la Secretaría de Energía Eléctrica explicaron que en paralelo se está trabajando en otro proyecto que saldría desde la ET El Solito hacia Conesa. Contempla la construcción de una doble terna eléctrica de 33 kV en etapas. En forma inicial serían 30 kilómetros de extensión hacia el este, cruzando el río Negro. Esto permitirá ampliar la potencia disponible para los establecimientos agropecuarios del valle de Negro Muerto, favoreciendo la producción de maíz y forrajes, además de mejorar las condiciones de vida de las familias rurales.
Néstor Pérez, secretario de Energía Eléctrica, señaló que “es un paso fundamental para el Valle Inferior y sus alrededores, ya que va a significar un salto en la disponibilidad de potencia para los productores y un mejor servicio para las familias que viven en la zona rural”.
Paralelamente, se está trabajando en la mejora de los caminos rurales o pavimentación de algunas trazas provinciales, como la Ruta 53, un aspecto requerido para reforzar el éxito productivo.
Esta electrificación no sólo representa un avance técnico, sino una apuesta al desarrollo económico y social de una región que ahora tiene la capacidad de duplicar su capacidad productiva, gracias al programa de inversiones más ambicioso en la historia provincial.
El sistema eléctrico empieza a tambalear ante el aumento de las temperaturas. Ante la inminencia de un colapso energético por un consumo histórico de la energía este jueves, el Gobierno recurre a importar electricidad de Brasil, Bolivia y Paraguay para afrontar el aumento de demanda.
En las últimas semanas, cuando el calor comenzó a sentirse con fuerza, el gobierno de Javier Milei intentó poner en marcha el Plan Verano, pero la realidad demostró que la política energética aún está lejos de ser efectiva.
Este lunes, los números hablaron por sí mismos: el consumo alcanzó los 24.500 megavatios hora (MVh), mientras que la potencia disponible superaba los 29.000 MVh. Sin embargo, lo más preocupante es la cantidad de energía importada. Mientras que países como Chile, Bolivia y Paraguay enviaron pequeñas cantidades de electricidad, Brasil aportó más de 1.760 MVh.
La dependencia de la importación de electricidad aumenta la presión sobre el sistema local, y lo más grave, es que la energía importada suele ser mucho más cara que la que se genera en el país. Esto pone en evidencia la fragilidad del sistema energético argentino.
La primera ola de calor del verano ha puesto al límite el sistema eléctrico argentino. El Gobierno, a través de la Secretaría de Energía, comenzó la importación de electricidad desde Brasil, Bolivia y Paraguay para cubrir la creciente demanda, que podría superar el récord histórico de 29.653 MW alcanzado en febrero de 2024.
Durante el pico de demanda, Buenos Aires no aportó ni un solo watt al sistema eléctrico. En cambio, la energía provino de las represas de Comahue y Salto Grande. Esto indica que las cuencas acuíferas, que sufrieron por la sequía en los últimos meses, están comenzando a recuperar niveles adecuados de hidraulicidad. En este contexto, tanto Brasil como las represas argentinas están jugando un papel fundamental para mantener el sistema energético a flote.
La situación podría empeorar. Según los pronósticos de Cammesa, el sistema de abastecimiento enfrentará una creciente demanda hasta el 16 de enero, con temperaturas que podrían superar los 40 grados en varias regiones del país. Si la importación de electricidad no es suficiente, los cortes de energía podrían ser inevitables.
Para enfrentar la contingencia, Argentina importó 2.000 MW de energía desde Brasil, representando casi un 10% del consumo diario. La mejora de la situación hídrica en Brasil, gracias a las lluvias, permitió aumentar su producción hidroeléctrica. Además, se sumaron importaciones menores desde Bolivia y Paraguay. Sin embargo, planes como el uso de barcos generadores de energía flotantes fueron descartados por falta de infraestructura.
En medio de la ola de calor, hay más de 60.000 personas que se encuentran sin suministro eléctrico. Este jueves se esperan temperaturas de 36°, mientras que no hay respuestas por parte de la compañías proveedoras.
El Ente Nacional Regulador de la Energía (ENRE) informó pasadas las 19 que había 33.129 usuarios sin el suministro eléctrico, como consecuencia de las altas temperaturas que llegaron a los 32°C.
De acuerdo con el reporte en tiempo real de la entidad, Edenor funciona casi con normalidad dado que serían alrededor de 3000 usuarios los afectados, mientras que las interrupciones se dan principalmente en Edesur: exceden los 60.000 durante las primeras horas del jueves.
En la Ciudad de Buenos Aires los barrios en donde más se sintió el impacto fueron Flores, Floresta, Mataderos, Parque Avellaneda, Parque Chacabuco, Vélez Sarsfield, Villa Crespo, Villa Luro, Caballito y Villa Soldati.
En cuanto a la provincia de Buenos Aires, se reportaron cortes de electricidad en Almirante Brown, Avellaneda, Berazategui, Esteban Echeverría, Ezeiza, Florencio Varela, General Rodríguez, Guernica, Lomas de Zamora, Moreno, San Justo, San Vicente y Villa Rosa.
Este jueves se espera un pico de consumo teniendo en cuenta que las temperaturas alcanzarán los 36° de máxima, con mínimas cercanas a los 25°C, lo que mantendría los niveles de demanda en niveles extremos. En consumo, podría equivaler a 29.653 MW.
Un apagón masivo o corte de luz puede darse por distintos motivos. Esta situación genera cierto peligro sobre los electrodomésticos del hogar, por lo que es importante saber cómo cuidarlos para no llevarnos una sorpresa desagradable al momento en que retorna el servicio eléctrico.
Además, ante una problemática como un apagón, que puede derivar en un funcionamiento inestable de la corriente, los elementos del hogar están expuestos y su arreglo o respectivo repuesto puede costar caro.
Qué hacer con los electrodomésticos cuando se corta la luz
Apenas se produce el corte, uno de los puntos más importantes es desenchufar los principales aparatos tecnológicos del hogar, lo que permitirá adelantarse a la posible quemadura de algún artefacto. Esto ayudará a proteger un poco algunos elementos que pueden ser de gran costo en caso de necesitar reemplazarlo.
Similar a lo que ocurre con los electrodomésticos, la recomendación es apagar todas las teclas de luces que hayan quedado encendidas cuando se produjo el corte del servicio eléctrico.
De todos modos, puede ser bueno dejar una prendida, para enterarse del momento en que regresa la luz al hogar, aunque se deberá verificar su funcionamiento por varios minutos para confirmar que no hay subidas ni bajadas de tensión. Finalmente, cuando se considere que está estable, ya se puede encender las cosas que se consideren necesarias.
Si bien resulta como una ayuda externa, hay algunos productos que tienen la función de proteger los dispositivos eléctricos de estas problemáticas. Más allá de que representa un gasto extra, por otro lado, puede ahorrar dinero a largo plazo ya que permitirá que no se quemen algunos equipos que significarán un costo mayor después.
Estos protectores de tensión vienen en distintos formatos, por lo que su precio puede variar. Por ejemplo, para un solo enchufe ronda el precio de entre $15.000 y $25.000, mientras que aquellos que permiten conectar tres dispositivos pasan a un valor entre los $35.000 y $65.000.
La jueza Loretta Preska, del Distrito Sur de Nueva York, ordenó este martes a la Argentina entregar la información solicitada por los beneficiarios del fallo por la expropiación de YPF, que el país perdió en primera instancia en el proceso llevado a cabo en Estados Unidos. El pedido incluye datos sobre la ubicación del oro argentino que está en las reservas del Banco Central.
La jueza había declarado en mayo pasado a YPF y al Banco Central como posibles alter ego de la Argentina y ordenó al país proveer información de los últimos dos años para probar la relación de la petrolera y la entidad monetaria con el Estado.
El pedido se produce en medio de las negociaciones entre la Argentina y los demandantes del juicio por la expropiación de YPF, en el que la jueza Preska falló en contra del país y lo obligó a pagar una sentencia de US$ 16.100 millones por indemnización a los fondos Burford Capital y Eton Park.
Si bien la defensa argentina apeló el fallo, nunca depositó la garantía mínima que se pedía para evitar embargos.
Así, mientras transcurre de manera paralela el proceso para que los jueces de segunda instancia revisen la sentencia de Preska en la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York, los demandantes presionan por cobrar su indemnización y piden a la jueza embargar activos del país.
Los beneficiarios del fallo están pidiendo información desde marzo a la Argentina sobre su relación con ciertas entidades manejadas por el Estado, como YPF, Aerolíneas Argentinas, Banco Nación, Arsat, Enarsa y el Banco Central.
La Argentina se opone a entregar cierta información porque dice que no es relevante, mientras los fondos señalan que eso lo tiene que decidir la jueza.
“Preska lanzó una advertencia al país diciendo que ‘se ha invertido más tiempo y dinero en defender la entrega de estos documentos que en realizar dicha entrega’”, dijo Sebastián Maril, director de Research for Traders, quien sigue los juicios contra el Estado en el exterior.
“Los acreedores de los fallos contra YPF están exigiendo detalles como los mensajes SWIFT que revelen resúmenes de cuentas en instituciones bancarias específicas que hayan realizado o recibido pagos en nombre de la República. También están solicitando información sobre cuentas soberanas tanto en Argentina como en Estados Unidos, incluso si estas cuentas pudieran estar protegidas contra embargos”, precisó Maril.
Garantìa de pago
Para que la Argentina pudiera evitar el embargo de fondos, la jueza Preska determinó una garantía de pago que solicitaron los fondos.
Esa garantìa equivalía a entregar un tercio de las acciones de YPF y un supuesto crédito a favor con Paraguay por la construcción de la represa de Yacyretá.
Ninguna de las opciones era viable para el Estado, ya que para entregar o vender acciones de YPF es necesario tener la aprobación del Congreso.
El Gobierno convocó para el próximo 6 de febrero a una audiencia pública para fijar los nuevos precios de las tarifas de transporte y distribución de gas. Allí habrá, entre otros, dos puntos clave para la administración libertaria: se avanzará con una fórmula automática de ajuste y se buscará impedir los cortes para los usuarios que no paguen tasas municipales, algo que tiene al ministro de Economía Luis Caputo en guerra con los intendentes bonaerenses.
Mediante la Resolución 16/2025 del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), publicada en el Boletín Oficial, se pretende dejar “claro que la facultad de corte del servicio (de gas) sólo podrá ser ejercida cuando el incumplimiento involucrare la falta de pago de los conceptos vinculados a la prestación del servicio“.
Con ese objeto, el Enargas convocó a la audiencia pública con la propuesta de tratar -entre otros asuntos- una “modificación del Reglamento de Servicio de Distribución en relación con los conceptos vinculados a la facultad de corte de servicio por falta de pago”. Es decir, se cambiará el reglamento del servicio para alentar a que los contribuyentes paguen sólo los conceptos relacionados con el servicio de gas y no consideren esencial pagar las tasas municipales que se incluyan en la factura de ese servicio.
La pelea entre Caputo y los intendentes se remonta al año pasado, cuando el ministro empezó a emitir diversas resoluciones para desalentar que los usuarios paguen las tasas municipales que aparecen en las facturas de servicios. No sólo eso, sino que amenazó con cerrar sucursales del Banco Nación en los distritos que insistan con el cobro de tasas.
Pero la prohibición del cobro provocó una reacción en cadena de los intendentes de Unión por la Patria en el conurbano, que presentaron recursos judiciales para que se les permita sortear esa veda dispuesta. Y una docena de ellos consiguieron fallos favorables, que les permitirán por ahora mantener las percepciones locales atadas a facturas como las de Edesur y Edenor.
Tras la última amenaza del ministro con recortar fondos coparticipables que envía a las provincias si no bajan las tasas, un grupo de jefes comunales salieron al cruce del funcionario, algunos recordando su rol de “endeudador” en el Gobierno de Mauricio Macri.
Por otra parte, en la audiencia se debatirá una nueva fórmula de ajuste tarifario automático para el servicio que llevan adelante TGN, TGS, Metrogas, Naturgy y Camuzzi, entre otras empresas. En 2024, las boletas de gas subieron 531%, en promedio.
De esta manera, el Ministerio de Economía busca poner en marcha la revisión quinquenal de tarifas (RQT) de transporte y distribución de gas. Es un mecanismo por el cual se determinan las inversiones que tienen que hacer las empresas, por un lado, y se establece la fórmula de ajuste de las tarifas que el Estado tiene que cumplir. Es decir, se busca darles previsibilidad a las empresas y a los usuarios acerca de cómo serán los aumentos y con qué frecuencia se aplicarán.
Luego de un inicio de verano con temperaturas templadas, el 2025 llegó con un aumento en el mercurio por una ola de calor que afecta a la región. En este contexto, esta semana podría registrarse un hito en demanda energética y Edgardo Volosín, director ejecutivo de Edenor, se refirió al impacto que puede tener el uso simultáneo de aires acondicionados llamando a un uso responsable de la energía.
Este jueves se estima que la temperatura máxima puede superar los 35 grados y la sensación térmica ser aún más alta, por lo que Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) estima que la demanda podría llegar a los 29.662 megawatts (MW), superando la marca histórica de los 29.653 MW que se registró en febrero de 2024.
Volosín, en diálogo con Urbana Play, detalló cuales son los desafíos que presenta el sistema energético en este contexto de alta demanda. “Se espera que este jueves la temperatura alcance los 36 grados, lo cual no es el pico más alto que hemos visto históricamente, pero sí pone estrés en el sistema eléctrico por diversos factores”, indicó el director de Edenor.
Cabe señalar que enero suele ser un mes con menor consumo en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) por la temporada de vacaciones, pero sin un consumo responsable puede presentarse un escenario complejo. “El problema principal no es solo la cantidad de energía que se consume, sino cómo se consume. El uso de aires acondicionados es uno de los factores más críticos”, indicó Volosín.
En este sentido, agregó: “Muchas veces entramos a una casa y vemos que hay tres o cuatro aparatos prendidos al mismo tiempo, incluso en habitaciones donde no hay personas. Esta simultaneidad genera un impacto muy alto en el sistema”. Remarcó, también, que los aires acondicionados pueden representar hasta un 25% del consumo eléctrico en momentos de alta demanda: “Ese 25% usado de manera simultánea tiene un impacto altísimo. Si bien puede parecer un porcentaje relativamente bajo, en el contexto de un sistema que ya está exigido, la simultaneidad lo sobrecarga y produce efectos no deseados”.
En cuanto al incremento de la demanda, Volosín señaló que “el aumento es de un 3% anual y esto se ha sostenido por años. Esto genera la necesidad de dotar al sistema de transporte de mayor capacidad y confiabilidad para poder atender ese crecimiento natural”. Al mismo tiempo, indicó que las inversiones recientes no alcanzan para cubrir los años de desfinanciamiento: “Venimos de décadas de atraso tarifario que generaron una falta de inversión. Esto dejó al sistema en una situación frágil, con el 40% de las instalaciones al final de su vida útil”.
En el caso de Edenor, Volosín valoró la calidad del servicio que ofrece la empresa: “Los índices de calidad actuales son los mejores desde que Edenor comenzó a operar en 1992. Se miden con parámetros internacionales como la cantidad y duración promedio de los cortes por año, y en ambos casos hemos logrado mejoras significativas”.
Además, se refirió a las importaciones de energía: “Esto es algo habitual en momentos críticos. Hemos importado energía de Brasil durante muchos años, y en otros casos, también desde Chile, Uruguay y Bolivia. Siempre que las razones sean técnicas, estas operaciones se realizan sin problemas”. En cuanto a las tensas relaciones diplomáticas con Brasil, Volosín remarcó que “estas cuestiones se manejan de manera técnica, no política. Nunca hemos tenido inconvenientes con Brasil por razones que no fueran estrictamente técnicas”.
El Ministerio de Energía y Minería, a través de la Secretaría de Estado de Hidrocarburos, se encuentra enfocada actualmente en la intervención y participación de los cambios que están aconteciendo las Cuencas del Golfo San Jorge y Austral, con el fin de lograr transiciones ordenadas que fomenten la actividad, atento a las directivas pautadas por el gobernador Claudio Vidal.
De esta manera, durante el año 2024, se buscó construir un escenario de transición progresiva, que permitiera dar continuidad de las operaciones en las concesiones, incentivando el desarrollo de la industria y la generación de empleo genuino en Santa Cruz.
Es por ello que los objetivos giraron en torno al sostenimiento de los niveles de producción, contrarrestando la tendencia declinatoria; el mantenimiento y la generación de puestos de trabajo; el incentivo del desarrollo de áreas maduras, a través de proyectos de secundaria, terciaria y licitaciones de áreas vacantes; como así también la gestión de acuerdos que garantizaran la continuidad de la actividad, de manera prolongada.
También se trabajó en el incremento de las actividades de contralor y la fiscalización de los yacimientos, preservando el medio ambiente; ampliar el horizonte energético provincial, a través de la exploración de nuevas áreas, haciendo especial hincapié en el potencial de la nueva ventana productiva no convencional de la formación Palermo Aike, con la posibilidad de atraer nuevos inversores; en el aumento de la participación de empresas locales, proveedoras de insumos y prestadoras de servicios; junto al fomento permanente de la capacitación de los operarios del sector.
Para alcanzar estos objetivos, en el último semestre del año, se concretó la cesión de áreas Koluel Kaike – El Valle y Piedra Clavada, de Pan American Energy a Crown Point, comprometiendo para este desarrollo, una inversión de 41,5 millones de dólares hasta el 2026 en la producción de petróleo y gas; logrando además la implementación de un programa de trabajo contingente, que incluye la perforación de diez pozos adicionales, entre otras actividades, lo que implicaría una inversión de 90,8 millones de dólares.
Por su parte, PAE se comprometió a mantener sus operaciones en Cerro Dragón, avanzando con la exploración del área vecina Meseta Cerón Chico, ambas ubicadas en el norte de Santa Cruz, destacándose que en 2024 la compañía se encuentra ejecutando un plan de inversiones que alcanzará aproximadamente 90 millones de dólares en el año, lo que incluye la perforación de 22 pozos de desarrollo, un plan de 25 intervenciones de pozos en Cerro Dragón, y un pozo exploratorio en el área Meseta Cerón Chico, este último que de resultar exitoso, se podría desarrollar en los próximos años un potencial plan de trabajo de 35 pozos productores e inyectores en dicha área.
Además, luego de un largo proceso de trabajo y en conjunto con el impulso de la nueva gestión, se ha logrado culminar con el otorgamiento de prórrogas en las áreas El Valle, cuyo concesionario es Ingeniería Alpa S.A., y Anticlinal Aguada Bandera, perteneciente a Quintana E & P, logro a destacar dado que implica el desarrollo de áreas marginales en la Cuenca del Golfo San Jorge, garantizando la continuidad de la actividad y el compromiso de nuevas inversiones en las mismas.
En relación a las posibilidades y expectativas que representa la producción no convencional, con los primeros resultados de la exploración en la formación Palermo Aike, se busca producir de manera sostenida, y alcanzar acumuladas de hidrocarburos equivalentes a otras cuencas en desarrollo, por lo que el principal desafío es reducir costos operativos, a medida que la producción aumenta y lograr su rentabilidad.
Para alcanzar esta meta, se trabaja fuertemente en promocionar su potencial, y con esto, la nueva ventana productiva en la Cuenca Austral con la posibilidad de atraer nuevos inversores y, en consecuencia, aprovechar los múltiples beneficios para la Provincia, en lineamiento con los objetivos marcados por el gobernador Claudio Vidal.
Cabe destacar que este pozo se encuentra en el yacimiento Cañadón Deus, un área dentro de la Concesión El Cerrito, con una inversión que rondó los 60 millones de dólares, representando el primer pozo no convencional tipo shale, a través de la asociación entre YPF y CGC. Cuenta con una profundidad vertical de aproximadamente 3.500 metros, una rama horizontal de 1000 metros e implicó 12 etapas de fracturas. La perforación comenzó el día 20 de octubre de 2023 y finalizó el 21 de febrero de 2024.
Con este panorama, la empresa YPF anunció días atrás ante el Gobernador el inicio de la exploración No Convencional en las áreas La Azucena y El Campamento Este, también en la zona de Palermo Aike, abarcando con sísmica 3D mas de mil kilómetros cuadrados, que generará alrededor de 110 nuevos puestos de trabajo, lo que sumado al resultado obtenido del Maypa.x-1, en caso de ser positivo, fomentará una aceleración en dichos compromisos y abrirá nuevos horizontes de inversión no convencional.
Desde la Secretaría se hace un permanente seguimiento de los permisos exploratorios, a los efectos de garantizar el cumplimiento de las inversiones propuestas, y de este modo continuar sosteniendo la producción.
En materia de inspecciones, se buscó aumentar la presencia de representantes de la Autoridad de Aplicación en cada uno de los campos, asegurando un mayor control de desvíos encontrados. Es así que en la CGSJ, se realizaron 71 inspecciones, distribuidas en un 51% YPF, 31% CGC Energía, 1% PAE, 1% Alianza, y el resto a Quintana e Ing. Alpa. En CA se realizaron 52 inspecciones distribuidas en un 50% CGC, 37% Interoil, 12% Enap – se inspeccionaron todas las plataformas – y el resto a Petrofaro.
Las tareas abarcan controles de rutina en plantas de tratamientos de crudo; certificación de volúmenes entregados entre empresas operadoras; control de calibración de puntos de medición de venta de petróleo y gas en condición de venta; control de calibración de puntos de medición de gas combustible; control de actividad en equipos de perforación y terminación; control de Producción y de compromisos de inversiones declaradas por concesionarias, sobre todo en el marco de los trámites de cesión de áreas mencionados previamente; entre otras.
Finalmente, también desde la Secretaría, se lleva adelante el control de regalías, y atento a las modificaciones a la Ley Nacional, se estableció una nueva metodología de cálculo para la determinación del canon hidrocarburífero, por lo que se iniciaron reclamos – en 2024 – por aproximadamente por USD 2.500.000.
En paralelo, se cobraron reclamos por ajustes de precios a PAE, por USD 578.000; a YPF por USD 4.000.000; y a CGC por USD 143.000.
La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de Nación aprobó el ingreso al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de los parque solares Aconcagua, de 90 MW y Aconcagua III, de 25 MW, ambos ubicados en Luján de Cuyo.
Con esta aprobación, ambos parques se conectarán al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y la provincia da un paso más hacia su meta de duplicar su capacidad de generación de energías limpias, llegando a un total de 1000MW de potencia solar.
“La Empresa Mendocina de Energía ha desarrollado y colaborado en proyectos, atrayendo inversiones privadas. La gran expansión de proyectos solares es posible gracias a la construcción y puesta en operación de la Línea de Alta Tensión Cruz de Piedra, que nos permite ampliar la capacidad de transporte”, afirmó Pablo Magistocchi, presidente de Emesa.
“Cruz de Piedra no solo permite ampliar la capacidad de transporte eléctrico al Sistema Argentino de Interconexión sino que además equilibra las cargas eléctricas de las fuentes renovables intermitentes”, explicó.
Cabe recordar que la Línea de Alta Tensión Cruz de Piedra, un tendido de 22 kilómetros de doble terna de 220 KV, es una obra proyectada hace más de 40 años que se concretó en 2024 y aporta estabilidad a la red de todo Cuyo, permitiendo que se puedan ejecutar grandes inversiones en energías renovables, con cero emisiones.
Magistocchi confirmó que, con estas obras, Mendoza va a duplicar la capacidad de generar energía eléctrica. “En un esfuerzo público privado, se están ejecutando más de 1000MW de potencia solar con capitales de origen privado”, sostuvo.
Seis parques solares y un objetivo: más energía y menos emisiones
De esta forma, Mendoza consolida su posición como líder en el desarrollo de proyectos sostenibles. Gracias al trabajo conjunto entre la Empresa Mendocina de Energía (Emesa) y el Ministerio de Energía y Ambiente, se ha logrado atraer inversiones privadas que fortalecen el sector con iniciativas que generan energía limpia y emisiones cero.
Este éxito es resultado de una planificación estratégica que promueve la diversificación de la matriz energética de Mendoza potenciando fuentes renovables. Al ingreso de Aconcagua y Aconcagua III al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) se suma la primera solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) de 2025 para el Parque Solar El Quemado, un proyecto con una inversión superior a los 200 millones de dólares.
El proyecto El Quemado fue desarrollado por Emesa en cuatro etapas de 100 MW cada una. En 2023, YPF Luz adquirió el proyecto de referencia y estima una inversión de 230 millones de dólares para la primera etapa, que tiene proyectadas más inversiones con ampliaciones a futuro.
A estas obras energéticas se suman:
Malargüe. Cercano a la ciudad cabecera de ese departamento, fue construido por Genneia, con capacidad de generar 93 MW. Este proyecto ya comenzó a operar este inicio de 2025.
Anchoris. Con capacidad para generar 180 MW, que se inyectarán en su totalidad a la red gracias a un acuerdo con Cammesa. También ejecutado por Genneia, se encuentra en etapa de construcción avanzada. Entra en operación en 2025.
El Marcado 1. Desarrollado por la Federación de Cooperativas Eléctricas Nuevo Cuyo, tendrá una capacidad de 5 MW y entra en operación en 2026.
San Rafael (Agua del Toro). La empresa Genneia se hacer cargo de la construcción. Tendrá capacidad de generar 200MW. Entrará en operación en 2026.
Mendoza Sur (Diamante). Estará a cargo de Genneia y tendrá capacidad de 345 MW. Entrará en operación en 2029.
El ministro de Energía de Santa Cruz, Jaime Álvarez, analizó la situación de YPF en la provincia, señalando los efectos de la desinversión de años anteriores y destacando la necesidad de avanzar en políticas que impulsen el desarrollo del sector petrolero.
Según la agencia de noticias especializadas en energía, Econojournal, “la deficiente gestión de la petrolera durante el gobierno de Alberto Fernández fue incapaz de adecuar su estructura de costos a la declinación productiva de los campos maduros, que se convirtieron en activos anti-económicos”.
Es importante recordar que durante este período, YPF estuvo bajo la dirección del santacruceño y ex vicegobernador Pablo González, quien tuvo a su cargo todas las decisiones para la empresa. Esto, según especialistas y funcionarios, llevaron a Santa Cruz a un escenario de desinversión sostenida durante varios años, derivando en la actual crisis del sector.
En referencia a esta situación, el ministro de Energía de Santa Cruz, Jaime Álvarez, sostuvo: “Esto que dice el medio nacional es real, y nosotros lo venimos diciendo, no desde ahora. El gobernador Vidal, como líder del sindicato de Petroleros Privados y como diputado nacional, lo denunciaba todos los días desde hace varios años”.
El ministro también cuestionó las decisiones de la gestión anterior frente a YPF: “Pablo González, como presidente de la empresa y como santacruceño, tendría que haber priorizado mayores inversiones en la provincia. Debería haber iniciado la transición buscando terceros inversores en el borde de la cuenca. Pero no se hizo. Sólo se dilataron los tiempos, dejando a Santa Cruz en una situación de declinación continua en su producción petrolera. González destinó el 85% de la inversión de YPF a Vaca Muerta y, cuando exploró recursos no convencionales en Santa Cruz, lo hizo en un área de terceros y no en una propia de YPF”, expresó.
Respecto a las consecuencias para la provincia, el editorial de Econojournal agregó: “Una herencia no deseada que se engendró, en realidad, bajo responsabilidad de gestiones anteriores que no fueron capaces de incentivar la inversión petrolera en la provincia ni en edificar un proyecto de desarrollo que sea consistente en el tiempo”.
Para Álvarez, “la realidad es una sola, y es la que nos toca vivir hoy. No buscamos culpables, estamos trabajando para resolverlo, pero tampoco podemos dejar de refrescar la memoria de la gente”, concluyó el ministro.
El Gobierno convocó a una audiencia pública para fijar los nuevos precios de las tarifas de transporte y distribución de gas junto con la metodología de futuros ajustes periódicos, mediante la Resolución 16/2025 publicada este martes en el Boletín Oficial.
La convocatoria realizada por el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) fue dispuesta para el jueves 6 de febrero a partir de las 9:00 horas, de manera virtual, tal como vienen realizándose en las últimas oportunidades.
El llamado a la audiencia se da en el marco del actual procedimiento de revisión tarifaria llevado adelante por el mencionado ente y abarca a todas las Licenciatarias de Transporte y de Distribución de gas de todo el país.
La normativa especificó que la instancia participativa se llevará a cabo con “el objeto de poner a consideración: 1) Revisión Quinquenal de Tarifas de transporte y distribución de gas; 2) Metodología de ajuste periódico de las tarifas de transporte y distribución de gas; 3) Modificación del Reglamento de Servicio de Distribución en relación con los conceptos vinculados a la facultad de corte de servicio por falta de pago”.
Al argumentar la decisión, aclaró que “la participación de la ciudadanía y de las prestadoras de los servicios de transporte y distribución de gas es previa a la adopción de la decisión pública, y coadyuva a que sean ponderados conforme la normativa de aplicación, las exposiciones o presentaciones que se formulen”.
De esta manera, el Ejecutivo se dispone a cumplimentar la revisión del sistema de ajuste de tarifas estipulado cada cinco años para fijar las nuevas tarifas máximas en materia de transporte y distribución de gas.
Las tarifas se deberán ajustar a determinados principios
a) Proveer a los transportistas y distribuidores que operen en forma económica y prudente, la oportunidad de obtener ingresos suficientes para satisfacer todos los costos operativos razonables aplicables al servicio, impuestos, amortizaciones y una rentabilidad razonable.
b) Deberán tomar en cuenta las diferencias que puedan existir entre los distintos tipos de servicios, en cuanto a la forma de prestación, ubicación geográfica, distancia relativa a los yacimientos y cualquier otra modalidad que el ente califique como relevante.
c) El precio de venta del gas por parte de los distribuidores a los consumidores, incluirá los costos de su adquisición.
d) Sujetas al cumplimiento de los requisitos precedentes, asegurarán el mínimo costo para los consumidores compatible con la seguridad del abastecimiento.
En cuanto a la reformulación del punto 11, inciso a), apartado iii) del Reglamento de Servicio de Distribución, el texto oficial precisó que la misma es conveniente “a fin de que quede claro que la facultad de corte del servicio sólo podrá ser ejercida cuando el incumplimiento involucrare la falta de pago de los conceptos vinculados a la prestación del servicio, conforme la determinación que efectuare la Autoridad Regulatoria”.
Ante el inminente pico de calor que impactará en todo el país, el presidente de Edenor, Edgardo Volosín, advirtió que “no es sólo la cantidad de energía que se consumirá” sino también la forma.
“El problema principal no es solo la cantidad de energía que se consume, sino cómo se consume. El uso de aires acondicionados es uno de los factores más críticos”, afirmó el ejecutivo durante una entrevista radial.
“Este jueves la temperatura alcanzará los 36 grados, lo cual no es el pico más alto que tuvimos históricamente, pero sí pondrá estrés en el sistema eléctrico por diversos factores”, señaló
Ayer, CAMMESA alertó a través de un comunicado sobre la situación que se enfrenta esta semana en materia energética.
“Muchas veces en una casa vemos que hay tres o cuatro aparatos prendidos al mismo tiempo, incluso en habitaciones donde no hay personas. Esta simultaneidad genera un impacto muy alto en el sistema”, explicó Volosín.
Precisó que estos aparatos en simultáneo pueden tomar el 25% del consumo eléctrico en momentos de alta demanda.
“Ese 25% usado de manera simultánea tiene un impacto altísimo. Si bien puede parecer un porcentaje relativamente bajo, en el contexto de un sistema que ya está exigido, la simultaneidad lo sobrecarga y produce efectos no deseados”, agregó.
En ejecutivo volvió a cargar las tintas sobre la desinversión en el pasado por la política tarifaria aplicada: “Venimos de décadas de atraso tarifario que generaron una falta de inversión. Esto dejó al sistema en una situación frágil, con el 40% de las instalaciones al final de su vida útil”.
Con relación a lo que viene, Volosín señaló que es habitual que se importe energía de países limítrofes.
“Esto es algo habitual en momentos críticos. Hemos importado energía de Brasil durante muchos años, y en otros casos, también desde Chile, Uruguay y Bolivia. Siempre que las razones sean técnicas, estas operaciones se realizan sin problemas”, señaló
Consultado sobre si la relación diplomática actual con Brasil podría complicar estos intercambios, Volosín minimizó esa posibilidad: “Estas cuestiones se manejan de manera técnica, no política. Nunca hemos tenido inconvenientes con Brasil por razones que no fueran estrictamente técnicas”.
El presidente de Edenor dijo que “la Secretaría de Energía está trabajando en un análisis para definir con mayor precisión qué usuarios deben ser subsidiados. Esto incluye poner un tope al consumo subsidiado para sectores medios y ajustar los requisitos para acceder a la tarifa social”, explicó.
“Lógicamente, con los aumentos en las tarifas, uno esperaría que los usuarios sean más cuidadosos con el consumo de energía, pero no estamos viendo eso en la práctica. El aire acondicionado, por ejemplo, se ha convertido en una necesidad para muchas personas, incluso en contextos donde antes ni se consideraba”, ejemplificó Volosín.
Mientras el Servicio Meteorológico Nacional advirtió sobre una importante ola de calor durante esta semana en casi todo el país, desde el sector energético advirtieron que se pueden batir récords históricos en demanda de energía de todo el país. Y como consecuencia de ello, aparece el temor de todos los veranos: los cortes en el servicio.
A partir de este martes por la tarde, en la región del Área Metropolitana, las temperaturas comenzarán a subir de manera fuerte y se prevé un pico de 37°C para el jueves. En el interior de la provincia de Buenos Aires habrá máximas de 36 grados, aunque en algunas localidades como Bolívar o Pehuajó podría trepar hasta 38 el miércoles.
En este contexto, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), en el último informe semanal, informó que “la demanda tiene alta probabilidad de alcanzar o superar los récords vigentes de energía y potencia (597.7 GWh y 29.653 MW)”.
En este sentido y para que el servicio no se resienta como suele ocurrir durante los últimos veranos, se tendrá en cuenta la posibilidad de importación de energía. Y los primeros a los que se les consultará para comprar serán Brasil, Uruguay, Bolivia y Chile. Dependiendo, claro está, de la disponibilidad que haya en cada uno de los países. Hasta el momento, y según publicaron “las condiciones de transporte y distribución están en condiciones normales”.
De acuerdo a las previsiones publicadas, la peor situación se prevé para este jueves. Se estima que habrá “un pico de demanda” de 29.662 MW, en lo que sería un nuevo récord. El máximo histórico de consumo de energía fue el 1° de febrero del año pasado: 29.653 MW.
Con el informe publicado, las administradoras del servicio eléctrico avisan de antemano que la “altísima demanda” puede provocar algunos cortes en el servicio.
La empresa argentina PCR y la filial local de ArcelorMittal Acindar han dado un paso significativo en el desarrollo de energías renovables en el país. Ambas compañías presentaron una solicitud para inscribir su nuevo proyecto de parque eólico en Olavarría dentro del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).
Este parque eólico tendrá una potencia instalada de 180 megavatios en su primera etapa y estará destinado a abastecer las plantas industriales de ArcelorMittal Acindar. La energía generada fortalecerá la sostenibilidad y reducirá las emisiones de carbono en las operaciones industriales de la compañía.
El ministro de Economía, LuisCaputo, fue el encargado de anunciar oficialmente el proyecto a través de la red social X. “Nuevo RIGI presentado. Parque eólico en Olavarría de 180 megavatios por 255 millones de dólares. Los accionistas son PCR y Acindar”, destacó, resaltando la importancia de esta inversión para el desarrollo energético del país.
Martín Brandi, CEO de PCR, destacó la relevancia de este proyecto: “El Parque Eólico Olavarría tiene un factor de capacidad muy atractivo gracias a la calidad del recurso eólico de la región. Además, su infraestructura traerá externalidades positivas para el país y la región, posicionándonos como protagonistas en la transición energética.”
Por su parte, Federico Amos, CEO de ArcelorMittal Acindar, subrayó la evolución de la visión estratégica de la empresa: “Desde 2021, pasamos de ser consumidores a inversores en energías renovables. La experiencia en el Parque San Luis Norte con PCR fue fundamental para consolidar esta nueva inversión. Nuestro foco está en generar un impacto positivo para las personas y el planeta.”
Ambos CEOs coincidieron en que la alianza entre las compañías se basa en valores compartidos y una visión conjunta a largo plazo. “La complementariedad y la experiencia previa nos permitieron sentar las bases para este nuevo parque,” afirmó Brandi, mientras que Amos enfatizó: “Estas acciones refuerzan nuestra apuesta por la descarbonización y por un futuro más sostenible.”
El proyecto
Este proyecto no es la primera colaboración entre PCR y ArcelorMittal en energías renovables. Ambas empresas ya son socias en GEAR I, un parque híbrido de energía eólica y solar ubicado en San Luis, con una capacidad de 112,5 megavatios.
El parque eólico de Olavarría es considerado un proyecto estratégico debido a su capacidad y al impacto que tendrá en la matriz energética argentina. Además de este emprendimiento, PCR y ArcelorMittal planean expandir el Parque San Luis Norte, incorporando un parque solar con una capacidad adicional de 18 megavatios.
El RIGI, implementado este año en Argentina, es una herramienta clave para atraer inversiones de gran envergadura mediante incentivos fiscales y beneficios adicionales. Este marco ha sido crucial para que proyectos como el de Olavarría puedan avanzar.
ArcelorMittal, una de las siderúrgicas más grandes del mundo, ha intensificado sus esfuerzos por reducir las emisiones de carbono en sus operaciones. Este nuevo parque eólico refuerza su estrategia global de sostenibilidad y transición hacia energías limpias.
Por su parte, PCR continúa consolidándose como un líder en el desarrollo de energías renovables en Argentina. Su trayectoria abarca proyectos eólicos, solares e hidroeléctricos, posicionándola como un actor clave en la transición energética del país.
El impacto local del proyecto también es relevante. Se estima que la construcción y operación del parque de Olavarría generará cientos de empleos directos e indirectos, impulsando la economía de la región y beneficiando a la comunidad local.
La construcción del parque está programada para iniciar en los próximos meses, una vez que obtenga la aprobación final del RIGI. Las empresas han establecido un cronograma ambicioso que prevé la puesta en marcha de la primera etapa en un plazo de dos años.
La colaboración entre empresas nacionales e internacionales para promover proyectos de esta magnitud marca un hito en la búsqueda de la sostenibilidad en Argentina. Además, subraya la importancia de las energías renovables en la lucha contra el cambio climático y la independencia energética.
El sector energético argentino está experimentando una transformación significativa, con un enfoque cada vez mayor en las fuentes renovables. Proyectos como el de Olavarría refuerzan la posición del país en el mapa global de las energías limpias.
Este tipo de iniciativas no solo contribuyen a reducir las emisiones de carbono, sino que también generan impactos positivos en el desarrollo económico y social de las comunidades involucradas.
Con una inversión de 255 millones de dólares, el parque eólico de Olavarría se perfila como uno de los proyectos más importantes del sector renovable en Argentina.
La experiencia de PCR y ArcelorMittal en el desarrollo de proyectos similares garantiza que este emprendimiento se llevará a cabo con altos estándares de calidad y sostenibilidad, consolidando su liderazgo en el sector energético.
La confianza de los inversores en Argentina alcanzó su punto más alto, incluso a pesar de las caídas en Wall Street. La reciente colocación de bonos por parte de YPF es prueba de ello. La petrolera estatal logró captar un monto récord de USD 1.100 millones a diez años, con una tasa anual del 8,5%, considerada más que atractiva en el actual contexto económico.
En esta transacción participaron cuatro bancos internacionales —BBVA, Deutsche Bank, Itaú BBA y Santander— como coordinadores globales, junto con Latin Securities, liderada por Eduardo Tapia. La elevada demanda permitió superar las expectativas iniciales, logrando no solo un monto mayor, sino también tasas más bajas de las previstas.
Del total obtenido, USD 750 millones se destinarán a refinanciar deuda con vencimiento en julio, mientras que el resto será utilizado para financiar nuevas inversiones de la compañía. Este éxito posiciona a YPF como un referente para futuras operaciones del propio Gobierno, que busca reducir su riesgo país, actualmente en 580 puntos, para emular transacciones similares en los mercados internacionales.
Además, esta operación evidenció el “riesgo corporativo” más favorable de las empresas argentinas, con un diferencial de 400 puntos básicos frente al riesgo país del país. Los analistas destacan que esta brecha podría cerrarse en los próximos meses si se mantiene el interés internacional por los activos locales.
Por su parte, los tours de inversores por Buenos Aires continúan activos incluso en enero, un mes inusual para este tipo de visitas. Muchos de los que no participaron del rally alcista de acciones y bonos en 2023 ahora buscan evaluar si todavía están a tiempo de aprovechar las oportunidades.
Técnicas Reunidas, la reconocida empresa de ingeniería española, ha sido adjudicada con un contrato por 440 millones de dólares (unos 424 millones de euros) para trabajar en el proyecto de Vaca Muerta, uno de los mayores yacimientos de petróleo y gas no convencionales del mundo. Así lo informó la compañía este jueves.
El proyecto, ubicado en el centro de Argentina, abarca 30.000 kilómetros cuadrados y constituye el mayor desarrollo petrolero del país. Técnicas Reunidas se encargará de los servicios de ingeniería, compras y gestión de la construcción de una terminal de almacenamiento y despacho de hidrocarburos, situada en Punta Colorada, provincia de Río Negro.
La terminal contará con una capacidad de almacenamiento de 600.000 metros cúbicos, distribuidos en cinco tanques. Además, tendrá una capacidad de despacho de 62.000 metros cúbicos diarios mediante dos monoboyas que permitirán la carga de buques tanque.
Inversiones y Proyección a Futuro
El contrato adjudicado por VMOS, sociedad participada por YPF, Vista Energy Argentina, Pampa Energía, Chevron Argentina y Pan American Sur, representa una inversión total de 440 millones de dólares. De este monto, más de 70 millones (67,5 millones de euros) se destinarán a los servicios de ingeniería y gestión.
Sin embargo, el costo total de la terminal, financiado por YPF y sus socios, alcanzará los 1.800 millones de dólares (1.736 millones de euros). Además, el desarrollo global del proyecto, que incluye la construcción de un oleoducto de exportación de crudo de 437 kilómetros, demandará una inversión estimada de 3.000 millones de dólares (casi 2.900 millones de euros).
Trabajo y Planificación
Los trabajos a cargo de Técnicas Reunidas serán realizados por ingenieros de los centros que la compañía tiene en Madrid, Argentina y Chile, y requerirán casi un millón de horas de trabajo. Según informó la empresa, el contrato se enmarca dentro del plan estratégico ‘Salta‘, presentado en mayo, enfocado en minimizar los riesgos durante la construcción.
Operación Comercial en 2027
VMOS, la sociedad responsable del desarrollo del proyecto, tiene como objetivo iniciar la operación comercial de la terminal en julio de 2027. Este hito incluirá el funcionamiento de la terminal de carga y descarga, monoboyas interconectadas y un patio de tanques y almacenaje.
La adjudicación de este contrato posiciona a Técnicas Reunidas como un actor clave en el desarrollo de infraestructura energética en Argentina. Su participación en Vaca Muerta refuerza la capacidad del país para incrementar su potencial exportador de hidrocarburos y consolidar su liderazgo en el mercado energético regional.
El Gobernador Alfredo Cornejo recibió la semana pasada a Jason Arceneaux, representante de ARC Energy, empresa interesada y oferente en el proceso que permitirá el saneamiento y privatización de IMPSA.
También participó en el encuentro la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, quien aseguró que “en el día de hoy se alcanzó un hito significativo en el proceso licitatorio para la venta de las acciones de IMPSA pertenecientes al Fondep y a la provincia”.
Así, la funcionaria señaló que “la empresa ARC, oferente en este proceso, ha mostrado un firme interés en capitalizar la compañía y devolverla a su histórico nivel de liderazgo en el sector, tanto a nivel nacional como internacional”.
Luego del encuentro, Latorre también mencionó que el representante de ARC y de IAF ha mantenido desde hace tiempo un diálogo constante con el Gobierno provincial. De esta manera, destacó su intención de adquirir las acciones, fortalecer la estructura empresarial de IMPSA y recuperar el ritmo de trabajo e inversión que la ha caracterizado durante décadas.
Proceso de adjudicación definitiva y traspaso de acciones
El Comité de Adjudicación realizó la preadjudicación de las acciones, paso clave sujeto al cumplimiento de las condiciones establecidas por el comité evaluador de la licitación. Este comité, integrado por representantes de la provincia y del Fondep, evaluó de manera satisfactoria la oferta presentada por ARC, así como las mejoras propuestas por la empresa durante el proceso.
De cumplirse todas las condiciones comprometidas por ambas partes antes del viernes 31 de enero, se espera avanzar hacia la adjudicación definitiva y la firma del contrato de traspaso de acciones en los próximos días.
El Gobierno provincial celebra este avance y confía en que, bajo la administración privada de ARC, IMPSA recupere su potencial como líder en su sector, impulsando el desarrollo económico y productivo en la región.
Mendoza sigue dando pasos firmes para incrementar su actividad hidrocarburífera y mantener en producción las áreas maduras: la Compañía General de Combustibles (CGC) llegó a un acuerdo preliminar para ceder las operaciones de las áreas Piedras Coloradas y Cacheuta a VenOil y ya solicitó el permiso formal al Gobierno de Mendoza, que debe autorizar por decreto.
Estos acuerdos, por los que empresas más pequeñas se hacen cargo de áreas maduras en las que aún se puede producir, permiten revitalizar campos maduros, incrementar la producción, atraer nuevas inversiones y generar impacto económico positivo en las comunidades mendocinas.
“VenOil hace una propuesta de inversión similar a la comprometida por CGC en el pedido actual de prórroga. Lo interesante es que hay operadores nuevos, operadores quizás de una escala un poco menor, pero que tienen la capacidad de inversión para emular a los grandes y poner en valor los recursos hidrocarburíferos provinciales. VenOil es una industria que tiene sus raíces y sus antecedentes en Mendoza, por lo cual también nos pone muy orgullosos de que siga creciendo nuestra provincia con trabajadores mendocinos y con la visión de arraigo y desarrollo que queremos”, afirmó el subsecretario de Energía y Minería del Ministerio de Energía y Ambiente, Manuel Sánchez Bandini.
“Ambas áreas tienen una producción conjunta que supera los 200 metros cúbicos diarios y las concesiones tienen vencimientos programados en 2025 y 2026 respectivamente. Junto con la solicitud de autorización, VenOil ha presentado un plan de inversiones orientado a revitalizar estas áreas. De aprobarse la cesión, este plan también será evaluado para considerar la prórroga de las concesiones”, explicó el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.
“Este entendimiento es parte de un proceso natural en la industria de hidrocarburos en Argentina, donde las grandes empresas están ajustando su enfoque hacia activos de mayor interés estratégico, abriendo oportunidades para que empresas más pequeñas asuman la operación de áreas consideradas marginales por las grandes operadoras”, amplió.
“Lo más importante es que existe una transformación de la cadena de valor hacia una mayor eficiencia, menores costos y prolongación de la explotación de estos recursos en el tiempo”, agregó Sánchez Bandini.
Una tendencia en alza
Un ejemplo de esta tendencia es el Proyecto Andes de YPF. La empresa concentra su esfuerzo en activos estratégicos como Vaca Muerta en Neuquén, mientras transfiere áreas convencionales a operadores especializados. Este modelo busca optimizar la producción y revitalizar campos maduros mediante inversiones focalizadas y planes de desarrollo sostenibles.
En Mendoza, esta dinámica también se refleja en casos recientes como la cesión de áreas en Malargüe de Phoenix Global Resources a Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) y la transferencia del área Vega Grande a la operadora local G&G Service SRL. Estas iniciativas permiten que empresas de menor escala impulsen la actividad, maximizando el valor de activos considerados secundarios por operadores más grandes.
En línea con esta estrategia, CGC está enfocando sus proyectos en Palermo Aike, en la provincia de Santa Cruz, donde se desarrolla el potencial de la cuenca austral. Este redireccionamiento permite a empresas como VenOil, con experiencia en campos maduros, enfocarse en la optimización de áreas como Piedras Coloradas y Cacheuta, con planes de inversión específicos que buscan maximizar la producción y el impacto económico regional.
“Estamos entusiasmados con este entendimiento, que representa un paso significativo en nuestra estrategia de expansión. Piedras Coloradas y Cacheuta ofrecen un alto potencial, y nuestra intención es implementar prácticas responsables que optimicen su desarrollo. Esperamos avanzar tan pronto como se emita el decreto provincial”, afirmó Gustavo Naves, presidente y director ejecutivo de VenOil.
Por su parte, Pablo Chebli, codirector ejecutivo de CGC, comentó: “El acuerdo con VenOil refuerza nuestra visión de colaboración y nuestro compromiso en la búsqueda de maximizar la producción y el desarrollo remanente de las áreas maduras, dando a cada área el foco necesario”.
El avance de este acuerdo está sujeto a la aprobación y decreto provincial, que habilitaría formalmente la cesión de las áreas.
Acerca de VenOil
VenOil Energía es una empresa petrolera argentina especializada en el desarrollo de campos maduros, con sólida trayectoria en la industria del oil & gas. Tiene su sede en Luján de Cuyo y opera campos petroleros en las provincias de Mendoza y Santa Cruz.
Acerca de Compañía General de Combustibles (CGC)
CGC es una empresa argentina de energía dedicada a la exploración, producción, distribución de hidrocarburos y transporte de gas. Desde hace más de 100 años, está comprometida con crear valor de manera sustentable para las comunidades, sus colaboradores, proveedores, accionistas y clientes.
En el marco del compromiso asumido por el gobernador Ignacio “Nacho” Torres centrado en el impulso de las energías renovables en Chubut; la Subsecretaría de Energías Renovables de la Secretaría de Infraestructura, Energía y Planificación del Gobierno del Chubut trabaja en la difusión, control e implementación de sistemas de energía renovable en diversos puntos de la provincia.
Con este fin, en noviembre se inspeccionaron los sistemas fotovoltaicos instalados en albergues estudiantiles ubicados en Chacay Oeste, Blancuntre, Cushamen, Fofo Cahuel y Costa Del Lepá; y en las plantas de campamentos educativos de Piedra Parada y Lago Puelo.
Además, el equipo técnico instaló siete sistemas fotovoltaicos domiciliarios a pobladores rurales de la zona de Aldea Epulef, a través del departamento Eolo Chubut.
El proyecto presentado y aprobado oportunamente por el Comité Ejecutivo del Consejo Federal de la Energía Eléctrica, busca instalar 30 sistemas de generación fotovoltaica domiciliaria (SFD) a pobladores rurales dispersos de las comunas rurales de Aldea Epulef y Colan Conhué.
La población objetivo es aquella que habita en las áreas cercanas a las comunas, y que, ya sea por razones técnicas y/o económicas, no se proveen del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), ni de la generación abastecida por la Dirección General de Servicios Públicos.
Dicho equipamiento está conformado por un panel solar policristalino de 310 watts, un regulador solar MPPT/max display 20A y una batería plomo-ácido de 12 volt-110 Ah. La instalación eléctrica se realizó con luminarias de tecnología LED, con el propósito de disminuir el consumo sin sacrificar calidad de iluminación. De esta manera se dispondrá de energía suficiente para el uso de siete luminarias LED y un TV LED y su decodificador, en caso de que el usuario cuente con el adecuado inversor.
La experiencia adquirida ha demostrado que el abastecimiento de servicio eléctrico a la población rural dispersa mediante la instalación de sistemas individuales de generación renovable resulta factible, puesto que satisface las necesidades energéticas de dicha población, sin perjuicio de las mejoras que pudieren surgir en el futuro.
Capacitación a docentes
Asimismo se realizó la capacitación “Transición Energética: Escuela y Comunidad” en la Escuela Secundaria Nº 706 “Gregorio Mayo” de Río Mayo.
“Lo que me deja este encuentro es que el tema energías renovables es importante, que la transición energética tiene que ver con una responsabilidad humana del cuidado del planeta, y espero que nos sirva en el futuro del desarrollo social también para combatir problemas como es la pobreza extrema y la modernización de los lugares donde vivimos”, señaló el profesor de Ciencias Económicas, Julio Martínez.
La actividad puso de relieve el rol que tiene la escuela tanto en la recuperación de la identidad local para la transmisión y producción de conocimientos como en la construcción de hábitos relacionados con el uso de la energía. Del mismo modo que la comunidad educativa es un componente fundamental para multiplicar y fortalecer los procesos de concientización local.
Shell, segunda mayor productora de petróleo de Brasil con un promedio de 450.000 barriles de crudo diarios el año pasado, ha anunciado que planea para 2025 una perforación en una de sus concesiones y el desarrollo de un nuevo campo petrolero en el país.
El desarrollo del nuevo campo, llamado Gato do Mato, depende de la decisión de la dirección de la empresa, que se tomará entre marzo y abril, según afirmó el presidente de Shell Brasil, Cristiano Pinto da Costa, en una rueda de prensa.
Gato do Mato es una prometedora concesión en la cuenca marina de Santos, en el sureste del país, que Shell se adjudicó hace más de una década en calidad de operadora, con el 50% de participación, y tiene como socios a la colombiana Ecopetrol (30%) y a la francesa TotalEnergies (20%).
El proyecto para este campo prevé la instalación de una plataforma con capacidad para producir 120.000 barriles diarios de petróleo y la futura explotación de gas natural en navíos.
“Si la decisión de inversión es aprobada la previsión es que Gato do Mato entre en operación al final de la década”, dijo Pinto da Costa.
La inversión de Shell
El ejecutivo no divulgó el valor de la inversión, pero recordó que en las últimas décadas Shell invirtió un promedio anual de entre 1.000 y 1.500 millones de dólares en Brasil.
Shell también planea perforar en el primer trimestre el pozo exploratorio Ariranha, en una concesión en la cuenca marina de Campos que se adjudicó en consorcio con Chevron, con una sonda que ya está a camino de Brasil.
El ejecutivo agregó que en 2025 será la primera vez en dos décadas que Shell tendrá dos sondas en operación en Brasil, una en Ariranha y la otra, para mejorar la producción, en el mantenimiento de las diez bombas del Parque de las Conchas, su principal activo en Brasil y en donde ha extraído 230 millones de barriles de petróleo en los últimos quince años.
Shell también espera un aumento de su producción en las concesiones en las que su socia Petrobras es la operadora.
En el campo de Mero, en el presal de la cuenca de Santos y en el que tiene una participación del 19,3%, el consorcio encabezado por Petrobras puso en funcionamiento en octubre una tercera plataforma de producción, con capacidad para extraer 180.000 barriles diarios, y este año tiene planeada instalar una cuarta plataforma que ya salió de China y tiene la misma capacidad.
Y en Atapú, una concesión también en el presal de la cuenca de Santos en la que tiene una participación del 16,7%, la operadora Petrobras pondrá en operación este año una segunda plataforma con capacidad para 225.000 barriles diarios.
Shell cuenta con 14 plataformas de explotación en aguas profundas activas en Brasil, que se encuentra entre los cinco países con un mayor volumen de producción para la multinacional.
TGS anunció que incrementará en un 50% la capacidad de sus gasoductos como parte de un plan de expansión. La iniciativa busca acompañar el crecimiento de la producción en Vaca Muerta, así como la apertura de nuevos mercados internacionales.
La decisión fue confirmada por Marcelo Mindlin, CEO de Pampa Energía, en una entrevista brindada a Judy Shaw para el segmento NYSE Floor Talk, realizada en la Bolsa de Nueva York con motivo del 30º aniversario de la cotización de TGS en ese mercado.
En la entrevista, Mindlin detalló que se construirán nuevas plantas de procesamiento de gas y que TGS aumentará su capacidad de transporte en un 50%.
Con más de 9.300 kilómetros de gasoductos que atraviesan siete provincias, TGS conecta los principales yacimientos con los centros urbanos de consumo. En la última década, la empresa consolidó su presencia en Neuquén con la construcción de la Planta Tratayén y un sistema de gasoductos de 183 kilómetros en Vaca Muerta, publicó el portal Pregón Energético, con información de LM Neuquén.
El CEO de Pampa Energía subrayó que la compañía no solo trabaja en la ampliación de sus gasoductos, sino también en nuevas plantas de procesamiento diseñadas para extraer líquidos como propano, butano y etano del gas producido en la cuenca. “Estas inversiones son esenciales para monetizar las enormes reservas que tenemos y para consolidar a Argentina como un jugador clave en el mercado energético”, afirmó.
La expansión en capacidad de transporte y procesamiento se alinea con la meta de duplicar las exportaciones argentinas en los próximos cinco o seis años, proyectando ingresos similares a los que genera el campo con las exportaciones agrícolas, estimados en 35.000 millones de dólares.
TGS anunció que incrementará en un 50% la capacidad de sus gasoductos como parte de un plan de expansión. La iniciativa busca acompañar el crecimiento de la producción en Vaca Muerta, así como la apertura de nuevos mercados internacionales.
La decisión fue confirmada por Marcelo Mindlin, CEO de Pampa Energía, en una entrevista brindada a Judy Shaw para el segmento NYSE Floor Talk, realizada en la Bolsa de Nueva York con motivo del 30º aniversario de la cotización de TGS en ese mercado.
En la entrevista, Mindlin detalló que se construirán nuevas plantas de procesamiento de gas y que TGS aumentará su capacidad de transporte en un 50%.
Con más de 9.300 kilómetros de gasoductos que atraviesan siete provincias, TGS conecta los principales yacimientos con los centros urbanos de consumo. En la última década, la empresa consolidó su presencia en Neuquén con la construcción de la Planta Tratayén y un sistema de gasoductos de 183 kilómetros en Vaca Muerta, publicó el portal Pregón Energético, con información de LM Neuquén.
El CEO de Pampa Energía subrayó que la compañía no solo trabaja en la ampliación de sus gasoductos, sino también en nuevas plantas de procesamiento diseñadas para extraer líquidos como propano, butano y etano del gas producido en la cuenca. “Estas inversiones son esenciales para monetizar las enormes reservas que tenemos y para consolidar a Argentina como un jugador clave en el mercado energético”, afirmó.
La expansión en capacidad de transporte y procesamiento se alinea con la meta de duplicar las exportaciones argentinas en los próximos cinco o seis años, proyectando ingresos similares a los que genera el campo con las exportaciones agrícolas, estimados en 35.000 millones de dólares.
El Índice de producción industrial minera (IPI minero) subió 3,7% en noviembre, respecto de igual mes de 2023, informó este jueves el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec).
De acuerdo con el indicador, el acumulado enero-noviembre de 2024 presentó un aumento de 6,1% respecto a igual acumulado del año anterior. En noviembre, el índice de la serie desestacionalizada mostró además una baja de 0,3% respecto al mes anterior.
Se destacó la extracción de 6.759,2 toneladas de carbonato de litio, que representan una suba de 46,2% respecto al mismo mes de 2023.
En tanto, la extracción de minerales metalíferos tuvo una suba de 3,2% respecto a igual mes de 2023 y una disminución de 3,7% en el acumulado enero-noviembre. La extracción de petróleo crudo registró una suba de 12,1% respecto a igual mes de 2023 y en el acumulado enero-noviembre aumentó 10,4%.
En noviembre, se extrajeron 1.470,9 miles de m3 de petróleo crudo convencional y 2.091,5 miles de m3 de petróleo crudo no convencional, que presentan, respectivamente, una disminución de 4,2% y una suba de 27,2% con relación a igual mes del año anterior.
La extracción de gas natural arrojó una suba de 0,7% respecto a igual mes de 2023, mientras que en el acumulado enero-noviembre de 2024 obtuvo un incremento de 5,1% respecto.
En noviembre, se extrajeron 1.500,9 millones de m3 de gas natural convencional y 2.313,8 millones de m3 de gas natural no convencional, que presentan, respectivamente, un aumento de 0,5% y 0,8% con relación a igual mes del año anterior.
El Índice de producción industrial minera (IPI minero) subió 3,7% en noviembre, respecto de igual mes de 2023, informó este jueves el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec).
De acuerdo con el indicador, el acumulado enero-noviembre de 2024 presentó un aumento de 6,1% respecto a igual acumulado del año anterior. En noviembre, el índice de la serie desestacionalizada mostró además una baja de 0,3% respecto al mes anterior.
Se destacó la extracción de 6.759,2 toneladas de carbonato de litio, que representan una suba de 46,2% respecto al mismo mes de 2023.
En tanto, la extracción de minerales metalíferos tuvo una suba de 3,2% respecto a igual mes de 2023 y una disminución de 3,7% en el acumulado enero-noviembre. La extracción de petróleo crudo registró una suba de 12,1% respecto a igual mes de 2023 y en el acumulado enero-noviembre aumentó 10,4%.
En noviembre, se extrajeron 1.470,9 miles de m3 de petróleo crudo convencional y 2.091,5 miles de m3 de petróleo crudo no convencional, que presentan, respectivamente, una disminución de 4,2% y una suba de 27,2% con relación a igual mes del año anterior.
La extracción de gas natural arrojó una suba de 0,7% respecto a igual mes de 2023, mientras que en el acumulado enero-noviembre de 2024 obtuvo un incremento de 5,1% respecto.
En noviembre, se extrajeron 1.500,9 millones de m3 de gas natural convencional y 2.313,8 millones de m3 de gas natural no convencional, que presentan, respectivamente, un aumento de 0,5% y 0,8% con relación a igual mes del año anterior.
La Secretaría de Energía actualizó este jueves el precio del biodiésel, destinado para la mezcla obligatoria por ley con el gasoil, a través de la Resolución 2/2025 publicada en el Boletín Oficial. Se espera que esta subida de precio empuje hacia arriba a los precios del combustible.
Con la actualización, el precio mínimo de adquisición del biodiésel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil quedó en $ 1.085.887 por tonelada para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de enero de 2025 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El valor anterior, establecido el pasado 3 de diciembre, era de $ 1.064.595 por tonelada, de modo que el aumento fue de un 2%.
La normativa gubernamental determinó que el plazo de pago del biodiésel no podrá exceder, en ningún caso, los 7 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
Al mismo tiempo, aclaró que el nuevo precio fijado “es el valor mínimo al cual deberán ser llevadas a cabo las operaciones de comercialización en el mercado interno”.
Desfasajes
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 en el contexto actual, fijando excepcionalmente un precio que se ajuste a dicha necesidad”.
En el caso del bioetanol, tanto el elaborado a base de caña de azúcar como el elaborado a base de maíz, destinado a su mezcla obligatoria con la nafta, aún no se publicaron nuevos valores para el primer mes del año, por lo que todavía rigen los precios de diciembre.
En el último mes de 2024 se fijó el precio mínimo de adquisición por litro del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar en $ 703,804. Mientras que para el precio de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz, el valor está en $ 645,061.
Los precios de los biocombustibles son parte de los costos que se reflejan en los surtidores, por lo que cada variación en los mismos puede implicar en una suba de los valores de la venta de nafta y gasoil al público. En esta oportunidad, el precio del gasoil podría exhibir el impacto con un aumento en el corto plazo.
El Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables de Cuyo (SPJC) denunció despidos masivos en la empresa de servicios de pozos petroleros San Antonio.
La entidad sindical acusó a la firma de desafiar los acuerdos establecidos sobre el personal en condición stand by y confirmó el envío masivo de telegramas en todo el territorio mendocino. De concretarse esta medida alcanzaría a unos 300 trabajadores, de manera directa e indirecta.
“La empresa San Antonio viene menoscabando la estabilidad laboral de sus empleados desde el 4 de septiembre del año pasado, cuando presentó un plan preventivo de crisis y este sindicato lo rechazó ante la Secretaría de Trabajo de la Nación, debido a que se trataba de un claro incumplimiento al acuerdo de Stand By firmado con la operadora YPF”, sostuvo el gremio en un comunicado.
La organización que conduce Julián Matamala lamentó la actitud de la empresa de avanzar con los despidos a pesar de las «numerosas» ocasiones en las que se intentó resolver la situación que atraviesa el sector.
Además denunció que San Antonio ofreció a los trabajadores “únicamente un 50% de indemnización y sin haber concluido el acta del Stand By, que se extiende hasta el 31 de enero de 2025″. “Como sindicato, denunciamos enérgicamente el accionar irresponsable de la empresa San Antonio, que ha tomado esta decisión final sin considerar las graves consecuencias de su impacto, después de haber mantenido a todo su personal en una angustiante incertidumbre durante 8 meses”, manifestó Matamala.
La situación de San Antonio se trata de una conducta incompatible con el sector petrolero provincial, pero también refleja una alarmante falta de respeto hacia la mano de obra de la industria y hacia los trabajadores que dependen de ella, entiende el sindicato.
“Después del apoyo fundamental que brindó esta institución durante la crisis global causada por la pandemia, y de haber logrado reactivar el 100% de su actividad, ahora enfrentamos esta nueva amenaza. Si esta empresa persiste con estos anuncios perjudiciales, tomaremos las medidas necesarias para impedir que continúe operando en nuestro territorio provincial”, sostuvo el líder sindical.
La lamentable medida se suma a la situación que atraviesa el sector por las áreas maduras de YPF que no logran traspasarse aún, como viene advirtiendo este sindicato, hace semanas. “Seguimos sin recibir novedades sobre el traspaso de las áreas maduras”, afirmó Matamala.
Ante el aumento de estafas digitales, Camuzzi, la mayor distribuidora de gas natural de Argentina, emitió una alerta a sus usuarios con el objetivo de prevenir fraudes y proteger información personal. La empresa destacó la importancia de estar atentos a prácticas engañosas que intentan suplantar su identidad en redes sociales y otros medios digitales.
Camuzzi instó a sus usuarios a desconfiar de promociones, descuentos o avisos urgentes que lleguen a través de redes sociales, especialmente desde cuentas que aparentan ser oficiales, como “Camuzzi Argentina” o “Camuzzi Gas Natural”. Estas suelen incluir números de WhatsApp que buscan obtener información personal o iniciar gestiones fraudulentas.
La empresa aclaró que no realiza promociones ni gestiones a través de llamadas, mensajes privados o redes sociales, y que todas las transacciones deben realizarse únicamente mediante sus canales oficiales o en sus oficinas comerciales. Además, advirtió sobre estafas que simulan atender a sectores específicos como jubilados o pensionados, a través de supuestas áreas de atención.
Camuzzi recordó que nunca solicitará contraseñas ni datos sensibles. Recomendó:
Cambiar contraseñas regularmente y evitar combinaciones predecibles.
No reutilizar la misma contraseña en diferentes plataformas.
No ingresar a links ni descargar aplicaciones si estos provienen de contactos sospechosos.
Si se recibe un mensaje sospechoso por SMS o WhatsApp, se sugiere eliminar el mensaje y bloquear el número.
La seguridad en internet comienza con conexiones confiables:
Priorizar redes seguras y evitar el uso de Wi-Fi público o abierto.
Cerrar sesión al finalizar el uso de cualquier aplicación o plataforma.
Verificar siempre la URL al escanear un código QR y asegurarse de que dirija al sitio oficial.
Los códigos QR maliciosos son cada vez más comunes, y Camuzzi advirtió que estos podrían redirigir a sitios diseñados para robar datos.
Validación de personal autorizado
Si un operario de Camuzzi visita el domicilio, los usuarios pueden verificar su identidad ingresando el número de DNI en la web oficial de la empresa (www.camuzzigas.com.ar) o llamando a los números 0800-999-0800 y 0810-999-0800.
Ante cualquier duda, los usuarios pueden comunicarse directamente al 0810-555-3698, disponible de lunes a viernes, de 8.00 a 18.00.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) convocó a dos audiencias públicas para definir aumentos en las tarifas de luz hasta 2030 y la calidad del servicio eléctrico. Pero también exigió a Edenor y Edesur invertir para reducir un 40% los cortes de luz.
El martes 28 de enero se lanzará la convocatoria para debatir los parámetros de distribución, con una audiencia programada para el jueves 27 de febrero por streaming. Días antes, el miércoles 22 de enero, se abrirá el juego para el transporte, con su respectiva audiencia pautada para el martes 25 de febrero.
El Gobierno se jugará entonces una carta clave para definir los próximos 5 años del transporte y la distribución de energía eléctrica en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Y lo hará a través de estas audiencias que prometen abrir una discusión polémica.
Allí se analizará la calidad de servicio que deben tener los usuarios de Edenor, Edesur y Transener; las inversiones necesarias para mejorar la red y reducir la duración y frecuencia de los cortes de luz; y el financiamiento vía aumentos de tarifas que estiman las empresas para el período que irá desde abril de 2025 hasta marzo de 2030.
Según las resoluciones del ENRE, el objetivo es reducir en un 40% la duración y la frecuencia de los cortes de luz en los municipios más afectados del Gran Buenos Aires. Las metas para 2030 son ambiciosas: entre 2,8 y 3,3 horas de interrupciones y entre 1,2 y 1,4 cortes por semestre. “En algunas comunas de la Ciudad, donde el servicio es mejor, también se busca una mejora del 30%”, adelantaron desde el ENRE.
Ahora bien, estas metas son teóricas, porque los indicadores actuales muestran una prestación muy por debajo de lo esperado. “Hay una falta de generación energética y suena improvisado estar pendiente de la situación climática”.
Además, mediante un régimen de sanciones crecientes, el ENRE busca que las empresas no descuiden a ningún usuario ni a ninguna zona en particular.
Las tarifas de luz, bajo la lupa
La discusión tarifaria también está sobre la mesa. El lunes 31 de marzo, el ENRE publicará los nuevos cuadros tarifarios, vigentes desde el 1 de abril. La estrategia del Gobierno es que haya aumentos mensuales por debajo de la inflación pasada.
En este caso, las boletas para hogares no superarán el 9,9%, aunque en los pasillos oficiales aseguran que podría ser incluso menor.
Aquí surge la presión de las empresas del sector. Edenor, Edesur, Transener y otras grandes firmas buscan que el Gobierno habilite incrementos mensuales permanentes para evitar que sus ingresos queden atrasados frente a la inflación.
Y además, reclaman también un marco regulatorio sin margen para la discrecionalidad oficia y su cumplimiento, ya que, creen los empresarios, que es fundamental para volver a ser “sujetos de crédito”, mantener en términos reales el valor de sus inversiones y poder cumplir a mediano y largo plazo con los bancos que financien la mejora de sus redes y las prestaciones de los servicios públicos.
La rentabilidad cambia
El ENRE también ajustó la tasa de rentabilidad de Edenor y Edesur, que pasará del 10,31% actual al 6,22% después de impuestos. “La justificación es la baja del riesgo país, que reduce los costos de financiamiento”, explicaron desde el ente regulador.
El panorama está servido: tarifas, calidad del servicio, inversión y rentabilidad. Cuatro temas que cruzan el corazón del AMBA y que definirán si los usuarios seguirán padeciendo cortes de luz o si finalmente verán una mejora tangible en su servicio.
La petrolera YPF alcanzó un valor bursátil de 20.700 millones de dólares este martes, gracias a que el precio de la acción trepó a un máximo de US$ 46,79 en la Bolsa de Nueva York, en un contexto de crecimiento de actividad en Vaca Muerta y la vuelta a récords de producción que no se alcanzaban en el país desde hace más de 20 años.
Según replicó el diario Clarín, es la mayor valuación nominal de la empresa desde mayo de 2011 (sin contar la inflación en dólares de Estados Unidos), casi un año antes de la estatización del 51% de sus acciones por parte del gobierno de Cristina Kirchner a Repsol, en abril de 2012.
Los dos grandes saltos recientes que tuvo la acción de YPF ocurrieron en noviembre de 2023, con la elección de Javier Milei como Presidente y el cambio de expectativa de los inversores en relación con la Argentina, y a partir de septiembre de 2024, cuando empezó a hacer efecto en la economía el blanqueo de capitales (que movió inversiones hacia activos financieros) y la baja del riesgo país, que desató un boom en las acciones.
“El valor de la acción depende de 4 factores: un excelente programa económico del Gobierno nacional: el programa imbatible que tenemos en YPF con una misión muy clara; el Plan 4×4, que ya es una marca registrada, con un cambio muy fuerte en la gestión de activos que se orienta al foco en la rentabilidad y la gestión de valor; y, por último, la dedicación a comunicar y dar a conocer lo que hacemos”, considera Horacio Marín, presidente y CEO de la compañía.
Por qué crece la acción de YPF
El principal cambio en estos 14 meses fue el aumento en los precios de los combustibles (nafta y gasoil), los productos refinados con los que YPF obtiene la mayor parte de sus ingresos. A principios de noviembre de 2023, la nafta súper costaba unos 30 centavos de dólar a la cotización “libre”, lo que provocó una crisis de desabastecimiento en medio de la campaña electoral. Ahora la nafta cuesta US$ 0,90 y está casi a los niveles de paridad de importación.
Por otro lado, con el “Proyecto Andes”, YPF se desprendió de una decena de yacimientos convencionales de petróleo y gas para enfocarse en los no convencionales (shale), que tienen una mayor rentabilidad. La empresa vendió su negocio de lubricantes en Brasil y está a punto de cerrar su salida de Chile.
Además, está por darle un mandato a un banco internacional para buscar compradores de su participación en Metrogas (70% del total), cuyo valor bursátil ronda los 950 millones de dólares.
En cuanto a la producción, YPF tuvo un 2024 de crecimiento en petróleo y gas en Vaca Muerta. Arrancó el año pasado con 111.000 barriles por día (bpd) de producción propia y lo cerró con unos 150.000 barriles diarios; mientras que en todo el país es propietario de 273.600 barriles por día -a noviembre 2024-, con un salto interanual del 7,2%, de acuerdo a los datos de la consultora Economía & Energía.
Con mirada en el futuro, esa nueva producción de petróleo crudo se dedicará plenamente a la exportación. Desde mediados de 2023 la industria está vendiendo sus excedentes a Chile mediante el Oleoducto Trasandino (Otasa) y a principios de este año comenzará la construcción del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) con un costo cercano a los 3.000 millones de dólares, que permitirá exportar a partir de 2027 más de 500.000 barriles diarios, el equivalente a todo el consumo nacional.
Por otro lado, YPF alcanzó un acuerdo con Shell para vender 10 millones de toneladas por año de Gas Natural Licuado (GNL) a través de dos barcazas que harán la licuefacción. La decisión final de inversión, que confirmará el proceso para no tener marcha atrás, sería a finales de este año.
En ese sentido, Marín viajó a Israel, Japón, Corea del Sur, China e India para negociar contratos de abastecimiento -offtakers- que le den sustento al proyecto Argentina LNG.
El Gobierno oficializó este miércoles la aprobación del primer proyecto que ingresará al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) por un monto apenas superior a los US$211 millones, mediante la Resolución 1/2025 publicada en el Boletín Oficial.
La inversión que obtuvo el aval gubernamental definitivo al cumplimentar todos los pasos previstos es el “Parque Solar El Quemado y Anexos” por una capacidad instalada total de 305 megavatios (MW), que se desarrollará en la provincia de Mendoza por la empresa Luz del Campo S.A.
La implementación de la iniciativa se llevará a cabo en dos etapas. En la primera se avanzará con la instalación de paneles solares bifaciales en 350 hectáreas por una capacidad instalada de 200 MW, mientras que en la segunda instancia se prevé completar la capacidad total planeada.
El proyecto implica una inversión total de US$211.600.072, de los cuales en el primer y segundo año contados desde la fecha de solicitud de adhesión se emplearán US$204.544.000, “cumplimentándose el 40% del monto mínimo de inversión definido para el sector de energía”.
Asimismo, quedó estipulado que de la inversión total, unos US$94.076.795 serán abonados a proveedores del exterior, mientras que la suma restante de US$117.523.278 será cancelada a proveedores locales. Además, se fijó que la fecha límite comprometida para alcanzar el monto mínimo de inversión en activos computables es el 30 de enero de 2027.
En el análisis realizado para determinar la viabilidad de la inversión, el Banco Central consideró que la misma “no afecta la sostenibilidad del sector externo ni tampoco resulta significativo su impacto en las reservas internacionales” y también señaló que “no se considera que el proyecto pueda afectar negativamente, por sus efectos cambiarios, los objetivos de desarrollo económico y estabilidad financiera”.
En paralelo, la entidad bancaria sostuvo que “en el caso que se diera la sustitución de importaciones planteada una vez que entra en producción, el balance cambiario resultaría positivo considerando los tres años iniciales del proyecto, ya que los gastos de operación a partir de la puesta en marcha son locales”.
Al mismo tiempo, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) y la Secretaría de Energía evaluaron la iniciativa y concluyeron que la misma “cumple con los requisitos y objetivos del RIGI”.
El Gobierno nacional autorizó la venta de las acciones de la empresa siderúrgica IMPSA S.A a la compañía de capitales estadounidenses ARC Energy.
“La Comisión Evaluadora de las ofertas para la venta de Impsa – integrada por el Fondep del Ministerio de Economía, la Agencia de Transformación de Empresas Públicas y la provincia de Mendoza – resolvió recomendar la preadjudicación de las acciones de la compañía en poder del Estado nacional y provincial al consorcio IAF cuyo socio principal es Arc Energy”, indicó la Secretaría de Comercio en un comunicado de prensa.
El parte oficial señala que “IAF ofertó US$ 27 millones en concepto de aporte de capital sujeto a un cronograma de integración de acuerdo a las necesidades de la empresa y solicitó un plazo hasta el 31 de enero para obtener el refinanciamiento de la deuda que guarda con los acreedores de Impsa, que alcanza la cifra de US$ 576 millones”.
La oferta aprobada fue la única presentada luego de un largo proceso para lograr la privatización de la empresa.
“En su análisis, la Comisión concluyó que se acreditaron las condiciones de idoneidad, capacidad económica y financiera de los principales accionistas de IAF para cumplir con la capitalización que requiere Impsa y su gerenciación; que se mantuvo la vigencia del seguro de caución para garantizar la oferta que se realizó; y que la misma se adecua a las necesidades que presenta la empresa para que esté en marcha y operativa”, añadió Comercio.
Además indicó que “IAF deberá obtener la conformidad de los acreedores para la renegociación de la deuda y en caso de que se cumpla con la condición, se procederá a la redacción del contrato de compra venta de acciones y su posterior transferencia”.
Comercio detalló que “el capital de IMPSA, empresa fundada en 1907, se integra con tres tipos de acciones: las clase A, en manos de la familia Pescarmona con un 5,3%; las clase B, en manos de los acreedores con un 9,8%; a través de sendos fideicomisos de garantía, y las acciones clase C, que pertenecen al FONDEP en un 63,7% y el 21,2% restante a la provincia de Mendoza”.
“La decisión de desprenderse de las acciones en poder del sector público se encuentra alineada con el objetivo de déficit cero del Gobierno nacional y la no asignación de recursos federales a empresas privadas, abriendo así la posibilidad de que la empresa continúe la actividad de forma saneada en un marco de economía de mercado. La provincia de Mendoza, manifestó su voluntad explícita de acompañar la decisión del gobierno federal”, aseguró el parte oficial.
IMPSA se dedica a la fabricación de equipos tales como turbinas, grúas, reactores abasteciendo a los sectores de metalurgia, de generación de energía y tecnología.
YPF lanzó el jueves 2 de enero una oferta de recompra de sus Obligaciones Negociables (ON) clase XXXIX, que cotizan como YCA6O y que vencen en julio de 2025, por un total en circulación de US$ 757 millones.
Para atraer a esos tenedores de sus bonos, pagará un “premio”: por cada 100 dólares nominales, ofrecerá US$ 101,95, más los intereses proporcionales devengados al 16 de enero. El plazo para adherirse a la oferta vence el 15 de enero.
Para poder pagar esa recompra, la petrolera lo que hará es, a su vez, realizar una nueva emisión de bonos, que llevarán por nombre clase XXXIV y serán por hasta US$ 1.000 millones. Tendrán vencimiento en 2034, y se amortizarán en 3 cuotas consecutivas desde enero de 2032. La emisión está destinada a inversores calificados, pagará intereses semestrales y licitará por precio, explicaron en PPI.
“Con un remanente total de US$ 757 millones y dada la baja liquidez del bono, esta propuesta representa una oportunidad atractiva de salida para los inversores”, sostuvo Cohen Sociedad de Bolsa en un informe.
En el prospecto de recompra, en un mensaje a los bonistas que no acepten la propuesta, YPF aclaró que tiene la intención de rescatar todas las ON que sigan en circulación tras la oferta, según publicó el diario Clarín.
El gobernador Rolando Figueroa se reunió el domingo 5 de enero en el paso internacional Pichachén con el entrante gobernador de la región chilena de Biobío, Sergio Giacaman. Durante el encuentro, ambos mandatarios ratificaron la importancia del paso para la integración de Argentina y Chile.
“Es un hecho fundamental el encontrarnos en la frontera porque creemos que estos países tienen que crecer hermanados, y esa hermandad se fomenta día a día, se riega, es una hermandad fecunda. Estamos convencidos de que lo vamos a lograr y de que este paso va a ir adquiriendo otra relevancia en el transcurrir del tiempo”, manifestó Figueroa.
El gobierno del Biobío está construyendo en estos momentos una Aduana para el paso Pichachén, por lo que el gobernador neuquino señaló: “Nosotros estamos apostando a que esa Aduana sea unificada, que pueda ser utilizada por ambos países”, y agregó que Neuquén “ya está proyectando las posibilidades de crecimiento de toda esta región norte”. Esto incluye la pavimentación de rutas que permitirán una llegada más rápida y segura hasta el paso fronterizo, para lo que se busca financiamiento a través del Banco Mundial.
Figueroa remarcó que la provincia de Neuquén y la región de Biobío “han construido una amistad que se lleva en el ADN de ambos lados de la cordillera y eso lo tenemos que trasladar también a la economía”. “Hoy los neuquinos tenemos la posibilidad de proveer de gas al mundo, lo que incluye a Chile. Esto va a requerir una reconstrucción de un vínculo de confianza que se ha roto por incumplimiento de contratos de provisión en determinados momentos”, enfatizó. Actualmente el gasoducto trasandino tiene capacidad ociosa, lo que podría revertirse rápidamente con la creciente producción de gas que tiene Vaca Muerta.
“Para mí es un orgullo estar acompañando en la asunción a Sergio y en la despedida también a un amigo que ha sido Rodrigo (Diaz Worner, gobernador saliente del Biobío), un amigo de Neuquén, un amigo de años, que siempre ha contribuido a poder fortalecer estos lazos de hermandad”, finalizó.
Por su parte, Sergio Giacaman, señaló que “esta reunión muestra la continuidad en la relación con la provincia del Neuquén” y agregó que “no basta solo mirar la historia o pensar en el futuro, sino que esto también se construye en lazos entre personas, por lo que vine al punto donde se conectan nuestros países a recibir al gobernador de Neuquén para construir una relación fecunda entre nuestras naciones, y particularmente entre la provincia de Neuquén y la región del Biobío”.
Enarsa volvió a exigir el pago de la millonaria deuda contraída por Distrigas S.A. durante las gestiones de María Belén García (2020-2022) y Karina Saúl (2022-2023).
La deuda acumulada, que asciende a $13 mil millones, responde a la falta de cumplimiento de compromisos de pago con la distribuidora nacional. Según el actual presidente de Distrigas S.A, Marcelo de La Torre, esta situación “genera una coyuntura muy difícil para el crecimiento de la empresa”.
“El tiempo nos apremia. Estamos realmente preocupados porque hemos presentado varias propuestas de pago, pero todas fueron rechazadas. La presión es cada vez mayor y debemos evitar que esta situación termine en juicio. Si esto avanza, podría derivarse en retenciones automáticas para la provincia, algo que debemos impedir a toda costa”, expresó De La Torre.
Para graficar la magnitud de la deuda, el presidente de Distrigas señaló: “El monto equivale a la coparticipación de 12 meses de tres municipios como Gobernador Gregores, Los Antiguos y Puerto Santa Cruz. O, si buscamos otra referencia, sería el valor de 350 patrulleros equipados. Es una forma clara de dimensionar el desafío que nos toca afrontar y resolver, producto de la desidia que vivió Santa Cruz en el pasado”.
A pesar del complejo panorama financiero, De La Torre destacó que se han realizado avances importantes: “Aunque enfrentamos dificultades presupuestarias, hemos maximizado los recursos y brindado respuestas en cada una de las localidades donde Distrigas tiene presencia”.
El Gobierno de Santa Cruz, a través de la Secretaría de Estado de Energía Eléctrica, dependiente del Ministerio de Energía y Minería, tiene a su cargo la ejecución de acciones relacionadas con la generación de energía eléctrica de origen térmico, hidráulico y de fuentes renovables; como así también, en lo que refiere al transporte troncal de energía eléctrica en alta y media tensión, desde el punto de entrega hasta el punto de recepción del distribuidor y las estaciones transformadoras que la componen, además de la comercialización de la energía mayorista.
Bajo estos lineamientos, durante el año 2024, se trabajó en la implementación y actualización del Sistema de Monitoreo Web para el seguimiento sistemático de información sobre el mercado eléctrico en Santa Cruz; además de la vinculación de información entre el sistema de monitoreo web propio, con el Sistema de Información Territorial Unificado (SITU), implementado desde la Jefatura de Gabinete de Ministros.
Otra de las tareas que se llevaron adelante desde esta Secretaría, fue el análisis del comportamiento del mercado eléctrico en Santa Cruz, en donde se destaca la consolidación de un saldo neto exportador de energía eléctrica, superando a la demanda de energía eléctrica en más del 49%, con una participación en la generación renovable mayor al 89% en Santa Cruz.
Por otro lado, se realizaron actividades de control e inspección para la verificación de las calidades y cantidades del gas combustible utilizado para la exportación de energía eléctrica desde la “Central térmica Los Perales”, “Central térmica El Huemul” y “Central térmica Meseta Espinosa”.
Otra de las actividades a destacar, fue el análisis de precios de compra de energía eléctrica desde el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) por parte de los agentes distribuidores dentro de la provincia, registrándose un aumento interanual mayor al 418%; como así también, un análisis de los costos que representa la provisión de gasoil para generación aislada de energía eléctrica, es decir, abastecimiento a las localidades que no están incorporadas al SADI, registrándose un aumento interanual mayor al 364%.
A su vez, se analizó el factor de carga de las centrales renovables de tecnología eólica en Santa Cruz, en donde se destaca haber alcanzado aprovechamientos máximos entre 64% y 70% desde la entrada en operación de los mismos.
Por otro lado, se vienen generando oportunidades para crear un escenario favorable para el desarrollo del Hidrógeno Verde en Santa Cruz. En ese sentido, desde la Secretaría de Energía Eléctrica, se participó del foro de creación del proyecto de Ley nacional; al tiempo que se generó un espacio propio de debate – el pasado 30 de agosto en la ciudad de El Calafate – junto a la Unión Europea y a la Plataforma H2, al que asistieron empresarios, diplomáticos y profesionales interesados en participar de este nuevo desarrollo, e invertir en Santa Cruz.
En paralelo, para avanzar en la legislación nacional y en un marco regulatorio que establezca claros lineamientos que propicien su desarrollo, y por sobre todo se comprenda su importancia, se coordinó una reunión entre los legisladores nacionales que representan a Santa Cruz, para debatir el proyecto de ley de Hidrógeno Verde, en análisis en la Cámara de Diputados de Nación.
Algo a destacar como un importante avance en la materia, es el lanzamiento del primer acuerdo de colaboración público-privada del Programa H2Uppp en Argentina, liderado por empresas del sector europeo, para la producción de hidrógeno verde y amoníaco verde, y que se concretará en Santa Cruz.
Denominado “Gaucho Wind to Hydrogen & Green Ammonia” es un proyecto que está siendo desarrollado por la empresa austriaca de energía renovable RP Global, con el objetivo de producir amoníaco verde para la exportación, principalmente al mercado europeo, y satisfacer la demanda local, instalando 3GW de electrolizador, alimentado por un parque eólico estimado de 4,2GW que puede producir +21,340GWh de energía que se puede utilizar para producir hasta 1,7 Mt/año de amoníaco en la primera etapa.
Las parcelas comprometidas para el proyecto, están situadas en cercanías de los puertos de Punta Quilla y Puerto Deseado, lo que abre la posibilidad de que buques transporten amoníaco verde a otros continentes, y lo utilicen como combustible y materia prima para la industria química.
En lo que respecta a la Ley 3873 – Mesa de Hidrógeno Santa Cruz, que tiene por objeto el diseño participativo de políticas públicas, se coordinó la realización de la primera reunión interinstitucional, y en la actualidad, junto a legisladores, se está trabajando en su modificación, a los efectos de incluir a sectores que no habían sido contemplados inicialmente.
A su vez, se trabajó en la modificación de la Ley Provincial 3247 – de Seguridad Eléctrica, sumando la intervención de los cuerpos colegiados en las instancias previas a la habilitación de los servicios domiciliarios, buscando generar mayores condiciones de seguridad para la población santacruceña.
También desde la Secretaría, se inspeccionó la obra El Pluma – Perito Moreno – Los Antiguos, que integrará el Sistema Argentino de Interconexión, en lo que hace a todos sus avances, estudiando re-determinación, certificados, estudios ambientales y eléctricos; como así también para la obra de El Jaramillo, inspeccionando y coordinando los detalles técnicos faltantes para su inicio; al tiempo que se finalizó con la elaboración del Contrato entre SPSE, TRANSPA y PCR.
Finalmente, se trabajó junto a YCRT y SPSE, en los aspectos técnicos que permitieron arribar al convenio de suministro de energía celebrado a fines de noviembre de 2024, en la que la provincia puede abastecerse de energía excedente generada por la empresa estatal minera.
El Gobierno de Mendoza aprobó la prórroga por diez años de las concesiones de explotación de las áreas Cerro Mollar, La Brea y Puesto Rojas, en Malargüe, operadas por Petroquímica Comodoro Rivadavia SA (PCR).
El decreto de la extensión, firmado por el Gobernador Alfredo Cornejo y la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, refuerza la estrategia provincial de revitalizar y prolongar la vida útil de yacimientos maduros, creando nuevas oportunidades en un sector clave para la economía y la historia mendocina.
“El interés del privado en extender su concesión y la inversión comprometida demuestran que Mendoza aún tiene mucho para dar en materia de hidrocarburos. Ello requiere de una política hidrocarburífera que priorice y premie inversión y eficiencia, y en ese sentido estamos trabajando desde el Gobierno provincial”, afirmó la ministra Latorre. “Las empresas necesitan de reglas claras y estímulos a la inversión que dinamicen el mercado, ese es nuestro mejor aporte”, agregó.
“Las áreas prorrogadas son parte fundamental del patrimonio hidrocarburífero de Mendoza, cuya historia energética se remonta a las décadas de 1970 y 1980, cuando la región se consolidó como un epicentro petrolero en la provincia”, comentó el director de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Ambiente, Lucas Erio.
“La transferencia de estas áreas a PCR en 2023 marcó el inicio de una nueva etapa, logrando un incremento en la producción de 45 m³/d a 140 m³/d gracias a un plan integral de reactivación. Este resurgimiento reafirma la vigencia y el valor de estos yacimientos convencionales para Mendoza”, explicó.
Inversiones por más de USD 20 millones
El compromiso de inversión de PCR asciende a USD 20 millones e incluye una estrategia focalizada en dos frentes:
Reactivación de pozos inactivos: Las actividades enfocadas en poner nuevamente en producción pozos inactivos han generado incrementos significativos en la producción de hidrocarburos. Este enfoque continuará durante la vigencia de la prórroga, garantizando un crecimiento sostenido.
Exploración de nuevos horizontes: PCR perforará seis nuevos pozos, cuatro de ellos exploratorios, en busca de oportunidades inexploradas en estos yacimientos históricos. Esta actividad permitirá la certificación de nuevas reservas y posicionará a Mendoza como un líder estratégico en el desarrollo energético del país.
Además del compromiso inicial, PCR contempla una inversión adicional de hasta USD 24 millones, supeditada al éxito comercial de los pozos exploratorios. Esto podría derivar en la perforación de hasta tres pozos adicionales por cada descubrimiento comercial, consolidando el horizonte productivo y económico de la provincia.
La presencia de empresas experimentadas en la gestión de campos maduros, como PCR, es clave para maximizar el potencial de estos activos.
“Los planes ambiciosos y sostenibles de inversión no solo extienden la vida útil de los yacimientos, sino que también demuestran cómo combinar historia y modernidad en la explotación de recursos”, señaló Erio.
Impacto económico positivo y compromiso con el ambiente
PCR también ha asumido un firme compromiso con la gestión ambiental, enfocándose en el saneamiento de pasivos ambientales. Este esfuerzo incluye el abandono de pozos, la remediación de suelos, la adecuación de instalaciones y la implementación de prácticas sostenibles que aseguren el cuidado del entorno natural y el bienestar de las comunidades locales.
El aumento en la producción, junto con los planes de desarrollo comprometidos, generará un impacto significativo en la recaudación provincial y beneficios directos para las comunidades locales.
Además, se dará prioridad a proveedores y servicios locales, lo que asegura que el desarrollo energético fortalezca la economía mendocina.
La prórroga de estas concesiones no solo pone en valor el legado histórico de los yacimientos, sino que también abre un futuro lleno de posibilidades para Mendoza. En colaboración con el sector privado, el Gobierno reafirma su compromiso con una gestión eficiente, sostenible y visionaria de los recursos hidrocarburíferos de la provincia.
El 3 de febrero se conocerán las ofertas de las empresas interesadas en ejecutar la extensión de la red de gas natural a Los Miches, Guañacos, Las Ovejas, Bella Vista, Los Carrizos y Cayanta. Se trata de una importante obra que anunció el gobernador Rolando Figueroa bajo la premisa de que “el gas, primero para los neuquinos”.
Si bien desde la gestión de Figueroa se trabaja para estrechar los lazos que permitan incrementar los volúmenes de exportación de gas a Chile (el reciente encuentro con el gobernador de la Región del Biobío, Sergio Giacamán es un nuevo ejemplo de ello), la decisión es llevar el gas a las localidades del norte de la provincia que ven pasar el gasoducto hacia el vecino país.
El concurso de precios tiene por objeto la contratación de la ejecución de extensión de la red de gas natural y red de fibra óptica, que deberán realizarse conforme a las normas técnicas de Camuzzi Gas del Sur SA, Enargas y demás reglamentaciones vigentes. Se trata de dos tramos: el primero desde Andacollo a Los Miches y Guañacos; y el segundo, desde la válvula de derivación en la rotonda de las rutas N°38 y 43 a Las Ovejas, Bella Vista, Los Carrizos y Cayanta.
La concreción de este proyecto de extensión es posible gracias a las políticas de austeridad del gobierno provincial y específicamente de Hidrocarburos del Neuquén SA (Hidenesa), que ahorró en transporte y puede realizar estas inversiones en obras para llevar el gas a más neuquinos. Desde que dejó de ir a Bahía Blanca para cargar Gas Licuado de Petróleo (GLP), la empresa neuquina generó un ahorro mensual de 300 millones de pesos.
Los Miches ya es abastecido a través de una planta de GLP, pero la intención es migrar hacia el gas natural. Inicialmente se propuso avanzar con eso y llevar el gas también a Guañacos. Sin embargo, los estudios técnicos y de ingeniería permitieron repensar el proyecto inicial y ampliarlo. El Gobierno neuquino aprobó un aporte de capital de 19.396 millones de pesos para Hidenesa, que recuperará una parte de la inversión porque las plantas que hoy están situadas en esos lugares se trasladarán. Esto incluye la inversión para llevar fibra óptica a las distintas localidades. La realización de ambas obras en forma paralela le permite al Estado ahorrar costos y llegar con dos servicios esenciales a toda la región.
Desde Hidenesa y el Ministerio de Energía ya se realizó la compra de las cañerías para el proyecto a través de Codineu, en las distintas medidas necesarias que ya se encuentran en proceso de fabricación, para que estén listos al momento de adjudicar la obra en los primeros días de febrero.
“Es un progreso enorme para el norte neuquino”, aseguró el gobernador al anunciar oportunamente la realización de la obra y agregó: “Estoy muy satisfecho con las empresas del Estado, porque se han vuelto cada vez más eficientes. Y más eficientes no quiere decir que se reduzcan costos dejando afuera de los beneficios a la gente, sino todo lo contrario”.
La apertura de las ofertas se hace en forma digital, y está prevista para el 3 de febrero.
Mientras sigue adelante proceso de Revisión Tarifaria Integral (RTI) para el servicio de distribución de luz que inició el Gobierno bonaerense, se aprobó un incremento promedio del 5% que impactará en las boletas del servicio energéticoprovincial, aunque esto varía de acuerdo a los consumos y categorías.
La decisión quedó oficializada en la Resolución 4 del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos publicada este martes 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 Nación para el período comprendido entre el 1º de noviembre de 2024 y el 30 de abril de 2025.
Según replicó la agencia de noticias DIB, tiene que ver con la actualización del gravamen destinado al Fondo Nacional de Energía Eléctrica (FNEE) conforme con lo dispuesto en la resolución nacional de octubre del año pasado y un ajuste transitorio del valor agregado de distribución.
Esto significa que, por ejemplo, los usuarios de EDELAP en la región de La Plata sufrirán un incremento del cargo fijo en torno al 3,5% promedio, mientras que el cargo variable, que dependerá del consumo, aumentaría un punto. 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 5%.
La última actualización había sido a principios de noviembre, cuando el costo del servicio había aumentado en torno al 8%.
Un edificio de un centro de entrenamiento de la central nuclear de Zaporiyia (CNZ) fue atacado por un dron ucraniano este domingo, informó el servicio de prensa de la central citado por la agencia de noticias china Xinhua.
“Un dron ucraniano impactó el techo del edificio ‘G’ de la CNZ, donde se localiza el único simulador de escala real de la sala de reactor del mundo”, dijo el servicio en un comunicado en Telegram. Además puntualizó que no se reportaron heridos ni daños a causa del ataque.
La CNZ es la central nuclear más grande de Europa, con una capacidad total de seis gigavatios. A fines de febrero de 2022, tras invadir Ucrania, Rusia tomó el control de la instalación. Es una de las 10 mayores del mundo.
La central está situada en el Sur de Ucrania, en Enerhodar, cerca de la ciudad de Zaporiyia, en la orilla Sur del embalse de Kajovka en el río Dniéper.
Tiene seis reactores de agua presurizada VVER-1000 cada uno con un rango de potencia de 950 MWe con una salida de energía total de 5.700 MWe.
Luego que los cortes de luz afectaran a más de cien mil usuarios del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), el empresario Daniel Vila sostuvo en diálogo con El Destape 1070 que se deben a un “factor climático”. El accionista de Edelcos, empresa controlante de la distribuidora de energía Edenor, dijo que su compañía es la que “menos cortes tiene”. Más allá de los aumentos que hubo en las tarifas a lo largo del último año permitidas sobre la base del decreto 70/2023, dijo que aún “están atrasadas”. Por otro lado, criticó al Gobierno de Javier Milei por “falta de sensibilidad social”.
“En el caso de AMBA somos dos prestadores de servicio eléctrico. Edenor es la compañía que menos corte tiene y los de las últimas horas fue por un factor climático a un problema técnico”, dijo Vila. En ese sentido, aclaró que el servicio está preparado para veranos de temperaturas “normales” y reconoció que “si las temperaturas extremas no sucedieran, no debería haber problema. Para que el servicio se corte tiene que haber temperaturas de arriba de los 40 grados”.
Vila, además, sorprendió al hacer referencia al cambio climático como principal factor que “altera al soporte técnico” es el cambio climático, una variación significativa del clima a lo largo de los años producida, principalmente, por la mano del ser humano que el Gobierno de Milei niega. “Esta es mi opinión. Creo que existe y se manifiesta permanentemente en todas las partes del mundo”, señaló.
Por otro lado, hizo referencia a una revisión tarifaria integral “que debió haberse hecho hace dos años y si miramos esa revisión, las tarifas siguen atrasadas”. A lo largo de la gestión ultraderechista, que comenzó el 10 de diciembre de 2023, hubo numerosos aumentos en los servicios, entre ellos, la energía, basados en el decreto 70/2023 de cuestionada constitucionalidad que declara la “pública en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, sanitaria, tarifaria y social”. Sobre él, el Gobierno pudo declarar la “emergencia energética” que renovó a fines del año pasado a través del decreto 1023/2024.
“La inversión se ha hecho y se viene haciendo, sino estaríamos sin energía. Se invirtió en líneas de alta, media y baja tensión, pero a no tener a tarifa acordada”, insistió.
Argentina se prepara para dar un paso importante hacia la modernización de su sector energético con la futura autorización del autoservicio de combustibles. Esta iniciativa permitirá a los usuarios despachar su propia nafta o gasoil, tal como ocurre en otras partes del mundo, lo que transformará la experiencia en las estaciones de servicio del país.
En este contexto, la marca turca Mepsan ha desembarcado en Argentina a través de NCM Servicios, una empresa familiar marplatense. La firma se anticipa a la desregulación del sector y traerá consigo su tecnología de surtidores de autodespacho, compatible con el sistema de autoservicio que se implementará en el país.
Luciano Martín, socio gerente de NCM Servicios, destacó que el acuerdo con Mepsan, que se venía gestando durante los últimos cuatro años, busca consolidar la expansión de la compañía. Para 2025, NCM invertirá más de u$s 2 millones en la comercialización de los surtidores de la marca turca, con el objetivo de competir con las dos marcas ya establecidas en el mercado argentino: Wayne y Gilbarco.
Los surtidores Mepsan, que incluyen una pantalla táctil y computadoras incorporadas, destacan por su innovación. Según Martín, la línea Pro Smart, que incorpora un QR integrado, permitirá realizar el autodespacho directamente desde el surtidor, sin la necesidad de un tótem adicional.
A pesar de no haber sido diseñados específicamente para el autodespacho, los surtidores de NCM Servicios podrían adaptarse fácilmente al sistema de autoservicio, lo que abre nuevas oportunidades para las estaciones de servicio del país. En cuanto a la inversión, se estima que el costo por instalar tres islas de despacho con tecnología Mepsan oscila entre u$s 100.000 y u$s 150.000.
Mepsan, con presencia en 85 países y una sólida alianza con compañías globales como Total, Gazprom y Aramco, se consolida como uno de los proveedores más importantes en la industria. En Argentina, la empresa planea equipar 100 nuevas estaciones de servicio con su tecnología en los próximos dos años y construir una planta de ensamblaje en Mar del Plata con una inversión de u$s 1,5 millones.
El proyecto de ensamblaje local de surtidores tiene como objetivo abastecer no solo a Argentina, sino a toda la región, y contribuir al crecimiento de la industria de los combustibles en América Latina.
La Cooperativa de Obras y Servicios Públicos de Río Tercero dio otro paso para encarar su proyecto de ser generadora de energía solar. La entidad seleccionó la empresa que construirá su primer parque solar, un nuevo emprendimiento con el que generará energía de fuente renovable desde un predio propio.
Sobre la evaluación que realizó un equipo de la propia institución, el consejo de administración que conduce la cooperativa adjudicó la obra a la empresa cordobesa Tecnored SA, que entre otras nueve se presentó a la licitación a la que se había convocado.
La obra fue licitada por 1.000 millones de pesos, con el objetivo de construir un parque solar con una potencia de un megavatio. No obstante, desde la cooperativa anticipan que la apuesta de la institución es llegar a dos megavatios, ampliando el diseño original.
El parque solar se construirá al norte de la ciudad, en barrio Intendente Magnasco, donde la institución tiene su Centro Operativo y las lagunas de tratamientos de efluentes cloacales
El predio que se destinará a este proyecto tiene tres hectáreas. Con la tecnología a la cual se puede acceder en la actualidad, esas tres hectáreas permiten construir un parque solar con hasta tres megavatios de potencia, según señalan desde la institución.
Se estima que se necesitarán instalar unos 2.000 panales solares por cada megavatio de energía. Si se llega al objetivo de generar dos megavatios, los paneles a instalar serán unos 4.000.
Para concretar esta inversión la Cooperativa recurrirá a un crédito que gestionó en el sistema financiero. En principio, la opción más accesible la ofreció el Banco Nación.
El objetivo es tener montado todo el sistema para julio próximo, el mes en que se cumple su aniversario la institución creada en 1933.
El Gobierno de Río Negro, a través de la Secretaría de Energía y Ambiente, capacitó durante 2024 a más de 3.000 personas en temáticas clave como energías renovables, minería sostenible y regulación de servicios públicos. Estas iniciativas, realizadas en conjunto con instituciones académicas y organismos técnicos, fortalecieron la preparación de agentes públicos, profesionales y ciudadanos en sectores estratégicos para el desarrollo provincial.
“En 2024 consolidamos un modelo de formación continua que no sólo potencia las capacidades de nuestra gente, sino que también genera un impacto directo en el desarrollo económico sostenible de Río Negro”, destacó Andrea Confini, secretaria de Energía y Ambiente.
Entre las principales propuestas formativas, se destacan:
Curso de Instaladores de Sistemas Fotovoltaicos: desarrollado con la UTN, permitió formar a 17 instaladores calificados en generación distribuida, fomentando el uso de energías renovables en hogares y empresas de la provincia.Diplomatura en Sustentabilidad Minera: en colaboración con la Universidad Nacional de Río Negro, brindó herramientas conceptuales y prácticas a 150 personas para promover una minería responsable, alineada con los objetivos de Desarrollo Sostenible. Tendrá una tercera edición este año, con una propuesta gratuita, abierta a toda la ciudadanía, cuya inscripción permanecerá abierta hasta el 15 de febrero.
Diplomatura en Regulación de Servicios Públicos: orientada a la gestión energética, convocó a 70 participantes que adquirieron conocimientos sobre eficiencia, planificación y sostenibilidad de servicios públicos.
Curso “Descubriendo el Potencial Energético de Río Negro”: impulsado por el IPAP a través de su plataforma virtual, tuvo dos ediciones en 2024 con más de 2.800 inscriptos, abarcando minería, hidrocarburos y energías renovables.
“El éxito de estas capacitaciones reafirma el compromiso de nuestra provincia con la transición energética y el desarrollo sostenible, sentando bases sólidas para el futuro”, agregó Confini.
De cara a 2025, la Secretaría proyecta ampliar la oferta educativa con nuevas ediciones de los cursos existentes y módulos innovadores que incorporen experiencias prácticas y casos reales, consolidando a Río Negro como referente en formación energética y ambiental en el país.
El gas de Rusia dejó de suministrarse a través de Ucrania desde este miércoles 1 de enero, informó la corporación rusa de energía Gazprom. La empresa indicó que se vio “privada de la posibilidad técnica y jurídica” de suministrar gas a través de Ucrania.
“Finalizó la validez de los documentos firmados el 30 de diciembre de 2019: el acuerdo entre Gazprom y Naftogaz para la organización del transporte de gas ruso a través del territorio de Ucrania y acuerdos de cooperación entre los gestores de redes de transporte de gas rusos y ucranianos”, señaló la compañía en un comunicado.
Gazprom explicó que la decisión se tomó “en relación con la negativa reiterada y explícitamente expresada por la parte ucraniana” de prorrogar los acuerdos bilaterales.
Para Ucrania, el corte es un “·acontecimiento histórico”
Por su parte, el Ministerio de Energía ucraniano calificó la situación actual de “acontecimiento histórico”. El organismo escribió en una publicación en sus redes sociales que la medida se toma “en interés de la seguridad nacional”.
La empresa eslovaca de transporte de gas Eustream confirmó que se ha interrumpido el flujo de gas de Ucrania al país, según la prensa de ese país.
La portavoz de la Comisión Europea Anna-Kaisa Itkonen declaró el martes a Reuters que el cese del suministro de gas a través de Ucrania a partir del 1 de enero era esperado y la UE se estaba preparando para ello.
Según la agencia, Moldavia es uno de los países más afectados y tendrá que reducir su consumo de gas en un tercio. La noticia ha afectado a Transnistria, una república moldava autoproclamada donde ya se cortó la calefacción y el agua caliente.
Mientras tanto, Rusia sigue exportando gas a través del gasoducto TurkStream, en el Mar Negro.
El presidente (mandato vencido el 20 de mayo del años pasado) Volodímir Zelenski manifestó en más de una ocasión que Ucrania no prorrogaría el contrato de tránsito de gas ruso por su territorio y que no permitiría que Rusia “gane miles de millones adicionales” con él.
El presidente ruso, Vladímir Putin, recordó, por su parte, que es Kiev el que “recibe unos 700-800 millones de dólares al año” gracias al acuerdo. El dirigente afirma que no ve ningún problema en ello y que la empresa estatal rusa “Gazprom sobrevivirá a esto”.
Las reservas certificadas de gas natural de Bolivia han disminuido hasta los 4,5 trillones de pies cúbicos (TCF) hasta el 2023, cifra que representa la mitad de lo registrado en 2018, cuando las reservas alcanzaron los 8,95 TCF, informó hoy martes la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
El presidente de YPFB, Armin Dorgathen, en una conferencia de prensa atribuyó esta caída a una combinación de factores: errores en las certificaciones previas, consumo mayor al reemplazo, y una gestión deficiente en la reposición de reservas.
“Entramos al Gobierno pensando que había 10,7 TCF, pero esos recursos no existían”, afirmó Dorgathen, revelando inconsistencias históricas en las cifras reportadas en los distintos años cuando se presentaban aparentemente certificadas las reservas.
Para abordar estas disparidades, YPFB implementó por primera vez una certificación en dos años consecutivos con empresas diferentes. En 2022, la firma Ryder Scott reportó 4 TCF, mientras que, en 2023, DeGolyer and MacNaughton certificó 4,5 TCF.
Según Dorgathen, esta estrategia busca garantizar la “coherencia y congruencia” en los datos, dejando atrás décadas de cifras infladas y desinformación.
A pesar del declive actual, el panorama futuro podría ser alentador. Dorgathen destacó que Bolivia posee un potencial certificado de 30 TCF de gas aún por descubrir en las diversas cuencas del país. Proyectos como Mayaya, en el norte de la ciudad de La Paz, apuntan a reservas significativas, con estimaciones de 6,7 TCF en esa región específica.
“Estos 30 TCF representan el horizonte hacia el que debemos trabajar como país”, afirmó el ejecutivo, quien detalló que actualmente se ejecutan 57 proyectos de exploración, de los cuales 17 ya han mostrado resultados positivos.
Ratificó que la transparencia en las certificaciones y el enfoque en nuevos proyectos serán clave para consolidar su posición como un jugador relevante en el mercado energético regional.
El barril de crudo alcanzó su nivel más alto en tres meses, en este arranque de año. Los precios del petróleo suben hasta 2,1% y tocan máximos desde octubre, tras una reducción de los inventarios de crudo en Estados Unidos, lo que supone la sexta semana consecutiva a la baja.
El Brent, el petróleo de referencia en Europa y la Argentina, sube 1,8% y se sitúa en 76 dólares por barril, su nivel más alto desde el 14 de octubre.
De persistir el alza, podria llevar a las petroleras locales a elevar los precios en los surtidores. Los precios del petróleo cayeron un 3% en 2024, por segundo año consecutivo.
Ahora, se ven potenciados por el optimismo sobre el crecimiento económico chino en 2025, que podría aumentar la demanda del principal país importador de crudo del mundo.
En efecto, la demanda de diésel experimentó un incremento en las últimas semanas.
El crudo del mar del Norte incrementó su precio en casi dos dólares frente a la última negociación en el International Exchange (ICE), pues terminó 2024 en 74,64 dólares.
El Brent acumula un incremento de más del 7% desde que marcara u$s70,92 por barril el pasado 6 de diciembre, hace casi un mes.
Por su parte, el petróleo intermedio de Texas (WTI), de referencia en Estados Unidos, avanza 2,1% y alcanzaba los 73,19 dólares por barril tras cerrar el año en u$s71,72.
Estas subas se producen tras la publicación en los últimos días de dos informes que muestran nuevos descensos de los inventarios de crudo en Estados Unidos, lo que supone la sexta semana consecutiva a la baja.
Los datos publicados por el Gobierno estadounidense, a través de la Administración de Información Energética, indican que los inventarios decrecieron en 1,2 millones de barriles en la semana concluida el 27 de diciembre.
Otro informe, en este caso del Instituto del Petróleo Americano (API), también mostró una disminución de los inventarios, en este caso de 1,4 millones de barriles.
El Gobierno autorizó un aumento en la tarifa de gas para grandes usuarios y estaciones de GNC en el comienzo de 2025, mediante la Resolución 933/2024 publicada este jueves en el Boletín Oficial.
La actualización de los facturas cobradas por los Subdistribuidores a aquellos clientes Gran Usuario (GU) o Estación de GNC por el uso de sus instalaciones, es transitoria y fue fijada en $2,18 por metro cúbico por el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS). Anteriormente estaba en $1,92 por metro cúbico.
En la normativa, se explicó que al igual que en ajustes anteriores, para determinar la nueva suba “se tomó como referencia la evolución de la tarifa que es cobrada por las Distribuidoras a las Subdistribuidoras, el cual representa el costo del servicio determinado por este Organismo, para la adecuación de la tarifa referida”.
En este sentido, se recordó que el Ministerio de Economía para los meses de septiembre, octubre, noviembre y diciembre del año 2024 y enero del año 2025, estableció un incremento de las tarifas de distribución y transporte de gas natural del 1%, 2,7%, 3,5%, 3% y 2,5%, respectivamente. Ante esto, el ENARGAS “emitió los correspondientes Cuadros Tarifarios y Cuadros de Tasas y Cargos que reflejaban lo allí instruido”.
La autoridad regulatoria precisó en el texto oficial que “la modificación que se aprueba mediante la presente Resolución es una medida transitoria, al igual los cuadros tarifarios vigentes para las Licenciatarias de Transporte y Distribución del Servicio Público de gas, aprobados en el marco de la emergencia declarada por el DNU Nº 55/23”.
Al respecto, recordó que mediante dicha norma, que fue prorrogada por el Decreto 1023/2024, “se declaró la emergencia en lo que respecta a los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal y de transporte y distribución de gas natural”.
Además, puntualizó que en el mismo se determinó el inicio de la revisión tarifaria y se estableció que hasta tanto no se culmine ese proceso, “podrían aprobarse adecuaciones transitorias de tarifas y ajustes periódicos, propendiendo a la continuidad y normal prestación de los servicios públicos involucrados”.
En el marco de la alerta amarilla por tormentas emitida por el Servicio Meteorológico Nacional(SMN) para este miércoles 1 de enero, más de 50.000 usuarios estuvieron sin suministro eléctrico en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), a raíz de los fuertes fenómenos climáticos.
Entre los municipios más afectados, que estaban bajo la responsabilidad de la distribuidora Edesur, se destacaban Almirante Brown, donde los barrios de Mármol y Rafael Calzada sufrieron extensos cortes de energía. En Avellaneda, las zonas de Villa Domínico fueron las más perjudicadas, mientras que Berazategui reportó interrupciones significativas en su área central.
En la Ciudad de Buenos Aires, los cortes de luz se concentraron en barrios como Balvanera, Monte Castro y Nueva Pompeya, lo que afectó notablemente la vida diaria de los residentes.
En Lanús, el barrio de Remedios de Escalada fue otro de los más golpeados, con numerosos cortes que dejaron a gran parte de la población sin electricidad.
Lomas de Zamora también sufrió cortes en Ingeniero Budge y Villa Centenario, mientras que Quilmes registró problemas en Ezpeleta y en el centro de la ciudad. San Vicente y su localidad de Domselaar también se vieron alcanzados por la falta de electricidad.
Por otro lado, Edenor también reportó cortes en varias zonas del conurbano bonaerense. En Moreno, uno de los municipios más afectados, hay 2.287 usuarios sin luz, siendo La Reja y Moreno Centro los barrios más perjudicados. En Merlo, 1.644 residentes estuvieron sin suministro, mientras que en Ituzaingó, 1.212 usuarios informaron interrupciones en San Alberto.
La situación también fue crítica en La Matanza, donde 1.178 usuarios de Villa Luzuriaga estuvieron sin servicio. Escobar, General Rodríguez y San Fernando reportaron problemas en barrios como Victoria, Virreyes y el Delta. En la Ciudad de Buenos Aires, los cortes fueron más aislados pero igualmente significativos, afectando zonas como Palermo, Belgrano y Recoleta.
Las distribuidoras Edesur y Edenor informaron que estuvieron trabajando en la restitución del servicio eléctrico, pero los usuarios han denunciado importantes demoras y una falta de comunicación por parte de las empresas. La intensidad de las tormentas, que incluyó vientos fuertes y lluvias copiosas, complicó las tareas de reparación y restablecimiento de la energía.
A pesar de los esfuerzos de las distribuidoras, las condiciones meteorológicas adversas siguieron afectando el avance de los trabajos.
Ya comenzó a regir en todo el país la nueva suba de combustibles. Esta actualización de las tarifas impacta tanto en la nafta como en el gasoil y se espera que, además de YPF, petroleras como Shell, Axion y Puma Energy también actualicen sus precios debido a esta medida.
Con este incremento, la nafta en la Ciudad de Buenos Aires pasa de $1.108 a $1.127, mientras que el gasoil común subirá desde $1.123 a $1.142 a partir del viernes 3 de enero de 2025.
En el caso de YPF, el aumento del precio de los combustibles es de un 1,75% promedio en todo el país y, según indicaron desde la petrolera nacional, este incremento es el más bajo de los últimos 12 meses.
Además, remarcaron que este nuevo incremento representa el ajuste más bajo en un año y que se encuentra por debajo de la suba del 2 por ciento mensual que se registra en el tipo de cambio oficial.
Cuánto sale el litro de la nafta y del gasoil
Con el aumento del 1,75% que comenzó a regir a partir de este viernes, la nafta súper pasará de $1.108 a $1.127, en tanto que el gasoil común saltará de $1.123 a $1.142 aproximadamente en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA).
Por otro lado, el litro de nafta premium, que en diciembre costaba $1.370, ahora pasará a valer $1.394. El gasoil premium dejará de costar $1.123 para venderse a un valor en torno de $1.142 el litro.
Con estos incrementos, el precio de los combustibles acumuló en 2024 un aumento promedio del 100%, manteniéndose por debajo de la inflación, que alcanzó el 112%, según cifras del INDEC.
Esta medida forma parte también de la suba de tarifas de los servicios de electricidad y gas anunciados por el Gobierno.
La Legislatura de Río Negro aprobó por unanimidad el segundo acuerdo de prórroga hidrocarburífera impulsado por el Gobierno provincial. La medida, que asegura la continuidad operativa del área Estación Fernández Oro (EFO) en Allen, es clave para la producción energética provincial, ya que este bloque aporta el 30% del gas y el 7% del petróleo en Río Negro.
La secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini, expresó su satisfacción por el resultado: “Este acuerdo es un logro fundamental para la provincia. Haber alcanzado la aprobación unánime refleja el compromiso de nuestros legisladores y legisladoras con el desarrollo energético sostenible”.
El área EFO, anteriormente operada por YPF y ahora en manos de empresas del Grupo Quintana, cuenta con un plan de inversiones de 92 millones de dólares para la próxima década que busca maximizar la recuperación de hidrocarburos, garantizar la sostenibilidad ambiental y fortalecer la economía provincial.
Confini destacó también la importancia estratégica de este bloque para la matriz energética: “Estamos hablando de un área de alto impacto no sólo en términos de producción, sino también en generación de empleo y en el fortalecimiento de nuestras políticas energéticas. Este acuerdo asegura que Río Negro mantenga los estándares de calidad y cuidado ambiental que exigimos a todas las operadoras”.
Esta sanción se suma al primer acuerdo alcanzado entre el Gobierno provincial y la empresa VISTA por las áreas 25 de Mayo-Medanito SE, Entre Lomas y Jagüel de los Machos, que también fue aprobado por unanimidad por la Legislatura rionegrina.
El ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, anunció que ingresó al RIGI un proyecto de construcción de un nuevo parque eólico en Olavarría.
El parque eólico en Olavarría producirá 180MW en una primera etapa, se ubicará sobre el camino a Muñoz con 102 aerogeneradores. Así lo habían anunciado ambas empresas en noviembre pasado. La energía producida servirá para abastecer a las plantas industriales de ArcelorMittal Acindar en Argentina.
Hasta el momento, las empresas ya anunciaron nueve proyectos que ingresarán para adherir al RIGI, por un total de USD 11.720 millones. Con la iniciativa de PCR y Acindar se llega a casi USD 12.000 millones. El 90% de ese monto está concentrado en iniciativas para impulsar el desarrollo del petróleo y el gas natural de Vaca Muerta, principalmente, y en el sector de minería. También se sumaron las energías renovables y la siderurgia.
El esquema de incentivos fiscales y cambiarios que impulsó el presidente Javier Milei tendrá sus primeros desarrollos en las provincias de Río Negro, Salta, Mendoza, Catamarca, San Juan y Buenos Aires. El Gobierno espera que en los próximos días se sumen más iniciativas al RIGI.
Las estimaciones oficiales, detalladas en las últimas semanas en documentos presentados por funcionarios ante inversores internacionales consignaban que podrían recibirse proyectos por USD 54.000 millones de los cuales USD 30.000 millones estarían relacionados con el sector energético.
El petróleo de Vaca Muerta, uno de los recursos más significativos de la Cuenca Neuquina, marca un hito histórico al llegar por primera vez al mercado indio. Este envío inicial, confirmado por fuentes asiáticas, consta de 1 millón de barriles de crudo liviano, un paso crucial para la diversificación de los destinos de exportación del petróleo argentino.
La noticia fue difundida por el medio indio The Economic Times, que detalló que la compra fue realizada por Bharat Petroleum Corp Ltd (BPCL), una empresa estatal india, en colaboración con la trader internacional Mercuria. Este cargamento representa una oportunidad estratégica para la India, ya que busca diversificar sus fuentes de petróleo para optimizar su capacidad de refinación.
El crudo exportado, conocido comercialmente como Medanito, tiene características comparables al petróleo West Texas Intermediate (WTI) de los Estados Unidos. Su bajo contenido de azufre y su ligereza son factores clave que hacen atractivo este petróleo en el mercado indio, donde se probará por primera vez en refinerías locales para evaluar su rendimiento.
Del millón de barriles exportados, aproximadamente 500.000 corresponden a la producción de Vista, la empresa liderada por Miguel Galuccio. Este movimiento también destaca la consolidación de Vista como uno de los principales actores en la exportación de petróleo de Vaca Muerta.
La estatal india BPCL, que planea ampliar significativamente la capacidad de refinación de sus plantas, será un socio estratégico para el petróleo de Vaca Muerta. Entre los planes de expansión, se destacan aumentos en la capacidad de las refinerías de Kochi, Mumbai y Bina, con un incremento proyectado de más de 9 millones de toneladas anuales para 2028.
El interés en el crudo argentino también radica en su precio competitivo frente a otros proveedores como Estados Unidos, lo que lo posiciona favorablemente en el mercado asiático. Este primer envío a la India será un ensayo para determinar si el petróleo argentino puede integrarse de manera sostenible en la matriz energética de ese país.
A pesar de ser la primera exportación hacia la India, el petróleo de Vaca Muerta ya ha comenzado a abrirse camino en otros mercados de Asia-Pacífico. En octubre de este año, se exportaron 420.000 barriles a Australia, demostrando que la región ofrece un potencial significativo para las exportaciones argentinas.
La apertura de este nuevo mercado llega en un momento clave para el sector petrolero argentino, que se prepara para incrementar sus exportaciones gracias a la futura puesta en marcha del oleoducto y puerto rionegrino Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). Este desarrollo permitirá aumentar la capacidad logística y facilitará el acceso a mercados globales de mayor envergadura.
La demanda de petróleo en la India se presenta como un escenario prometedor, especialmente en un contexto donde se proyecta que su consumo crecerá durante los próximos 15 años, a diferencia de China, que avanza en la electrificación vehicular. Esto convierte a la India en un mercado de gran interés para los productores de combustibles fósiles.
Para la Argentina, el ingreso al mercado indio no solo significa diversificación, sino también un reconocimiento de la calidad de su petróleo. El bajo contenido de azufre y la competitividad del precio hacen que el crudo argentino tenga un atractivo único frente a otros competidores internacionales.
Este hito también resalta el papel estratégico de Vaca Muerta como motor de crecimiento para las exportaciones argentinas. Con una producción en constante aumento y una demanda internacional que crece, el desarrollo de nuevos mercados como la India es esencial para maximizar el potencial económico del yacimiento.
En un año donde las exportaciones de petróleo de Vaca Muerta alcanzaron los 3.000 millones de dólares, este nuevo avance demuestra que las posibilidades de crecimiento son amplias. La industria petrolera argentina se posiciona como un jugador clave en el escenario energético global.
El envío a la India es más que un logro logístico; representa una puerta abierta hacia nuevas oportunidades para el sector energético argentino. Si las pruebas en las refinerías indias resultan exitosas, se espera que la relación comercial entre ambos países se fortalezca, dando lugar a futuros acuerdos.
Con esta exportación histórica, la Argentina demuestra su capacidad para competir en mercados exigentes y su compromiso con la expansión de Vaca Muerta como un pilar de desarrollo económico y energético.
La provincia de Buenos Aires rechazó la propuesta del ministro de Desregulación y Transformación del Estado de la Nación Argentina, Federico Sturzenegger, que habilita el autodespacho de combustibles en estaciones de servicio.
La decisión pone un freno al gobierno nacional que pretende reglamente el autodespacho poniendo en riesgo70 mil puestos de trabajo en todo el país.
Cabe destacar que la Legislatura Bonaerense aprobó en el 2006 la Ley 13.623 que en enero de 2007 fue promulgada por el Poder Ejecutivo que en ese momento estaba a cargo de Felipe Solá. Se trata de una norma muy breve que prohíbe expresamente en todo el territorio provincial el funcionamiento de surtidores que sean operados por el consumidor por por personal ajeno a las estaciones de servicio.
Esta reglamentación, que rige para combustibles líquidos y gaseosos, sigue vigente. También aclara que todas las estaciones de servicio “deberán estar atendidas por personal, especialmente capacitado”. De lo contrario, “serán sancionadas con la clausura preventiva del establecimiento”.
En los últimos días, legisladores libertarios presentaron un proyecto para de modificar el artículo 1 de la norma que prohíbe estas acciones a nivel provincial y que el propio Correa se encargó de defender junto a los sindicatos. Se trata de un proyecto presentado por la ex senadora del PRO y actual integrante de La Libertad Avanza, Daniela Reich, que buscar ser condescendiente con la idea del ministro de Desregulación y Transformación del Estado, Federico Sturzenegger, que hoy responde a Javier Milei.
Con el marco legal vigente, el ministro de Trabajo de la provincia de Buenos Aires, Walter Correa, recibió a dirigentes gremiales del sindicato de obreros de estaciones de servicio (SOESGYPE). Justamente, el encuentro sirvió para analizar la desregulación del despacho de combustibles anunciada por Sturzenegger que preocupa a los sindicalistas.
Según Correa, la decisión del gobernador bonaerense, Axel Kicillof, es “hacer respetar la ley 13.623 que prohíbe la operación de surtidores de combustibles por parte del cliente o de personal ajeno a la tarea de expendio”. El ministro de la cartera laboral explicó que el posicionamiento busca “proteger el empleo, la salud y la seguridad de las y los trabajadores”.
Sturzenegger, adelantó a principios de diciembre que la Casa Rosada ya tiene redactado un decreto para habilitar en todo el país el autodespacho de combustibles en estaciones de servicio. El servicio se habilitaría de 19 a 6 de la mañana y estaría respaldado por medios de pago electrónicos, supervisado por personal capacitado que permanecería en las estaciones para brindar asistencia.
Por su parte, la Federación de Entidades de Combustibles, a través de su presidente Juan Carlos Basílico, también manifestó su rechazo a la medida, argumentando que el expendio de combustibles implica riesgos que solo personal especializado puede manejar adecuadamente.
El presidente de la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (CECHA), Isabelino Rodríguez, confirmó que el primer aumento de combustibles del 2025 estará en torno al 1,75% y se aplicará desde el viernes 3 de enero.
En diálogo con el programa Hermosa mañana por Radio Splendid AM 990, Rodríguez reveló que “el aumento que se está manejando es del orden del 1,75% y según nuestra información, eso sería a partir del día 3, de acuerdo a lo que ha expresado por YPF”.
Al respecto, destacó que “está por debajo del crawling peg y no hay en las petroleras una recuperación de rentabilidad, por lo tanto no creo que sea una mala noticia para los consumidores dentro del ámbito macroeconómico que vivimos”.
De esta manera, en los surtidores de todo el país se actualizarán los precios en el último día hábil de la semana por debajo del 2%, según fijó la petrolera estatal. Se estima que el resto de las firmas repliquen la decisión de la líder del mercado.
En relación a la equiparación de los precios locales de los combustibles con los valores que rigen a nivel internacional, el titular de CECHA indicó que “esa era la política macro que tenía el gobierno al asumir y de alguna manera con algunas particularidades ha ido hacia ese camino”, lo que se ve con “este acercamiento del litro de combustible al dólar establecido para los hidrocarburos”.
Con respecto a futuros aumentos, Rodríguez sostuvo que “está ligado a variables macroeconómicas, porque el Gobierno a través de la petrolera YPF de alguna forma ha anclado el precio del combustible por debajo de la inflación, como un mecanismo desinflacionario, que también se ha visto en los servicios públicos” y prevé que “en la medida en que la inflación se mantenga controlada y a la baja, los combustibles también van a ir estabilizando su precio”.
En ese sentido, no garantizó que dicha estabilización suceda de acá en más, ya que “hay otras variables como son el precio del crudo a nivel internacional, que Argentina importa algo combustibles determinados, y sobre todo la variable impositiva, que el gobierno durante todo este año la ha diferido y que hay que ver si se aprueba o no el presupuesto del año que viene que contenía entre otras cosas la actualización de ese impuesto”.
En este marco, también mencionó los factores internacionales, sosteniendo que “el petróleo es una variable económica pero también geopolítica, por lo tanto de acuerdo a cómo se van produciendo los acontecimientos en el mundo eso va alterando el ecosistema energético”.
De cara al año entrante, apuntó a la necesidad de que se recupere el consumo en el sector señalando que “esperemos que la tendencia esta que está surgiendo a estabilizarse el combustible también vaya acompañada de una mayor demanda, es decir de una reactivación de la economía porque muchos sectores como el nuestro, al correr los precios debajo de la inflación, su rentabilidad como negocio se ve cercenada”.
En esa línea, manifestó que “para nosotros el augurio y lo que esperamos y lo que deseamos es que el próximo año tenga una fuerte reactivación económica en todos los sectores y no en forma selectiva de modo tal de que los argentinos podamos vivir mejor”.
Polonia ha expresado su disposición a aumentar las exportaciones de electricidad a Ucrania si Eslovaquia decide detener su suministro, según informó Bloomberg el pasado 29 de diciembre, citando a un funcionario polaco que no ha sido identificado.
La situación se origina a partir de las amenazas del primer ministro eslovaco, Robert Fico, quien el 27 de diciembre advirtió que podría interrumpir las exportaciones de electricidad a Ucrania como respuesta a la decisión de Kiev de no renovar el contrato para el tránsito de gas ruso a partir de 2025. Ucrania depende de las importaciones de energía de la UE debido a los ataques aéreos rusos contra su infraestructura energética.
Fico justificó su amenaza alegando que, en caso de ser necesario, Eslovaquia interrumpiría el suministro de electricidad a Ucrania durante los apagones en su red, considerando que Ucrania ya no recibiría gas ruso a través de su territorio.
Esta medida afectaría especialmente a Ucrania en un momento crítico, dado que su sistema eléctrico está bajo presión debido a la guerra en curso y los fuertes ataques rusos.
En respuesta, Polonia se mostró dispuesta a compensar cualquier déficit energético que Ucrania pueda enfrentar en caso de que Eslovaquia suspenda sus suministros.
Según el funcionario polaco citado, Varsovia está preparada para aumentar su producción de electricidad para cubrir cualquier escasez resultante de esta interrupción, asegurando así que Ucrania reciba el apoyo necesario para enfrentar sus dificultades energéticas.
La decisión de Eslovaquia y la amenaza de Fico se producen en el contexto de una creciente tensión en Europa respecto a la energía, especialmente después de la decisión de Ucrania de no renovar su contrato para el tránsito de gas ruso, que expira el 31 de diciembre de 2024.
La decisión de Ucrania ha sido interpretada como una muestra de independencia de los recursos energéticos rusos, a pesar de las dificultades que esto pueda generar.
El presidente ucraniano, Volodymyr Zelensky, respondió a las amenazas de Fico acusando a Rusia de intentar abrir un “frente energético” contra Ucrania, con la colaboración del gobierno eslovaco, en un claro desafío a los intereses del pueblo de Eslovaquia.
A lo largo del conflicto, Eslovaquia ha sido uno de los países de la UE que ha mantenido una relación energética estrecha con Rusia, a pesar de los esfuerzos del bloque europeo por reducir la dependencia del gas ruso.
Este giro en la política energética eslovaca es significativo, ya que marca un contraste con el compromiso previo del gobierno de Fico, quien en julio había asegurado que Eslovaquia incrementaría el suministro de electricidad a Ucrania para ayudar en su recuperación tras los ataques rusos.
Este cambio de postura refleja la complejidad de la situación energética en Europa y la dura presión política que enfrenta Eslovaquia dentro del contexto de la guerra en Ucrania.
Por su parte, Bratislava sigue dependiendo fuertemente del gas a precios bajos que le suministra la estatal rusa Gazprom. Esto es un atentado a los intereses de la UE por reducir la dependencia de países europeos de recursos energéticos rusos.
La producción de petróleo y gas fue la más alta en dos décadas en 2024, de acuerdo con la bitácora de gestión del primer año del Gobierno de Javier Milei.
En el documento, se destacó que “Argentina alcanzó niveles de producción de gas y petróleo que no se registraban desde 2003″.
“En petróleo, se superaron en noviembre los 746 mil barriles por día, mientras que en gas en agosto se produjeron más de 153 millones de metros cúbicos por día, señaló la Secretaría de Energía.
En la bitácora, se resaltó además el superávit energético de 2.758 millones de dólares en 2024, debido a que “las exportaciones crecieron un 26,8% y las importaciones cayeron un 55,1%“.
“En este sentido, el récord de producción de gas fue de 25.065 millones de metros cúbicos en seis meses, y Argentina logró por primera vez en 15 años un saldo positivo en su balanza comercial energética”, detalló.
Entre las inversiones destinadas al sector energético, el Gobierno subrayó la inauguración de la reversión del Gasoducto Norte, a partir de la cual “los argentinos se ahorrarán más de 1.000 millones de dólares en divisas con la inauguración de las obras del Gasoducto de Integración Federal Tío Pujio-La Carlota, en Córdoba, que une el Gasoducto del Norte y el Gasoducto del Centro”.
“De esta manera, se revierte el sentido del flujo de gas, lo que permite abastecer con el gas de Vaca Muerta a siete provincias del norte: Córdoba, Salta, Jujuy, Santiago del Estero, Catamarca, La Rioja y Tucumán“, agregó.
Destacó también que “se puso en funcionamiento la Planta Compresora Salliqueló, una de las obras complementarias del Gasoducto Néstor Kirchner que había sido inaugurada simbólicamente por la gestión anterior”.
“A diciembre del año pasado, las obras civiles habían avanzado apenas un 19%. Gracias al trabajo de esta gestión, va a aumentar la presión del gas para que fluya a través del gasoducto a larga distancia. Con su puesta en funcionamiento, el país va a ahorrar hasta 130 millones de dólares por año“, detalló.
Por último, señaló que “Genneia invertirá USD 250 millones en energías renovables en Mendoza e YPF hará una inversión de USD 2.500 millones para duplicar el transporte de gas de Vaca Muerta“.
“A diciembre del año pasado, las obras civiles habían avanzado apenas un 19%. Gracias al trabajo de esta gestión, se va a aumentar la presión del gas para que fluya a través del gasoducto a larga distancia. Con su puesta en funcionamiento, el país va a ahorrar hasta 130 millones de dólares por año“, detalló.
Por último, señaló que “Genneia invertirá USD 250 millones en energías renovables en Mendoza e YPF hará una inversión de USD 2.500 millones para duplicar el transporte de gas de Vaca Muerta.”
El Gobierno oficializó este martes el aumento en las tarifas de electricidad y gas que regirá desde enero de 2025, mediante una serie de resoluciones a cargo del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) publicadas en el Boletín Oficial.
Ambos organismos aprobaron los nuevos cuadros tarifarios para las transportadoras y distribuidoras de gas y luz para el mes entrante, en el marco de la emergencia energética, extendida hasta el 9 de julio de 2025, y del periodo de revisión tarifaria, que permite adecuaciones transitorias en las boletas del servicio.
La actualización tarifaria del gas y la luz para el primer mes del año, se da por pedido del ministro de Economía, Luis Caputo, que por medio de una nota enviada a la Secretaría de Energía “estimó imperioso continuar con la corrección de los precios relativos de la economía, entre los cuales se encuentran los precios y tarifas concernientes a los sectores de gas natural y energía eléctrica”.
Al respecto, precisó que “en materia de gas natural, las tarifas de transporte y distribución deberán ser incrementadas en un 2,5%”, mientras que “con relación a la energía eléctrica, determinó que la tarifa a usuario final deberá ser incrementada en un 1,6%, 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”.
En ese sentido, en la normativa se estipuló que el Valor Agregado de Distribución (VAD) correspondiente al segmento distribución de la electricidad se incrementará en un 4% en el inicio del nuevo calendario.
De esta manera, con respecto al cuadro vigente a diciembre 2024, en el caso de los usuarios generales, la luz aumentará en promedio 2,2%, aquellos encuadrados con ingresos altos tendrán un alza del 1,1%, los de ingresos bajos un 1,7% y para los de ingresos medios los aumentos promedio variarán entre el 0,6% y el 1,6%.
Así, la tarifa media de Edesur se ubica en el orden de los $108,526/kWh, mientras que la de Edenor pasa a estar en el orden de los $113,878/kWh. Las facturas deberán detallar los costos del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y los subsidios estatales. Por el lado de las boletas finales que recibirán los usuarios de gas, el ajuste en enero alcanza el 1,82%.
Los consumos que aún continúan subsidiados tienen topes y luego se paga la tarifa plena: los usuarios de ingresos bajos (N2) tienen un límite de 350 Kwh por mes y los de ingresos medios (N3), de 250 Kwh.
Al argumentar la decisión, Caputo explicó que se dispuso con el objetivo de “mantener los precios y tarifas del sector en valores reales lo más constantes posibles, y de evitar así un proceso de deterioro de los mismos que no permitan el sustento del sector y hasta amenacen su continuidad”.
Ante la solicitud del ministro, Energía le comunicó a las autoridades regulatorias la necesidad de avanzar con la aprobación de nuevos valores en las tarifas de los servicios, para los segmentos de transporte y distribución.
El ajuste en los cuadros tarifarios del gas fue aprobado para las distribuidoras Naturgy Noa, Distribuidora de Gas del Centro, Distribuidora de Gas Cuyana, Litoral Gas, Metrogas, Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi Gas del Sur, Gas Nea y Redengas.
En cuanto a las empresas dedicadas al transporte de gas, se autorizó la suba para la Transportadora de Gas del Norte, Transportadora de Gas del Sur, Refinería del Norte, Gasoducto Nor Andino Argentina, Energía Argentina, Enel Generación Chile, Gasoducto Gas Andes Argentina, Gas Link y Transportadora de Gas del Mercosur.
En el caso de las compañías vinculadas a la prestación eléctrica, se brindó el aval para el aumento a las distribuidoras Edesur y Edenor y a las transportistas Distrocuyo, Epen, Transpa, Transener, Transba, Transnea, Transnoa y Transcomahue.
El Gobierno oficializó la suba de los impuestos a los combustiblesque se trasladan al valor que los consumidores encuentran en los surtidores, en un incremento que alcanzará el 1,75%.
La medida se implementó a través del Decreto 1134/2024, publicado este lunes en el Boletín Oficial, con las firmas del presidente Javier Milei, el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, y el ministro de Economía, Luis Caputo.
La norma estipula que los montos entrarán en vigor el 1° de enero y regirán hasta el 31 del mismo mes, en el marco de la decisión de que los valores se fijen sobre la base de las variaciones de la inflación.
La suba, que representa la menor de los últimos 12 meses, ocurre luego de que el Gobierno autorizara un incremento en las tarifas de luz y gas a partir del próximo mes.
Previamente, las naftas habían incrementado su precio un 256% entre noviembre del 2023 y diciembre del 2024. Así, el litro de súper pasó de los $311 a los $1.108 en la Ciudad de Buenos Aires.
Aunque en octubre marcó un repunte mensual del 7,57%, la venta de combustibles permanece por debajo en la comparación interanual y acumuló11 meses en retroceso, al presentar una merma del 8,8% frente al mismo mes de 2023.
La caída interanual en el décimo mes del año, fue menor que el descenso del 11,77% exhibido en septiembre, y estuvo liderada por la nafta Premium, con una retracción interanual del 19,55%, seguida por el gasoil tradicional, con una baja del 17,08%, el diésel de menor cantidad de azufre, con un declive del 3,65%. Las ventas de nafta súper, por su parte, subieron un 0,13%.
Estos datos se desprendieron del portal Surtidores y corresponden a un informe de la Secretaría de Energía, en base a los registros de las compañías del sector, que durante el mes de octubre despacharon 1.434.689,06 metros cúbicos de naftas y gasoil, sin contar las cifras de la refinería DAPSA, frente a un volumen de 1.601.452,68 metros cúbicos registrado en octubre de 2023.
Aumento de combustibles: a cuánto queda el litro en los surtidores
En la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA), el precio del litro de gasoil premium aumentará de $1.123 a aproximadamente $1.142. Por su parte, la nafta premium, actualmente fijada en $1.370, alcanzará los $1.394, y la nafta súper subirá de $1.108 a $1.127 por litro, tras aplicarse un aumento del 1,75%.
La Universidad Nacional de Salta lleva a cabo la instalación de su primer Parque Solar, una iniciativa que busca reducir el consumo energético y la huella de carbono de la institución. El rector de la universidad, ingeniero Daniel Hoyos, destacó la importancia del proyecto al afirmar: “Ya lo estamos instalando, son 105 paneles de 550 vatios, que representa, depende del día, entre el 5 y el 20% del consumo de nuestra universidad”.
Este parque solar se conecta directamente a la red eléctrica de la universidad, lo que permite transferir la energía generada en el momento. Hoyos explicó que “esto no necesita una estación de transformadores”, lo que simplifica la implementación del sistema sustentable.
La inversión para este proyecto proviene de fondos propios de la universidad, lo que resulta más rentable que mantener el dinero en un plazo fijo. “Cualquier ahorro es importantísimo”, subrayó el rector, al referirse a los costos de energía eléctrica que, en un momento, llegaron a representar 90 millones de pesos de un presupuesto total de 270 millones.
En cuanto a las proyecciones futuras, Hoyos mencionó que “no creo que podamos tener el 100% de consumo con energías renovables, porque desequilibra mucho la línea”. Sin embargo, se plantean metas ambiciosas, ya que se espera alcanzar un 50% de consumo energético renovable en un plazo de 3 a 4 años, utilizando los ahorros generados para la compra de nuevos equipos.
El rector también destacó la relevancia de este proyecto para la formación académica de los estudiantes, ya que la universidad ofrece programas en energía renovable. “Esto nos va a servir para hacer práctica instalación de este tipo conectada a red”, concluyó.
La implementación del Parque Solar representa un paso significativo hacia la sustentabilidad y la eficiencia energética en la Universidad Nacional de Salta, marcando un precedente en el ámbito educativo público en el país.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) autorizó el acceso a la capacidad de transporte de energía eléctrica solicitada por Genneia para su Parque Solar Fotovoltaico Anchoris, ubicado en el Departamento de Luján de Cuyo, en la provincia de Mendoza. Esta autorización se formalizó a través de la Nota ENRE N¦ 138795569/2024, que da luz verde a uno de los proyectos más importantes en el ámbito de la energía renovable en la región y que beneficiará a San Juan.
El Parque Solar Anchoris, que tendrá una potencia nominal de 21,30 MW, se conectará al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) mediante el nivel de 33 kV de la actual Estación Transformadora Anchoris, que se encuentra bajo la jurisdicción de Distrocuyo. Esta conexión permitirá que la energía generada en el parque solar sea distribuida de manera eficiente a la red eléctrica nacional, contribuyendo a la diversificación de las fuentes de energía en el país.
La autorización del acceso al sistema de transporte eléctrico fue aprobada por el ENRE luego del vencimiento del plazo establecido en la Resolución Nº 954/2024. Esta normativa había fijado el período para la presentación de observaciones, oposiciones y/o proyectos alternativos en el marco de la difusión correspondiente. La resolución implica que no se han presentado objeciones que impidieran la ejecución del proyecto, lo que confirma el respaldo regulatorio necesario para su puesta en marcha.
En este contexto, el ENRE ha destacado que las empresas involucradas en el proceso deberán cumplir estrictamente con el artículo 5 de la normativa, el cual establece las condiciones que deben respetarse para garantizar que el proyecto se desarrolle dentro de los marcos regulatorios y técnicos establecidos por el organismo.
Apuesta por las energías renovables en Argentina
El Parque Solar Fotovoltaico Anchoris se erige como una de las iniciativas más relevantes en la apuesta por las energías renovables en Argentina. Este tipo de proyectos no solo busca diversificar la matriz energética del país, sino también generar un impacto positivo en la región, tanto en términos de empleo como en la reducción de la huella de carbono.
La provincia de Mendoza, especialmente el Departamento de Luján de Cuyo, se ha posicionado como un lugar estratégico para el desarrollo de proyectos de energía solar, debido a sus condiciones geográficas y climáticas favorables.
La energía fotovoltaica se presenta como una de las alternativas más sostenibles y eficientes para reducir la dependencia de fuentes de energía no renovables, como los combustibles fósiles.
El Parque Solar Anchoris contribuirá al fortalecimiento de la infraestructura energética del país, al mismo tiempo que promoverá el uso de fuentes limpias y renovables. Este proyecto se enmarca dentro de los esfuerzos por cumplir con los compromisos internacionales en materia de cambio climático, apoyando la transición hacia una economía baja en carbono.
La construcción de parques solares genera empleo en las regiones donde se ubican, promoviendo el crecimiento económico y el fortalecimiento de las comunidades cercanas. A su vez, la energía limpia producida contribuirá a una matriz energética más sostenible y accesible para todos los argentinos.
En ese sentido, la importancia de la energía solar en las provincias del Noroeste Argentino, comenzando por San Juan, tienen un gran potencial para desarrollar este tipo de energía limpia que favorecerá a estas provincias, bajando costos y generando más industrias y por ende, fuentes laborales.
El Gobierno de Perú declaró estado de emergencia ambiental en la región de Piura, afectada por un derrame de petróleo que ocurrió el pasado fin de semana en el terminal submarino de la refinería de Talara. La medida busca priorizar la recuperación de las zonas afectadas y la protección de las comunidades locales y los ecosistemas marinos.
El Ministerio del Ambiente (Minam) informó que las acciones inmediatas incluyen la contención, limpieza y monitoreo del área afectada. El plan abarca desde la refinería de Talara hasta playas icónicas como Cabo Blanco, Las Capullanas y Punta Malacas. La supervisión estará a cargo del Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental (OEFA).
El derrame fue reportado el 21 de diciembre por la Dirección de Capitanías y Guardacostas. Petroperú, la empresa estatal responsable del terminal, activó acciones de limpieza inicial y empadronó a 150 pescadores afectados. Sin embargo, el impacto sobre el medioambiente y la fauna marina sigue siendo significativo.
Brigadas del Servicio Nacional Forestal y de Fauna Silvestre (Serfor) trabajan en el rescate de especies afectadas. En un recorrido por cuatro playas, constataron daños en hábitats y zonas de anidamiento de tortugas marinas. La rehabilitación de estas especies será parte del proceso de remediación.
El Ministerio Público abrió una investigación preliminar contra Petroperú por presunta contaminación ambiental. Según la empresa, el derrame ocurrió durante maniobras previas al embarque de hidrocarburos en el buque ‘Polyaigos’. Este incidente pone nuevamente en foco los riesgos asociados a las operaciones petroleras.
El gerente general de Petroperú, Oscar Vera, aseguró que las zonas afectadas ya han sido limpiadas. Sin embargo, las autoridades locales y ambientalistas demandan mayor claridad y acciones contundentes para prevenir futuros desastres. El Minam coordina con otros ministerios para garantizar la eficacia del plan de emergencia.
El derrame afecta una región clave para la pesca y el turismo en la costa norte de Perú. Comunidades locales y sectores productivos han manifestado preocupación por las consecuencias a largo plazo. La supervisión continua y las medidas de remediación serán esenciales para recuperar la confianza en la zona.
Además del impacto ecológico, el derrame amenaza recursos hidrobiológicos esenciales. Las playas afectadas son hábitats importantes para diversas especies, incluyendo tortugas marinas en peligro. El Serfor y otras entidades trabajan para minimizar los daños y rehabilitar las áreas contaminadas.
La emergencia ambiental pone en evidencia la necesidad de revisar los protocolos de seguridad en las operaciones petroleras. Este incidente es el más reciente en una serie de eventos que han afectado la biodiversidad marina en el país. La presión sobre Petroperú para mejorar sus prácticas operativas es cada vez mayor.
El Gobierno peruano ha subrayado su compromiso con el manejo sostenible del área afectada. La coordinación entre niveles de gobierno será crucial para implementar el plan de acción aprobado. Se espera que los resultados de las medidas adoptadas sean monitoreados de manera transparente.
El impacto social también es significativo, afectando directamente a pescadores y trabajadores locales. La compensación económica y el apoyo a las comunidades afectadas son parte de las demandas actuales. Las autoridades han prometido soluciones integrales para los damnificados.
Dos delincuentes ingresaron a una minera santacruceña y robaron muestras de oro, cuyo valor no trascendió, por lo que eran intensamente buscados por efectivos de la Policía provincial, quienes investigaban una camioneta que hallaron abandonada cerca de la Ruta 3.
Se trata del complejo “Don Nicolás”, situado en cercanías del paraje Tres Cerros, donde los asaltantes lograron maniatar al personal de laboratorio que se encontraban allí.
Los delincuentes estaban encapuchados y escaparon tras cometer el delito y, aunque la Policía encontró una camioneta abandonada cerca del lugar, los ladrones aún no han sido localizados.
Un video difundido por el portal La Opinión Austral muestra el accionar de los sujetos en la minera y como iban vestidos, más allá de que gran parte de sus rostros estaban tapados.
Una técnica que trabajaba en el turno noche fue reducida y obligada a proporcionar información sobre la bóveda de seguridad.
Además, los ladrones ataron a tres mecánicos de la empresa Windland, quienes realizaban tareas de mantenimiento.
Los asaltantes escaparon con una caja que contenía muestras de oro, al tiempo que las víctimas se encontraban en buen estado de salud.
La Policía realiza un intenso operativo de búsqueda, a cargo de efectivos de la División Operaciones Rurales de Caleta Olivia.
Los uniformados localizaron una camioneta abandonada en el sector conocido como Bajo Río Deseado, cerca de la Ruta Nacional 3.
En tanto, personal de la División de Operaciones Rurales de Pico Truncado, Jaramillo y Fitz Roy, junto con Criminalística y la Unidad Regional Norte, trabaja tanto en la escena del robo como en rutas provinciales y nacionales aledañas.
Interviene en el caso el Juzgado de Instrucción y Penal Juvenil número 1 de Puerto Deseado, bajo la autoridad de Claudia Romero, quien está a cargo de la Secretaría del juzgado y reemplaza, por el momento, a Stella Marys Inayado, quien está de licencia.
La Minera Don Nicolás confirmó que el material sustraído consistía en pequeñas muestras de oro, cuya relevancia económica es limitada.
El problema y la preocupación que tienen los trabajadores y la comunidad de la zona es por la vulnerabilidad que hay en la seguridad minera.
YPF consolida su estrategia de optimización con la aprobación de cesiones en Río Negro y Chubut, ampliando el alcance del “Proceso Andes” a 25 áreas convencionales en cuatro provincias y abriendo nuevas oportunidades en Tierra del Fuego.
En un importante desarrollo para el sector energético argentino, YPF ha logrado significativos avances en su “Proceso Andes”, una iniciativa estratégica que busca optimizar las inversiones de la compañía y generar nuevas oportunidades en el sector petrolero nacional.
La Legislatura de Río Negro ha dado luz verde a la cesión y prórroga de la extensión del contrato del yacimiento Estación Fernández Oro (EFO), un paso crucial para transferir la operación del bloque a Quintana Energy. Paralelamente, en Chubut, el gobernador Ignacio Torres firmó el decreto que autoriza la cesión del área Campamento Central – Cañadón Perdido a PECOM, empresa que ya opera el bloque El Trébol-Escalante desde octubre.
Alcance del Proceso Andes
El Proceso Andes, lanzado en abril de 2024, ha alcanzado hitos significativos:
– 9 acuerdos firmados– 25 áreas convencionales involucradas– Provincias beneficiadas: Río Negro, Neuquén, Mendoza y Chubut– Nueva etapa: inclusión de 7 bloques en la cuenca austral de Tierra del Fuego
Objetivos estratégicos
Esta iniciativa forma parte del plan estratégico “4 x 4” de YPF, diseñado para:
1. Optimizar el portfolio de áreas del Upstream convencional2. Mejorar la eficiencia del capital de inversión de YPF3. Estimular un nuevo ciclo de inversiones y actividad en el sector
Implicaciones para el sector energético
El Proceso Andes representa un cambio significativo en el panorama energético argentino. Al transferir áreas a nuevos operadores, YPF no solo optimiza su cartera de inversiones, sino que también abre la puerta a una mayor diversificación y competencia en el sector. Esto podría conducir a:
– Aumento de la eficiencia operativa– Incremento de las inversiones en áreas convencionales– Potencial aumento de la producción de hidrocarburos
Perspectivas futuras
Con estas recientes aprobaciones, el Proceso Andes demuestra un avance constante y prometedor. La inclusión de nuevas áreas en Tierra del Fuego sugiere que YPF continúa expandiendo el alcance de esta iniciativa. El sector energético argentino podría experimentar una transformación significativa en los próximos años, con nuevos actores y renovadas inversiones en áreas convencionales.
MSU Energy logró exitosamente pre cancelar su bono internacional de $600 millones con vencimiento el 1 de febrero de 2025.
“Este logro ha sido posible gracias al significativo respaldo de la comunidad financiera, subrayando la reputación, transparencia y sólido historial de la empresa”, indicó la compañía en un comunicado.
A principios de mes, MSU Energy aseguró un préstamo sindicado de $222 millones de dólares, con vencimiento en octubre de 2027 y una tasa de interés del 8%, respaldado por los principales bancos privados y públicos de Argentina: Galicia, ICBC, Santander, BBVA, Valores, Hipotecario, Nación, Provincia y Ciudad.
Simultáneamente, la empresa concretó la emisión de un nuevo bono internacional con vencimiento en 2030 por $400 millones al 9.75%. Este bono recibió un fuerte respaldo tanto de bonistas existentes, que participaron canjeando su tenencia del bono 2025, como de nuevos inversores internacionales y locales.
“La exitosa pre cancelación de nuestro bono 2025 es un testimonio de la confianza que los inversores tienen en nuestra gestión y en la solidez de nuestra empresa,” afirmó Pablo Ferrero, director ejecutivo de MSU Energy. “Este logro nos permite seguir optimizando nuestra estructura de capital y nos posiciona favorablemente para el futuro.”
La exitosa ejecución de la etapa de desarrollo y construcción de las plantas, que finalizó en 2020 con una inversión de $1,000 millones de dólares, seguida de una excelente performance operativa y el cumplimiento de sus obligaciones financieras durante años de extrema volatilidad macroeconómica, ha permitido a MSU Energy optimizar su estructura de capital con el reconocimiento y apoyo de la comunidad financiera local e internacional.
“En los últimos cuatro años, a pesar de la gran volatilidad macroeconómica y las restricciones cambiarias, la compañía ha logrado reducir su deuda en $320 millones de dólares. Nuestro marcado compromiso con el cumplimiento de todas nuestras obligaciones comerciales y financieras ha sido fundamental para alcanzar estos resultados,” comentó Hernán Walker, CFO de MSU Energy. “Estas transacciones nos han permitido alinear el perfil de nuestra deuda con nuestra generación de caja, minimizando el riesgo de refinanciación y alcanzando un costo promedio ponderado de capital del 9%.
La refinanciación de MSU Energy es un hito significativo que destaca la capacidad de la empresa para gestionar la liquidez de forma responsable y adaptarse a las condiciones del mercado. Con una visión clara y un liderazgo sólido, MSU Energy está preparada para enfrentar los desafíos futuros y aprovechar las oportunidades en el sector energético.
Acerca de MSU Energy
MSU Energy posee y opera una plataforma de generación de energía a gran escala con tres plantas de ciclo combinado posicionadas entre las más modernas y eficientes del sistema.
Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) confirmó el aumento en los precios de los combustibles que implementará el próximo viernes 3 de enero y que representará un incremento del 1,75% en promedio en todo el país, la menor suba en los últimos doce meses.
La suba llegará un mes después del último ajuste aplicado. Así, las naftas incrementaron su precio un 256% entre noviembre de 2023 y este diciembre.
Según se consignó este fin de semana, aunque octubre marcó un repunte mensual del 7,57%, la venta de combustibles permanece por debajo en la comparación interanual y acumuló once meses en retroceso, con una merma del 8,8% frente al mismo mes de 2023. La caída interanual de octubre fue menor que el descenso del 11,77% exhibido en septiembre, y estuvo liderada por la nafta Premium, con una retracción interanual del 19,55%, seguida por el gasoil tradicional, con una baja del 17,08%, y el diésel de menor cantidad de azufre, con un declive del 3,65%. Las ventas de nafta súper, por su parte, subieron un 0,13%.
Los datos corresponden al portal Surtidores, a partir de un informe de la Secretaría de Energía elaborado sobre la base de los registros de las compañías del sector. Durante octubre, estas despacharon 1.434.689,06 metros cúbicos de naftas y gasoil, sin contar las cifras de la refinería Dapsa, frente a un volumen de 1.601.452,68 metros cúbicos registrado en octubre de 2023.
La provincia vecina estima que habrá récord de producción de petróleo y que, sólo las exportaciones petroleras, alcanzaran los $5.000 millones de dólares para el 2025.
El gobierno de Rolando Figueroa lanzó sus proyecciones sobre el negocio de los hidrocarburos para el próximo año y para diciembre de 2025, estiman que la producción de petróleo crecerá un 28% vs el año 2024.
Rumbo al 2025, el gobierno neuquino estima que la producción de petróleo promedio del año podría llegar a los 517.000 barriles diarios. Este número significa un crecimiento o adicional de 100.000 barrilaes diarios.
Según datos oficiales, entre enero y noviembre de este año, el nivel promedio de producción llegó a los 413.000 barriles diarios.
Además, según se informó desde el ministerio de Energía y Recursos Naturales de la Provincia del Neuquén, al mes de noviembre, la producción llegó al récord histórico de extracción petróleo, con 458.894 barriles diarios.
Sobre el precio promedio del barril de petróleo, el gobierno neuquino calculó un precio promedio de USD $71 dólares.
Sólo con la exportación del 45% de la producción total en la Cuenca Neuquina, las ventas podrían llegar a representar hasta $6.000 millones de dólares durante el próximo año.
Por último y siempre según datos oficiales, las exportaciones de hidrocarburos de Neuquén alcanzaron un total de USD $3.000 millones de dólares durante 2024, de los cuáles el 95% fueron aportados por la producción de petróleo.
Tras la Audiencia Pública que se realizó el pasado 17 de diciembre, donde las distribuidoras de energía locales presentaron su solicitud de aumento tarifario y el Ente Provincial Regulador de la Electricidad (EPRE) propuso una reducción, este viernes se conoció finalmente la resolución oficial.
Fue el vicepresidente del EPRE, Roberto Ferrero, quien confirmó la noticia en diálogo con Radio Sarmiento, y explicó que en promedio la disminución será del 4,43% en el componente local de la electricidad.
Cabe recordar que este componente ya había permanecido congelado durante el segundo semestre de 2024. La medida busca aliviar el impacto económico en los usuarios más vulnerables, marcando un contraste con las expectativas de aumento planteadas inicialmente por las distribuidoras en la Audiencia Pública.
Con este ajuste, el EPRE informó cómo quedó el cuadro tarifario para las diferentes sección:
La senadora por La Libertad Avanza (LLA), Daniela Reich, presentó un proyecto de ley en la Legislatura bonaerense para habilitar el autodespacho de combustibles en las estaciones de servicio de la provincia de Buenos Aires durante la noche.
La iniciativa libertaria propone modificar el Artículo 1 de la Ley 13.623, que regula el funcionamiento de surtidores en territorio bonaerense y prohíbe el funcionamiento de las estaciones de servicio sin operadores propios, permitiendo que las estaciones ofrezcan a los consumidores la posibilidad de cargar combustible o gas natural comprimido por cuenta propia. Sin embargo, la ley no habilita la posiblidad de autodespacho en cualquier momento.
En qué horarios habilita el autoservice de nafta y gasoil
Según la ley presentada, este servicio se habilitaría de 19 a 6 de la mañana y estaría respaldado por medios de pago electrónicos, supervisado por personal capacitado que permanecería en las estaciones de servicio para brindar asistencia y actuar en caso de emergencias.
“En la franja horaria de 19 a 6 horas, las estaciones de servicio podrán optar por poner a disposición del cliente, expendedores de combustible líquido y/o gas natural comprimido para ser operados por los propios consumidores, complementado con medios de pago electrónicos, siempre que personal propio se encuentre en las instalaciones para asistencia y/o supervisión”, expresa el texto de la legisladora Reich.
Qué pasará con los playeros de estaciones de servicio
La propuesta de Reich no implica la eliminación de los puestos de trabajo de los playeros, ni una reducción en sus jornadas laborales, lo que ya provocó el alerta en el sindicato de Carlos Acuña e hijo.
Por el contrario, según dijo la senadora, el personal de estaciones de servicio continuará desempeñando un rol esencial, aunque con un enfoque orientado a la seguridad y la supervisión.
“La capacitación de los playeros es clave para garantizar que cualquier eventualidad sea atendida de manera adecuada“, afirmó la senadora al presentar el proyecto.
Tal como indició Surtidores.com, durante los turnos nocturnos los trabajadores enfrentan mayores riesgos debido a la menor visibilidad, la disminución del tránsito y una menor presencia policial. Y este contexto ha derivado en incidentes violentos que han afectado gravemente tanto a los empleados como a sus familias. Para mitigar esta problemática, Reich sugiere medidas como la instalación de garitas de seguridad, vidrios blindados y otros mecanismos que aseguren la integridad física del personal.
“La implementación de la modificación que impulsamos en su reglamentación deberá citar las distintas posibilidades, sin perjudicar las horas de trabajo del personal, como así tampoco su salario y horas extras”, expresó la legisladora.
De esta manera, la senadora busca implementar en la provincia el modelo de autodespacho de combustibles que propuso el ministro desregulador Federico Sturzenegger días atras, y que busca imitar a Estados Unidos y a algunos países de Europa.
Durante su participación en el tradicional almuerzo del Club del Petróleo, que reúne a los empresarios del sector, Sturzenegger sorprendió a más de uno al revelar que “el decreto para el autoabastecimiento está escrito y está en proceso”.
La compañía de inversión privada dueña de Havanna y Fenoglio, Inverlant Investment anunció la adquisición de la empresa Compressco en Argentina, una firma dedicada a la compresión de gas. Lo hizo a través de su subsidiaria Aspro Energy, con foco en el desarrollo, fabricación y comercialización de estos sistemas. Así, acrecienta su presencia en Vaca Muerta.
“Este año, marcamos con orgullo un hito importante con la adquisición de Compressco en Argentina, consolidando aún más nuestra posición como líder de la industria en el sector de servicios de petróleo y gas“, señalaron desde Aspro Energy en un comunicado.
De esta forma, la empresa ampliará su oferta de compresores y destacó la incorporación de más caballos de fuerza al servicio de los operadores. La firma, que cumplió 40 años activa, llegó a Vaca Muerta en 2016 y en 2023 lanzó sistemas desarrollados para operar directamente en boca de pozo con el objetivo de aumentar la capacidad de producción de petróleo.
En efecto, el desarrollo de Vaca Muerta y las proyecciones de las áreas acentúan la necesidad de maximizar resultados. Cuando disminuye la presión de los pozos, los compresores pueden asistir y aumentar la producción, en algunos casos inyectando gas a presión y en otros, operando en la boca de pozo.
La marca es conocida por las estaciones de servicio de GNC, ya que es una de las mayores proveedoras de los sistemas de compresión. Adquirió el 100% de Compressco de Argentina, otra firma del sector que suma servicios de tratamiento focalizados en la producción de petróleo y gas. La firma era subsidiaria de Kodiak Gas Services, tras cerrada la operación a principios de este año.
El CEO de Aspro, Pablo Orlandi expresó que la adquisición sumará al impulso del crecimiento de la empresa en Vaca Muerta. “Con la integración de Compressco Argentina, buscamos potenciar nuestras capacidades para brindar soluciones innovadoras y acompañar el desarrollo energético de Argentina”, subrayó.
Orlandi asumirá la dirección que la compañía integrada, que seguirá funcionando bajo el nombre de Aspro.
Esta firma fue adquirida en 2017 por Inverlat, la compañía inversora cuyos socios son Carlos Giovanelli, Guillermo Stanley, Osvaldo Pieruzzini y Damián Pozzoli. El portafolios se completa con la reconocida empresa de alfajores y café Havanna, la chocolatería Fenoglio, la imprenta de seguridad ICSA, y Degasa (opera las franquicias de KFC, Wendy’s y China Wok), Canterbury y Reef.
El ejército de Rusia bombardeó este miércoles, en la madrugada navideña, al sector energético de Ucrania. Tras el ataque masivo con misiles, que dejó al menos tres heridos y daños materiales, el gobierno ucraniano impuso restricciones al consumo de electricidad, según informó el ministro de Energía, German Galushchenko.
“El operador del sistema de transmisión está tomando las medidas necesarias para limitar el consumo con el fin de minimizar las consecuencias negativas para el sistema energético”, explicó Galushchenko en Telegram.
Jarkov fue una de las más afectadas por el ataque ruso. “Estamos siendo blanco de un ataque masivo de misiles. Se escuchó una serie de explosiones y aún hay misiles balísticos dirigidos a nuestra ciudad”, escribió el alcalde de la localidad del este de Ucrania, Igor Terejov, en esa misma red social.
El gobierno regional contó siete ataques rusos y dijo que aún se están evaluando las posibles bajas. Al mismo tiempo, la fuerza aérea ucraniana informó del lanzamiento de misiles rusos Kalibr dirigidos a las regiones de Vinnitsia (centro), Poltava (este), Dnipropetrovsk (sudeste), Kirovogrado (centro) y Cherkasi (centro).
“Desde esta mañana, el ejército ruso ataca masivamente la región de Dnipropetrovsk. El enemigo intenta destruir la red eléctrica de la región”, declaró el gobernador regional Sergii Lisak.
Por su parte, el Ministerio de Defensa ruso afirmó que sus fuerzas derribaron 59 drones ucranianos durante la noche.
En tanto, la fuerza aérea ucraniana informó del lanzamiento de misiles de crucero Kalibr desde el mar Negro aunque no estaba claro hacia dónde se dirigían.
Rusia ha intensificado los últimos meses su avance por el este de Ucrania, en busca de asegurar todo el territorio posible antes de la llegada al poder del presidente estadounidense Donald Trump, en enero.
El mandatario electo prometió terminar rápidamente con el conflicto de casi tres años sin plantear una iniciativa para alcanzar un alto el fuego o un acuerdo de paz.
El ejército ruso dice haber tomado este año más de 190 localidades ucranianas, al tiempo que Kiev lucha por sostener la línea en medio de graves carencias de hombre y municiones.
El Parque Solar de San Javier, una iniciativa para la sostenibilidad energética en Misiones, avanza hacia su etapa final. Este proyecto emblemático, impulsado por el Gobierno de Misiones a través de Energía de Misiones, busca generar 4,5 megavatios (MW) y cubrir cerca del 45% del consumo eléctrico local, beneficiando directamente a más de 1.600 familias.
Con una inversión significativa, el parque ocupa un predio de 5 hectáreas donde ya se instalaron 6.300 paneles solares. Además, contará con inversores electrónicos trifásicos, transformadores elevadores de tensión, y una estación meteorológica, lo que lo posiciona como un modelo de innovación tecnológica y sustentabilidad.
UN PASO MÁS EN LA INTEGRACIÓN ENERGÉTICA
El pasado 11 de diciembre, Energía de Misiones completó el traslado y puesta en funcionamiento de dos estaciones transformadoras compactas (STS). Estas unidades, esenciales para conectar el parque a la red eléctrica provincial, representan un avance técnico significativo en el proceso de integración energética.
“Hoy tenemos una energía limpia y renovable en nuestro sistema. Es un aporte clave para paliar el incremento de la demanda y fortalecer la estabilidad energética de la zona”, explicó Juan Alberto Gerzely, jefe del distrito San Javier de Energía de Misiones.
IMPACTO LOCAL Y PROYECCIÓN PROVINCIAL
El Parque Solar transformará la matriz energética local y contribuirá a mejorar el suministro durante los momentos de alta demanda. Se espera que el proyecto esté en pleno funcionamiento durante los primeros meses de 2025, consolidando a San Javier como un referente en energía renovable en la región.
Un desarrollo que se suma a otras iniciativas del gobierno provincial, como la construcción de cinco parques solares en distintas localidades.
Además del parque solar, Energía de Misiones avanza en la instalación de paneles solares en entornos rurales y comunidades originarias, garantizando acceso a la electricidad para mejorar la calidad de vida y promover la inclusión social. En la Reserva de Biósfera Yabotí, la comunidad mbya Ita’o Mirí cuenta ahora con una “casa modelo” equipada con energía renovable, mientras que productores del paraje Arroyo Grapia acceden por primera vez a energía eléctrica, transformando su realidad cotidiana.
UN PASO HACIA LA INCLUSIÓN EN LA BIÓSFERA YABOTÍ
La comunidad mbya Ita’o Mirí, situada en la Reserva de Biósfera Yabotí, mantiene vivas sus tradiciones ancestrales mientras busca garantizar derechos fundamentales. En este contexto, Energía de Misiones instaló paneles solares en una vivienda modelo construida por la Fundación Compartir. Este espacio, que también funciona como sede de la organización, ahora cuenta con electricidad para apoyar proyectos educativos y comunitarios, además de ofrecer un lugar de paso para quienes necesitan trasladarse a El Soberbio por salud o trámites administrativos.
La casa está equipada con tres paneles solares, un conversor y un sistema de baterías, que permiten acceder a energía para iluminación, carga de dispositivos y el uso de tecnologías imprescindibles. Este programa, que ya alcanzó a 35 familias en toda la provincia, refuerza el compromiso con las comunidades más aisladas y busca garantizar el derecho a la energía en armonía con el entorno.
ENERGÍA RENOVABLE EN DOS HERMANAS: UN CAMBIO DE VIDA PARA FAMILIAS RURALES
En pleno monte misionero, Energía de Misiones llevó paneles solares a cinco chacras ubicadas en el paraje Arroyo Grapia, una zona de difícil acceso en Dos Hermanas. Estas familias, dedicadas al cultivo y la cría de animales, ahora cuentan con electricidad por primera vez, lo que transforma su rutina y amplía sus posibilidades.
“Es un cambio enorme para nosotros, porque ahora podemos conservar alimentos, usar una radio y hasta tener agua fresca después de trabajar”, expresó Juan Carlos Lima, uno de los beneficiarios del programa.
Cada hogar recibió un sistema fotovoltaico completo, que incluye paneles, baterías y focos de bajo consumo. Además, Energía de Misiones realiza un seguimiento técnico para garantizar el funcionamiento de los equipos y asegurar que este servicio esencial mejore las condiciones de vida de las familias.
Con la energía solar, los 15 niños de estas familias rurales tendrán acceso a mejores condiciones de vida. Además de facilitar la conservación de alimentos y medicamentos, el programa permite el acceso a tecnología educativa y pequeños electrodomésticos, promoviendo la inclusión y la equidad en entornos rurales.
La secretaria de Hidrocarburos de Río Negro, Mariela Moya, participará en una reunión plenaria en la Legislatura provincial para presentar los detalles del acuerdo de prórroga de la concesión del área Estación Fernández Oro (EFO).
Este bloque gasífero, ubicado en Allen, representa el 30% de la producción de gas de la provincia y es clave para la continuidad de la actividad hidrocarburífera.
El acuerdo será analizado este viernes en sesión extraordinaria, marcando un nuevo paso dentro del proceso de prórrogas hidrocarburíferas liderado por la Secretaría de Energía y Ambiente. Según Moya, “la sesión es extremadamente importante porque se trata de un área de gran relevancia dentro de la producción hidrocarburífera”.
La prórroga contempla la transferencia de la titularidad del bloque, previamente operado por YPF, a tres empresas del Grupo Quintana: Quintana E&P Argentina SRL, Quintana Energy Investments SA y Gas Storage and Midstream Services SA. Esta cesión se enmarca en el plan estratégico de YPF, que puso en venta algunos yacimientos maduros para priorizar otros proyectos.
La secretaria explicó que el proceso incluyó la evaluación oficial de un plan de inversiones para los próximos diez años de USD 91.880.000. “La propuesta de inversión no sólo implica un monto considerable en dólares, sino también proyectos para maximizar la recuperación de gas y petróleo, todo dentro del marco de sostenibilidad ambiental que caracteriza a este área”, detalló Moya.
Además, el acuerdo responde a los lineamientos de la ley sancionada en julio pasado, que prioriza la continuidad operativa, la sostenibilidad ambiental y el resguardo de las instalaciones y la población cercana. “Buscamos garantizar la eficiencia en la operación, el cuidado ambiental y la responsabilidad social empresarial, pilares fundamentales para el desarrollo sostenible del Alto Valle”, agregó.
Como antecedente al debate del viernes, la Legislatura aprobó por unanimidad hace menos de diez días el primer acuerdo entre el Gobierno provincial y la empresa VISTA por las áreas 25 de Mayo-Medanito SE, Entre Lomas y Jagüel de los Machos.
La petrolera argentina YPF ha anunciado la venta del 100% de su participación accionarial en YPF Brasil Comercio de Derivados de Petróleo a la empresa brasileña Usiquimica. Esta operación se enmarca dentro del plan estratégico de YPF, que busca desprenderse de activos no estratégicos para optimizar su estructura empresarial y generar valor sostenible en un sector energético en constante transformación.
– Acuerdo de venta: YPF ha firmado un acuerdo con Usiquimica para la venta total de su filial brasileña.– Mantenimiento de marca: El acuerdo incluye un convenio de licencia que permitirá el uso de las marcas de lubricantes de YPF en Brasil, asegurando la continuidad de la presencia de sus productos en el mercado brasileño.
– Fundación: La filial fue creada en 1998.– Capacidad productiva: Desde 2015, cuenta con una planta propia de lubricantes con capacidad para producir 48.000 metros cúbicos anuales.– **Participación de mercado**: Posee cerca del 2% del mercado de lubricantes en Brasil.
Estrategia de YPF
Esta venta forma parte de una estrategia más amplia de YPF, que incluye:
1. La creación de una nueva vicepresidencia enfocada en desarrollar un plan estratégico para la próxima década.2. Un mayor énfasis en empresas participadas como YPF Luz, Mega y Profertil, que se consideran fundamentales para la futura transición energética.
La compañía argentina, líder en producción de hidrocarburos en su país, busca adaptarse a los cambios del sector energético y fortalecer su posición a largo plazo. Esta decisión refleja el compromiso de YPF con la optimización de su estructura y la generación de valor en un entorno energético cambiante.
Una supuesta filtración de datos de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) se dio a conocer este miércoles, con información que se habría obtenido mediante el ransomware Money Message.
Según publicó El Litoral, el sitio Birmingham Cyber Arms LTD compartió información sobre Brodersen Dark News en la que se observan archivos publicados en la dark web sobre la CNEA, ya en una segunda instancia del proceso de extorsión que realizan los ransomware. Entre los datos figuran agentes internos o externos como el grupo Areva, la multinacional francesa que proporciona productos y servicios a la industria.
Se trata del episodio del cual el gobierno nacional se había hecho eco en la segunda semana del mes de diciembre y del cual, en primera instancia y de manera oficial, no se había logrado acceder a datos sensibles.
En su momento, el área que responde a la Jefatura de Gabinete de Guillermo Francos, había emitido un comunicado en el cual afirmaban que hubo un “incidente” en la Infraestructura TIC (Tecnologías de la Comunicación e Información), pero que no existió acceso completo.
Según un comunicado oficial, el equipo de Gerencia de Tecnologías de la Información y Comunicación examinó la situación y corroboró que “en ningún momento estuvo comprometida la seguridad de las instalaciones nucleares y no se ha difundido información sensible”.
Entre los datos sensibles que podrían revelarse, el mayor temor giraba en torno al reactor nuclear CAREM (Central Argentina de Elementos Modulares), iniciado en la década de los ‘80 y que en 2023 debía finalizar, pero hubo retrasos en todos los gobiernos que intervinieron. Es posiblemente el proyecto más ambicioso de Argentina y va destinado a países con necesidades energéticas específicas o limitaciones de infraestructura.
En medio del escándalo, el pasado 20 de diciembre, el presidente Javier Milei anunció un Plan Nuclear Argentino con el objetivo de “posicionar al país en la vanguardia energética mundial y atraer inversiones”, emulando la creación de la Comisión existente desde 1950. Aquella jornada el mandatario aseguró que “la energía nuclear vuelve a ocupar el lugar que le corresponde”.
El mercado de combustibles cierra un 2024 con malos resultados, ya que desde diciembre del año pasado que en todos los meses se registraron caídas interanuales en las ventas y, además, nunca se pudo alcanzar a la marca del millón y medio de metros cúbicos mensuales, meta superada en varias ocasiones en años anteriores.
Según consignó BAE Negocios, las ventas totales de naftas y gasoil ascendieron en noviembre a 1.472.085 metros cúbicos, con un descenso interanual del 10,5% y una notoria disparidad en la evolución regional, al punto que la baja porcentual en Formosa fue ocho veces mayor a la que tuvo Tierra del Fuego.
Los 24 distritos mostraron en noviembre caídas interanuales sin excepción si se toma en consideración la totalidad de combustibles líquidos y para encontrar un dato favorable hay que discriminar entre naftas y gasoil: en el primero de los casos, Mendoza fue el único caso de variación positiva, con apenas un 0,5% más de volumen vendido que en noviembre de 2023.
De acuerdo con el informe de la Secretaría de Energía, el volumen de ventas de combustibles de noviembre fue un 0,6% mayor al de octubre, en tanto el 56% del total comercializado correspondió a naftas y el 44% restante al gasoil.
En cuanto a la evolución por tipo de combustibles, la caída general del 10,5% interanual se compuso de un descenso del 6% en las naftas y del 15,6% en el gasoil, que en la comparación con octubre mostraron respectivamente una baja del 0,4% y un alza del 1,7%.
La evolución por provincia
Ese fenómeno se viene reflejando todos los meses con Formosa, Corrientes y Misiones como las tres provincias con las mayores caídas porcentuales interanuales, evolución que se agudiza en la primera de las tres provincias por ser una de las de menor nivel de ventas del país, después de Catamarca y Río Negro.
En noviembre, Formosa volvió a ser como en todo el año la provincia con la mayor caída, con un 31,9% de combustibles menos que en noviembre de 2023, según el relevamiento realizado por la consultoraPolitikon Chaco.
En orden decreciente, el listado continuó con Misiones (-25,5%), Corrientes (-23,2%), Santiago del Estero (-18,9%), Entre Ríos (-18,5%), Chaco (-17,9%), Tucumán (-16,5%), Río Negro (-15,6%), Catamarca (-14%), Jujuy (-13,1%), Santa Cruz (-12,9%) y La Rioja (-12,6%).
Los doce distritos restantes tuvieron bajas inferiores al 10,5% general: San Luis y Santa Fe (-10,2%), Salta (-9,7%), Neuquén (-9,6%), Córdoba (-9,4%), La Pampa (-8,7%), San Juan (-8%), Mendoza (-7,9%), Chubut (-7,4%), Buenos Aires (-6,5%), CABA (-6,3%) y Tierra del Fuego (-3,9%).
El acumulado en 11 meses
El acumulado del período enero a noviembre de 2024 cerró con ventas totales por 15,27 millones de metros cúbicos en todo el país, un volumen que es 9,2% inferior al registrado en igual período del 2023 y 7,1% inferior al de al 2022, aunque por encima de igual período de 2019, 2020 (con incidencia del inicio de la pandemia de coronavirus) y 2021.
Observando por tipo de combustible, las ventas acumuladas de las naftas exhiben una contracción del 7,5% interanual, mientras que en el caso del gasoil la caída es del 11,2%.
Al igual que en noviembre, todas las jurisdicciones subnacionales cerraron el período a la baja. Entre esas, las caídas más leves se observaron en CABA (-0,7%), Río Negro (-3,7%) y Tierra del Fuego (-5,0%); por su parte, las bajas más pronunciadas se vieron en Corrientes (-20,3%), Misiones (-25,6%) y Formosa (-28,1%).
El ministro de Minería de San Juan, Juan Pablo Perea, encabezó la presentación del Decreto Reglamentario N° 007-2024, una medida clave destinada a optimizar los procesos de evaluación ambiental minera en la provincia. El evento, que reunió a autoridades del Poder Ejecutivo, legisladores de la Comisión de Minería y empresarios del sector, resaltó la importancia de esta normativa para el desarrollo eficiente y sostenible de la actividad minera.
Durante su intervención, el ministro Perea subrayó que este decreto representa “un paso fundamental en la optimización, eficiencia y eficacia de la evaluación ambiental minera en San Juan”. La normativa responde a una demanda histórica y eleva los estándares de control, fiscalización y monitoreo, unificando en un solo marco normativo los procedimientos para la presentación y evaluación de los Informes de Impacto Ambiental (IIA) en sus etapas de Prospección, Exploración y Explotación, con actualizaciones bianuales.
El Decreto 007-2024 implica una simplificación administrativa y una gestión más precisa, asegurando que la evaluación ambiental minera respete los plazos del Código de Minería y se ajuste a las necesidades de la industria sin comprometer la calidad técnica ni los estándares ambientales. Además, optimiza el funcionamiento de la Comisión Interdisciplinaria de Evaluación Ambiental Minera (CIEAM) para proyectos grandes y medianos, mientras que los de menor envergadura serán evaluados por la Dirección de Evaluación Ambiental Minera (DEAM), permitiendo una atención especializada y un uso eficiente de los recursos.
La normativa también contempla la incorporación de consultores y evaluadores adicionales, garantizando un proceso más flexible y eficaz. “La optimización de los procesos no significa relajar controles, sino lograr una evaluación ordenada y especializada que beneficie a la provincia”, afirmó Perea, destacando los beneficios de una evaluación ambiental más ágil y precisa, un proceso claro y transparente, el incremento de la licencia social y la reducción de burocracia, priorizando criterios técnicos.
Legisladores de la Comisión de Minería y referentes del sector empresarial respaldaron la medida, reconociéndola como una herramienta fundamental para el desarrollo sostenible y la consolidación de la licencia social en San Juan. “Esta normativa prueba que es posible modernizar y optimizar procesos sin perder calidad técnica ni compromiso social”, concluyó Perea, invitando al sector público y privado a seguir trabajando juntos para que la minería en San Juan continúe siendo sinónimo de desarrollo, progreso y confianza.
El Poder Ejecutivo de Río Negro elevó este viernes a la Legislatura provincial el Decreto de Convocatoria a Sesiones Extraordinarias para el 27 de diciembre, para tratar el Proyecto de Ley sobre Prórroga de las Concesiones Hidrocarburíferas con las empresas Quintana E&P Argentina SRL, Quintana Energy Investments SA y Gas Storage and Midstream Services.
La sesión dará inicio a las 8, en la continuidad de los procesos de prórroga de distintas concesiones de áreas hidrocarburíferas en el territorio provincial.
La convocatoria a sesión extraordinaria se enmarca en el Artículo 135° de la Constitución Provincial, habida cuenta que la Legislatura de Río Negro se encuentra fuera de su período de sesiones ordinarias.
El acuerdo de prórroga cumple con los requisitos planteados por el Gobierno provincial, a través de la Secretaría de Energía, los que se centran en lograr una inversión permanente y sostenida de las actividades que se desarrollan en el marco de la protección y conservación del ambiente; avanzando en el fortalecimiento del sector de manera sustentable, con una planificación estratégica que ponga en valor los recursos de la provincia.
Los compromisos asumidos por las nuevas operadoras
• Plan de Inversiones y Actividad: USD 91.880.000 en inversiones firmes y contingentes.
• 12 perforaciones (2 en firme y 10 contingentes), 22 workover (8 en firme y 14 contingentes), a ejecutarse entre 2025- 2031
• Bono de Prórroga: USD 2.500.000 a ser abonados en pesos tras la ratificación legislativa del acuerdo.
• Aporte al Desarrollo Social e Institucional: USD 500.000 destinados a programas sociales.
• Capacitación e Investigación: USD 25.000 a USD 50.000 anuales, según la producción del área.
• Plan de Remediación Ambiental: USD 100.000 para atender pasivos ambientales existentes.
Además, el acuerdo contempla un aporte complementario del 3% de la producción mensual de petróleo y gas, lo que asegura un beneficio continuo para la Provincia sin representar una carga adicional a la ya establecida.
La secretaria de Hidrocarburos, Lic. Mariela Moya, subrayó que “este acuerdo fortalece el desarrollo productivo y energético de Río Negro, consolidando al área EFO como un pilar estratégico en la transición hacia una matriz energética más sostenible”.
La prórroga extiende la concesión por 10 años y establece un marco legal que garantiza la continuidad operativa y el cumplimiento de los compromisos asumidos por las nuevas empresas. Una vez ratificado por la Legislatura, al igual que ocurrió ayer con la empresa VISTA, el acuerdo permitirá incrementar la capacidad productiva del área, asegurando recursos económicos, generación de empleo y sostenibilidad ambiental.
La producción de energía secundaria, destinada a industria y hogares, registró un incremento de 0,7% en el tercer trimestre del año, respecto de igual período de 2023, informó hoy el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec).
En el tercer trimestre de 2024, el índice serie original del indicador sintético de energía (ISE) registra una suba de 0,7% con respecto a igual período de 2023.
El índice de la serie desestacionalizada presentó, en el tercer trimestre de 2024, un aumento de 1,6% respecto al trimestre anterior y el índice de la serie tendencia-ciclo registra una variación positiva de 0,2% respecto al trimestre anterior.
En este contexto, las empresas consultadas por el Indec afirmaron. que en el cuarto trimestre destinarán inversiones a aumentar la producción y/o a ampliar el servicio, y a mejorar la calidad del producto y/o servicio.
La generación neta de energía eléctrica del Sistema Interconectado Nacional, que no incluye la generación utilizada como insumo en el proceso de producción de las centrales eléctricas, mostró en el tercer trimestre una disminución de 2,7% respecto a igual período de 2023, relacionado con una menor generación hidráulica.
En cuanto al gas distribuido, que no incluye lo entregado a las centrales eléctricas, registra una variación negativa de 0,6% en el tercer trimestre de 2024, respecto a igual período de 2023.
En tanto, los derivados del petróleo seleccionados para el cálculo del ISE, medidos en toneladas equivalentes de petróleo (TEP), presentan en su conjunto una variación positiva de 4,4% en el tercer trimestre de 2024 respecto a igual período del año anterior.
Las principales incidencias positivas se verifican en gasoil neto de centrales eléctricas y en naftas.
Por otra parte, en el tercer trimestre de 2024, la producción de biodiésel registró un aumento de 25,7% y los despachos al mercado interno en toneladas tuvieron una suba de 26%, en comparación con igual período del año anterior.
En el tercer trimestre de 2024, la producción total de bioetanol muestra un aumento de 10,8%, como consecuencia de que la producción de bioetanol de caña sube 45,4% y la producción de bioetanol de maíz registra una caída de 10,8%, en comparación con igual período del año anterior.
Los despachos al mercado interno de bioetanol presentan una disminución de 6,5% en el tercer trimestre de 2024 con respecto a igual período de 2023.
Para el cuarto trimestre, en el sector petrolero, el 50% de las empresas proyectó que la demanda local de sus productos no variará, 40,0% considera que aumentará y 10,0% prevé que disminuirá. El 80% de las firmas prevé realizar inversiones.
En cuanto al sector gasífero, 83,3% de las firmas consultadas proyectó que la demanda interna no variará y 16,7% que aumentará. El 100% de las empresas prevé realizar inversiones.
Por su parte, en el sector de electricidad, 50% de las firmas estimó que la demanda interna aumentará y 50,0% estima que no variará. El 50% de las firmas prevé realizar inversiones.
Entre enero y noviembre, las exportaciones de combustibles y energía crecieron un 19,9%, alcanzando los 8.626 millones de dólares. Este valor representa el 6,7% de las exportaciones totales de Argentina y el país al que más se exportó energía fue Chile, con 2.430 millones de dólares, un 64,7% más que el año pasado.
A su vez, las importaciones de combustible y lubricantes se redujeron un 49,8% interanual en este período, totalizando los 3.820 millones de dólares, con caídas del 62,5% en gas natural licuado y 52% en gasoil.
Puntualmente en noviembre, las exportaciones sumaron 641 millones de dólares, de los cuales 285 millones tuvieron que ver con la venta de aceites de petróleo. Por su parte, las importaciones totalizaron los 128 millones de dólares, lo que significa una caída del 67,6% con respecto al mismo mes del año pasado.
De esta manera, luego de 14 años de déficit comercial energético, la balanza vuelve a ser positiva, en este caso en 513 millones de dólares. Así, el sector consolida su gran momento en materia de comercio exterior gracias a las trabas que el Estado nacional le está quitando a los privados.
El presidente Javier Milei presentó el Plan Nuclear Argentino, una estrategia destinada a reposicionar al país como líder energético global y motor para atraer inversiones. Durante el anuncio, el mandatario destacó el potencial de Argentina en el desarrollo de energía nuclear como clave para abastecer las crecientes demandas.
Milei expresó: “Contamos con un pueblo privilegiado en capital humano, con tierras inhóspitas a baja temperatura en toda nuestra Patagonia, lo cual es una ventaja comparativa para montar servidores de Inteligencia Artificial”.
“Tenemos abundantes reservas de energía que son necesarias para abastecer cualquier desarrollo”, agregó, acompañado por el jefe del Consejo de Asesores, Demian Reidel, y el director General del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), Rafael Grossi.
Por otro lado, el jefe de Estado indicó que “se va a generar en el mundo entero un resurgimiento de la energía nuclear”, y se refirió a las “incontables campañas de desprestigio de algunas fundaciones internacionales” contra “la única fuente eficiente, abundante y rápidamente escalable para hacerle frente al desarrollo de nuestra civilización”.
Luego de presentar a Demian Reidel como el responsable del Plan Nuclear, el presidente celebró que “después de décadas de declive, la energía nuclear tendrá su retorno triunfal y nosotros no nos vamos a quedar atrás, sino que pretendemos ser pioneros”.
Detalles del plan nuclear argentino
El Plan cuenta con el respaldo del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), lo que representa un sello de alta calidad y refuerza la posición de liderazgo en esta nueva etapa de la energía nuclear.
Para garantizar su éxito, el Gobierno nacional creará el Consejo Nuclear Argentino, presidido por Demian Reidel e integrado por el jefe de Gabinete, Guillermo Francos; el ministro de Defensa, Luis Petri; y el presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica, Germán Guido Lavalle.
Como inicio del proyecto se construirá un reactor modular pequeño (SMR) en el predio de la Central Nuclear Atucha. Esta iniciativa, además facilitará el acceso a la energía en todo el país y disminuirá considerablemente los cortes de luz.
En una segunda etapa, se desarrollarán reservas de uranio, que servirán para cubrir la demanda doméstica y posicionará al país como exportador de elementos combustibles de alto valor agregado.
“Con este Plan, la República Argentina se posiciona como un líder global en el uso pacífico de la energía atómica, mientras avanza hacia su objetivo de convertirse en un hub de Inteligencia Artificial”, se informó.
El Gobierno bonaerense busca impulsar a las energías renovables con una inversión superior a los $4.000 millones. Este compromiso se refleja en la convocatoria Ciencia y Tecnología en Energías Bonaerenses (CyTEB), una iniciativa que financiará ocho proyectos de investigación y desarrollo en energías limpias. La convocatoria será lanzada en marzo de 2025, y se espera que los proyectos seleccionados tengan una duración de entre 24 y 36 meses, con un financiamiento de hasta 50 millones de pesos cada uno.
Según dieron cuenta de Provincia, el principal objetivo de esta inversión es promover la innovación tecnológica y la transferencia de conocimientos en el campo de las energías renovables. Los proyectos estarán divididos en dos grandes áreas:
Desarrollo y Transferencia Tecnológica, que abarca cuatro ejes estratégicos:
Reciclaje y disposición final de componentes de sistemas de generación y acumulación.
Innovación tecnológica en la generación de energía a partir de fuentes renovables.
Innovación en eficiencia energética.
Desarrollo de tecnologías de almacenamiento de energía.
Investigaciones y Estudios de Base, con un enfoque en:
Detección de recursos energéticos renovables no explotados en la provincia.
Investigaciones sobre medidas de eficiencia energética aplicables al consumo eléctrico.
Un Centro de investigación para el futuro de la energía
El Campus Tecnológico de la CIC, ubicado en Gonnet (La Plata), es el lugar elegido para la construcción de un Centro de Investigación y Desarrollo en Energías Renovables. Este centro se está levantando con una inversión pública y tiene un avance del 70%. La infraestructura contará con tecnologías de autogeneración solar, sistemas de bombeo solar y calefacción solar, además de medidas bioclimáticas que aseguran un bajo consumo energético.
Este nuevo centro será fundamental para consolidar a la provincia como un referente en la investigación y desarrollo de energías renovables, fomentando la colaboración entre universidades, institutos de investigación y la comunidad local. Según el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni, el espacio también estará abierto a escuelas y otros sectores de la sociedad para promover la divulgación y educación en la temática.
En el evento de lanzamiento, el presidente de la CIC, Roberto Salvarezza, destacó la importancia de articular esfuerzos entre investigadores, universidades y el sector privado para que los proyectos en energías renovables puedan pasar de la fase de laboratorio a una producción real y aplicación práctica.
La provincia del Neuquén avanza en la exploración de arenas silíceas, un recurso clave para la industria hidrocarburífera y la técnica de fractura hidráulica. Según lo informado por la Dirección Provincial de Minería, actualmente se tramitan 102 cateos que abarcan una superficie aproximada de 438.000 hectáreas.
En una etapa más avanzada, correspondiente al proceso de consolidación de minas, se contabilizan 29.515 hectáreas. De estas, se han emitido habilitaciones para el transporte de 6.750 toneladas de arenas destinadas a ensayos en laboratorio y procesos industriales en plantas de lavado, atrición, clasificación y secado.
Según los resultados preliminares aportados por las empresas involucradas las arenas extraídas cumplen con parámetros técnicos alentadores. Características como el factor K (resistencia a la fractura) la redondez, esfericidad y solubilidad respaldan su potencial para ser utilizado a escala industrial y en pozos hidrocarburíferos.
“Estas arenas se utilizan para las fracturas hidráulicas en la formación Vaca Muerta y, por lo tanto, al considerarse ´arenas de cercanía´, el principal impacto es sobre los costos, al disminuir el costo del flete que tiene actualmente un impacto muy fuerte en el caso de aquellas arenas que provienen de las provincias de Entre Ríos y de Río Negro”, señaló el director Carlos Portilla.
Agregó que “otro impacto positivo que podemos enumerar es la creación de puestos laborales directos e indirectos, vinculados a las arenas. Finalmente, sería la baja en la carga de transporte en las rutas nacionales, provinciales y sus consecuencias”.
Es importante destacar que, para cada etapa del proceso –exploración, explotación y tratamiento industrial–, el sector privado debe contar con la aprobación del Informe de Impacto Ambiental (IIA) y la correspondiente Declaración de Impacto Ambiental, emitida por la Secretaría de Ambiente, autoridad de aplicación en la materia.
Con estos avances, la Provincia del Neuquén reafirma su compromiso con el desarrollo sostenible, promoviendo prácticas responsables en la producción de recursos estratégicos para la industria energética y posicionándose como un actor clave en la innovación y el crecimiento del sector hidrocarburífero.
El poder adquisitivo de las familias argentinas, en especial del área metropolitana, sufrió este año un golpe demoledor por la decisión de reducir los subsidios y actualizar los precios.
El gasto en servicios públicos de una familia en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) se quintuplicó en un año, desde que asumió Javier Milei como presidente.
Esta es la consecuencia del ajuste fiscal que emprendió el Gobierno, que aumentó las tarifas y bajó un 38% los subsidios a la energía, el transporte público y el agua para alcanzar el superávit fiscal y frenar la inflación.
Según el Observatorio de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP) de la UBA y el Conicet, un hogar promedio de la Ciudad o el Gran Buenos Aires que está categorizado como Nivel 1 (N1) de la segmentación -el de mayores ingresos y/o patrimonios o aquellos que no pidieron o renunciaron a la ayuda del Estado- gastará este mes $ 143.819 para pagar la luz, el gas, el servicio de Agua y Saneamientos Argentinos (AySA) y los viajes en colectivos.
Esa misma canasta en diciembre del 2023 tenía un costo de $ 28.651. Se trata de un aumento interanual del 402% nominal o de aproximadamente 130% en términos reales (descontado el efecto de la inflación) en un año.
El kirchnerismo había atrasado las tarifas -precios regulados- entre 2019 y 2023 como método de “combate” a la inflación.
A un costo social enorme, resolver estos desequilibrios heredados fue una de las principales tareas de Milei y su ministro de Economía, Luis Caputo, aunque todavía resta una parte del camino para 2025: la normalización regulatoria de los mercados energéticos, con nuevas subas de tarifas pendientes.
El mayor incremento ocurrió este año con las tarifas del transporte, donde los boletos treparon un 601% -se multiplicaron por 7-.
El gas tuvo una fuerte suba a partir de abril y en este período saltó un 531%; el agua también empezó a tener alzas periódicas desde abril, para un total de 331%; y la energía eléctrica comenzó en febrero, con un 268% en doce meses.
Sin embargo, esta cobertura es dispar entre los distintos segmentos de hogares y entre servicios. Es que mientras los hogares N1 pagan en promedio el 100% de los costos de abastecimiento del agua, 93% de la luz, 85% del gas y 31% del transporte, los N2 (Nivel 2, de ingresos bajos o en situación de pobreza) apenas cubren el 26% del costo eléctrico y el 31% del gas.
Esos esquemas de segmentación serían eliminados por el Gobierno antes del 9 de julio de 2025, para pasar a un sistema de asistencia directa a los hogares más vulnerables, mediante una “tarifa social”.
La canasta de servicios públicos del AMBA de diciembre representa el 11,9% del salario promedio registrado estimado para este mes.
Un año atrás, el peso de este gasto era de 5,9% sobre el salario, por lo cual se duplicó en 12 meses.
El pico ocurrió en junio, con el 14,5%, por el efecto del mayor consumo de gas, tarifas que eran más altas y se fueron atrasando lentamente a lo largo del segundo semestre del 2024, y salarios que progresivamente le empezaron a ganar de a poco a la inflación en los últimos 6 meses.
Mientras tanto, persisten amplias disparidades entre el AMBA y el Interior del país. Mientras un boleto mínimo de colectivo en Buenos Aires cuesta $ 371,13, el promedio nacional es de $ 1.047,41, y en la ciudad de Bariloche, Río Negro, alcanza un pico de $ 1.613.
La secretaria de Energía, María Carmen Tettamanti dejó sin efecto las convocatorias a concursos para la designación de los miembros de los directorios del ENRE y del ENARGAS, tras la creación del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENREGE).
Este nuevo creado por la Ley Bases reemplazará al ENRE y al ENARGAS, asumiendo sus funciones.
Este tipo de organismos son clave para la definición de la política tarifaria y la eliminación de subsidios.
La resolución 567/2024 del Ministerio de Economía publicada hoy en el Boletín Oficial estableció que las postulaciones presentadas para los concursos del ENRE y ENARGAS debían ser incluidas en la convocatoria para la conformación del directorio del nuevo ente.
Sin embargo, los postulantes cuentan con 30 días para manifestar por escrito su deseo de retirar su postulación.
Entre los considerandos más importantes de la resolución se destacan la necesidad de ampliar la participación en el proceso de selección para integrar el Directorio de los entes reguladores de gas y electricidad.
La decisión deja sin efecto las convocatorias previas para dar cumplimiento al Decreto N° 1.023/2024.
El gobierno nacional anunció este jueves la puesta en funcionamiento de la Planta Compresora de Mercedes, que permitirá aumentar la capacidad de transporte del Gasoducto Mercedes-Cardales en 6 millones de metros cúbicos diarios, alcanzando un total de 15 millones de metros cúbicos diarios de Gas Natural Licuado.
Además, al generar un ahorro en importaciones de GNL, se espera que se gasten 2.5 millones de dólares menos por día.
El Gasoducto Mercedes-Cardales fue inaugurado durante la gestión de Alberto Fernández y ahora entrará en funcionamiento. Forma parte de las obras complementarias del Gasoducto Perito Moreno.
Pese a haber frenado la obra pública en todo el país, el Gobierno decidió finalizar con este proyecto que tenía un avance del 60% cuando la administración de Javier Milei llegó a la administración nacional. Determinaron seguir adelante con la iniciativa al considerar que era “fundamental para concluir el Gasoducto Mercedes-Cardales” y “ya estaba iniciada”.
De todas formas, desde el Poder Ejecutivo apuntaron contra el gobierno de Fernández por la situación en la que se encontraba la obra. “El proyecto estaba afectado por reclamos de contratistas sin resolver, retrasos en la aprobación de SIRAS que complicaron la importación de materiales, una deuda de 2 millones de dólares y una actualización de precios pendiente, desde enero de 2023, por 4.5 millones de dólares”.
En Río Cuarto, Córdoba, el Grupo Albanesi concretó la ampliación de la Central Térmica Modesto Maranzana, elevando su capacidad instalada a 475 MW.
Esta planta, que ahora genera el 25% de la energía consumida en la provincia, beneficia directamente a 233.000 hogares cordobeses.
Desde la compañía destacaron que el proyecto requirió una inversión privada de 190 millones de dólares y consistió en la conversión de un ciclo abierto a un ciclo combinado.
Armando Losón (h), presidente de Albanesi, subrayó: “Hoy celebramos no sólo la finalización de la ampliación de la Central Térmica Modesto Maranzana, la más grande por capacidad instalada que tenemos en el país, sino también los importantes logros alcanzados desde que asumimos su operación”.
Esta modernización incluyó la incorporación de una nueva turbina de gas, una turbina de vapor y las calderas necesarias para optimizar la eficiencia de la planta, la más grande que Albanesi opera en el país.
El grupo, fundado en 1912 y con una capacidad instalada de 2.000 MW distribuidos en 10 centrales, también se expandió recientemente a Perú, donde gestiona otras 10 plantas térmicas
En Argentina, esta obra es parte de un plan de inversiones de 600 millones de dólares destinado a construir 405 MW adicionales, que representan el 25% de su capacidad total de generación.
Las iniciativas de Albanesi
La Central Térmica Ezeiza también fue objeto de una importante modernización por parte de Albanesi, donde este año finalizó el cierre de ciclo, duplicando su potencia instalada de 150 MW a 300 MW.
Este aumento impacta directamente en el suministro de energía para 200.000 hogares, marcando un hito en la capacidad de generación de la planta.
Además, en octubre, la compañía puso en marcha la Central de Cogeneración Arroyo Seco, ubicada en Santa Fe. Este proyecto, que requirió una inversión de 165 millones de dólares, añadió 130 MW al sistema eléctrico provincial, reforzando el suministro energético en la región.
Armando Losón (h), presidente de Albanesi, subrayó: “Hoy celebramos no sólo la finalización de la ampliación de la Central Térmica Modesto Maranzana, la más grande por capacidad instalada que tenemos en el país, sino también los importantes logros alcanzados desde que asumimos su operación”.
“En casi 20 años, hemos invertido más de 400 millones de dólares y sumado al sistema más de 400 MW de energía eficiente”, agregó.
Las autoridades de la ciudad rusa de Anapa, a orillas del mar Negro, decretaron hoy estado de emergencia por el vertido de productos petrolíferos tras los accidentes sufridos el pasado domingo por dos petroleros rusos en una zona próxima al estrecho de Kerch.
“En Anapa se ha declarado el estado de emergencia debido al vertido de productos derivados del petróleo en línea costera”, informaron en Telegram las autoridades de la ciudad, de más de 80.000 habitantes y perteneciente a la región meridional de Krasnodar.
La misma medida fue adoptada en la localidad de Vesélovka, en la península de Tamán, a unos 35 kilómetros al noroeste de Anapa.
Con anterioridad, el gobernador de Krasnodar, Veniamín Kondrátiev, informó de que durante la inspección del litoral se detectaron manchas de productos petrolíferos a lo largo de varias decenas de kilómetros.
Los petroleros ‘Volgoneft 212’ y ‘Volgoneft 239’, ambos construidos hace más de 50 años para navegación fluvial y adaptados posteriormente para navegar por el mar, se accidentaron el pasado domingo junto al estrecho de Kerch, que une el mar Negro con el de Azov, durante una tormenta.
El primero se partió en dos a unos 7-8 kilómetros de la costa, tras lo que empezó a verter petróleo al mar, según un vídeo publicado por las autoridades locales.
El segundo estuvo varias horas a la deriva y, finalmente, encalló a unos 80 metros de la costa en la región de Krasnodar.
En el accidente falleció un tripulante del ‘Volgoneft 212’, mientras que el resto de su tripulación, así como la totalidad de la segundo petrolero, fue rescatado con vida.
Pluspetrol ejecutó su opción para ser accionista en el proyecto Vaca Muerta Sur, una obra fundamental para el desarrollo energético del país, en sociedad con YPF, PAE, Pampa y Vista.
Esta iniciativa implica la construcción de un oleoducto de 437 km que conectará Allen con Punta Colorada, una terminal de carga y descarga con monoboyas interconectadas, y una playa de tanques y almacenaje.
El diseño contempla una capacidad de transporte de hasta 550 mil barriles diarios, ampliables hasta 700 mil.
Producto de la reciente adquisición de los activos de ExxonMobil en Argentina, y en línea con sus planes de expansión en la cuenca neuquina, Pluspetrol sumará así capacidad firme de transporte, almacenaje y despacho de 80 mil barriles diarios.
A su vez, Vaca Muerta Sur complementará otras vías de transporte de crudo que permitirán que la Argentina aumente considerablemente sus exportaciones de petróleo en los próximos años.
Esta participación será un pilar estratégico para la compañía y requerirá una inversión aproximada de US$ 3.000 millones.
La misma se financiará con aportes de los socios junto con financiamiento externo, a concretar durante el año 2025. Se espera que comience su operación comercial durante el primer semestre de 2027.
La empresa dijo que de esta se consolida como “protagonista del sector energético, guiado por su propósito de potenciar el desarrollo energético sostenible para el bienestar de las actuales y futuras generaciones”.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marin, y el vicepresidente Ejecutivo de GNL de Shell, Cederic Cremers, firmaron el 19 de diciembre un acuerdo para el desarrollo de Argentina LNG en La Haya, Países Bajos.
“El PDA (Project Development Agreement, por su término en inglés) implica que Shell se incorporará al proyecto. Las partes se comprometieron a avanzar en el desarrollo de la primera fase del proyecto Argentina LNG hasta tomar la decisión para ingresar a la etapa de FEED (Front-End Engineering and Design). Esta primera fase implica una capacidad de licuefacción 10 millones de toneladas al año (MTPA)”, informaron desde la petrolera de mayoría estatal YPF
“Estamos orgullosos de que Shell, líder mundial en la producción de GNL, se una al proyecto. Como pionero en el mercado de GNL, el conocimiento y la experiencia de Shell serán fundamentales para ayudar a posicionar a Argentina como un proveedor de energía global confiable y competitivo”, afirmó el presidente de YPF.
“Con el ingreso de Shell al desarrollo de la primera fase de ARG LNG, finaliza la participación de Petronas como socio de YPF. Ambos continuarán trabajando en el desarrollo del área La Amarga Chica en Vaca Muerta. YPF reconoce el valioso aporte de Petronas durante los últimos dos años, compartiendo con los equipos de YPF su experiencia técnica y comercial en el mercado de GNL. El trabajo conjunto ha contribuido al desarrollo del Proyecto ARG LNG hasta su etapa actual y permitirá dar nuevos pasos”, se agregó.
Argentina LNG es un proyecto para la licuefacción de gas para su exportación a los mercados mundiales. Comprende desde la producción de gas en bloques dedicados en Vaca Muerta, su transporte a través de gasoductos dedicados de 580km de extensión hasta una terminal de procesamiento y licuefacción que será construida en Sierra Grande, Rio Negro, en las costas del Océano Atlántico.
“Crezcamos juntos”. Con estas palabras el gobernador Rolando Figueroa inició su alocución esta mañana en el Encuentro de Integración Biobío-Neuquén. Junto a su par de esa región trasandina, Rodrigo Díaz Worner y el ministro de Economía, Fomento y Turismo de Chile, Nicolás Grau, integró el panel “Desafío y Oportunidades”.
“Vaca Muerta queda a 200 kilómetros del Biobío”, indicó Figueroa y convocó a los representantes del sector público y más de 160 empresas privadas de Chile que asistieron al evento a aprovechar el gas natural neuquino para industrializar más barato, ser más competitivos y llegar a todos los domicilios. “Cómo no nos vamos a poder poner de acuerdo para crecer juntos -se preguntó-. Sería un fracaso de nuestra parte y no nos podemos permitir eso”.
“Si nos perdemos esta oportunidad de vender nuestro gas rápidamente para generar desarrollo a Latinoamérica y si Chile se pierde la oportunidad de tener el segundo yacimiento de gas más importante del mundo a 200 kilómetros, con la posibilidad de hacerse un ducto y abastecer al país, creo que ahí está la gran respuesta: No podemos fallar generacionalmente en el deber que nos imponemos para el desarrollo de nuestras comunidades y países”, opinó.
En ese sentido consideró que esta “es la gran oportunidad de América para poder generar decisiones colectivas que nos hagan grandes y esas decisiones colectivas sin lugar a dudas parten de lo local”. Mencionó como ejemplo la integración que existe desde antaño entre las comunidades que residen a ambos lados de la Cordillera de los Andes y que fueron determinantes al hacer de Neuquén la provincia con la mayor cantidad de pasos fronterizos con Chile.
Se refirió también a proyectos centenarios, como el Ferrocarril Trasandino del Sur, que dan cuenta de ese impulso integrador y que tienen, en estos momentos, grandes posibilidades de concretarse.
“Si no aprovechamos cada una de las ventajas que tienen nuestras provincias y regiones sería un gran fracaso. Sería un gran fracaso para Neuquén no aprovechar la salida al Pacífico. Sería un gran fracaso para Chile no poder ingresar en la Argentina y salir al Atlántico por Neuquén. Tenemos oportunidades históricas. Creo que las inversiones que estamos desarrollando ambos países van a hacer que esto se incremente.”
Sobre el Encuentro
El encuentro constituyó una nueva muestra del entendimiento que existe entre ambas regiones, unidas por los Andes, y se suma a diversas acciones realizadas durante este año para avanzar en la importación del gas neuquino a Chile, el transporte bimodal y el impulso al intercambio comercial y turístico, entre otros temas.
En la ocasión se habló también sobre el Régimen de Incentivo a Grandes Inversiones (RIGI) que rige a nivel nacional y la reciente propuesta que envió el gobernador a la Legislatura para crear un programa de similares características para incentivar la inversión en Neuquén.
A mediados de este año Figueroa y Díaz Worner firmaron el Memorándum de Entendimiento en Materia Energética (MdEE) en el cual trazaron los lineamientos para que la provincia del Neuquén, a través del gasoducto del Pacífico y del oleoducto Trasandino, pueda proveer de recursos energéticos vitales para sostener la importante actividad industrial en esa región de Chile que se caracteriza por la forestación, la producción de celulosa, la refinación de hidrocarburos y la siderurgia, entre otras actividades.
En el panel de apertura también participó el subsecretario de Energía de Chile Luis Felipe Ramos y Oscar Ferrer, Jefe de División Infraestructura y Transporte, fue el moderador.
La actividad continúa con una intensa agenda de actividades que incluye rondas de negocios empresariales y recorrido por infraestructura logística de la región del BIOBÍO. Si bien se invitó a cien empresas, el interés suscitado hizo que hoy participen más de 160 firmas del sector privado.