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El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, y el ministro de Seguridad, Pedro Prodromos mantuvieron una reunión con autoridades de la UTE, para avanzar en la planificación de seguridad y logística vial para las represas del Río Santa Cruz.

Como producto de los acuerdos alcanzados con la empresa Gezhouba Group Corp. durante la reciente visita del gobernador Claudio Vidal a la República Popular China, el Ejecutivo provincial comenzó a diseñar las acciones necesarias para cumplir con los compromisos asumidos y retomar la construcción de las represas sobre el río Santa Cruz.

En ese marco, el gobernador, junto al ministro de Seguridad, Pedro Prodromos, mantuvo una reunión con representantes de UTE Represas Patagonia. Durante el encuentro, se trazaron las líneas de acción prioritarias que buscan fortalecer la seguridad y el mantenimiento de la infraestructura vial en la zona de las represas.

Vidal destacó que el Gobierno Provincial ya trabaja para cumplir los compromisos en materia de seguridad, con la participación de la Policía Provincial y aseguró que este esfuerzo “es una respuesta directa a los acuerdos alcanzados durante la misión en China”.

En la reunión también se estableció la necesidad de un convenio con Vialidad Provincial y las autoridades de la UTE, responsables de las obras, para asegurar el mantenimiento de la Ruta 9, principal vía de acceso a las instalaciones de las represas. 

“Nos hemos comprometido a trabajar en conjunto con las autoridades pertinentes y con la empresa Gezhouba para garantizar el acceso y la seguridad en la zona”, explicó Vidal. El objetivo es comenzar con los trabajos de mantenimiento en la ruta 9 a mediados de diciembre, cumpliendo así con el cronograma de acuerdos que Santa Cruz ha establecido. 

Desde el Gobierno Provincial, se ha gestionado incansablemente ante el Ejecutivo nacional, así como con los diferentes actores internacionales, logrando que las represas sean incluidas en el Presupuesto 2025, lo que significa un paso indispensable para la reactivación de esta obra. 

“Todo lo que hemos gestionado busca asegurar que las represas sean una realidad, cumpliendo cada compromiso asumido. Desde la seguridad hasta el mantenimiento de las rutas, estamos comprometidos en facilitar el desarrollo de esta obra. Ahora, el siguiente paso depende del Gobierno Nacional, que tiene la responsabilidad de terminar de definir los acuerdos restantes para que este proyecto avance”, finalizó. 

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El Gobierno de Santa Cruz, a través del Ministerio de Energía y Minería y de FOMICRUZ S.E., con el auspicio del Consejo Federal de Inversiones, inauguró este jueves el stand de Santa Cruz en la exposición Argentina Oil and Gas Patagonia 2024, en el Espacio DUAM, de la ciudad de Neuquén.

En este marco, y ante empresarios invitados para la oportunidad, Juan Carlos Morales, secretario de Estado de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minería, y Oscar Vera, presidente de FOMICRUZ S.E., llevaron a cabo la presentación formal de la provincia en este evento, transmitieron los saludos del Gobernador Claudio Vidal, y del ministro Jaime Álvarez, destacando que “creemos que Santa Cruz comienza una nueva etapa en la producción hidrocarburífera, con todo el potencial que representa Palermo Aike”.

En ese sentido, agregaron que “los resultados alentadores que estamos registrando en la Formación Palermo Aike, generan optimismo en el sector, lo que de confirmarse permitirá la creación de puestos de trabajo y reactivará la economía local y regional, representando un panorama muy alentador para el futuro de Santa Cruz”, afirmaron los funcionarios, destacando que “estamos viendo el impacto económico y productivo de Vaca Muerta, y creemos que, junto a la inversión del sector privado, la fuerza de los trabajadores santacruceños, y la producción e industrialización de nuestros recursos naturales, tenemos los ejes necesarios de esta nueva Santa Cruz”.

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El costo promedio de los servicios públicos para un hogar representativo del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) se reduce en octubre por segundo mes consecutivo, al bajar un 2,5% frente a septiembre, de acuerdo a un reporte elaborado por el Observatorio de Tarifas y Subsidios IIEP a cargo de la UBA-Conicet.

El informe expone que en el mes de octubre un hogar promedio del AMBA, sin subsidios, gasta $134.414 al mes en cubrir sus necesidades energéticas, de transporte y de agua potable en el hogar, lo que implica un 2,5% menos que septiembre, cuando se alcanzó un costo de $141.534.

Al argumentar la merma, el IIEP sostuvo que “esta reducción del gasto en servicios públicos respecto de septiembre se explica por 1) menores consumos de energía eléctrica y gas que bajan una vez pasado el pico estacional de invierno mientras los cuadros tarifarios se modificaron levemente, se incrementó un 3,1% energía eléctrica y 0,5% gas natural en promedio, y 2) por incrementos en los cuadros tarifarios de agua”.

Asimismo, precisó que “en los hogares del AMBA se pagan tarifas de servicios públicos que, en promedio, cubren el 53% de los costos y, por lo tanto, el Estado se hace cargo del 47% restante” aunque aclaró que “esta cobertura es dispar entre segmentos de hogares y entre servicios”.

En este punto, advirtió que “la cobertura tarifaria de los costos de los servicios públicos se presenta superior al observado en los últimos once meses y con tendencia al alza a razón de los incrementos tarifarios que complementan mayor estabilidad en los costos fuera de los picos estacionales” y aportó que es 11 puntos porcentuales superior al promedio de los últimos diez meses (42%).

Con respecto a diciembre de 2023, el estudio arrojó que el costo de la canasta total se incrementó 369% a partir de las actualizaciones de tarifas de transporte, energía eléctrica, gas natural y agua.

Al respecto, precisó que “en la desagregación por servicio se observa que el incremento más importante fue en la factura de gas natural con un aumento del 715% respecto a diciembre de 2023 y es explicado tanto por los aumentos tarifarios como por el aumento del consumo estacional”.

A su vez, detalló que “el gasto en energía eléctrica aumentó 162% mientras que los servicios públicos que no dependen de factores estacionales muestran un aumento del 601% para el transporte y del 289% para el agua”.

De esta manera, el IIEP reveló que “la canasta de servicios públicos del AMBA de octubre representa el 12,2% del salario promedio registrado estimado del mes, a la vez que el peso proporcional del gasto en transporte alcanza el 42% y es significativamente más elevado respecto de los restantes servicios”.

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China y la Unión Europea (UE) han reiterado su voluntad de resolver a través del diálogo la disputa sobre la investigación antisubsidios de la parte europea sobre los vehículos eléctricos chinos.

Ambas partes han decidido mantener el compromiso de precios como solución al caso, según un comunicado emitido por el Ministerio de Comercio de China tras una conversación mantenida hoy viernes por videoconferencia entre el ministro de esa cartera china, Wang Wentao, y el vicepresidente ejecutivo y comisario de Comercio de la Comisión Europea, Valdis Dombrovskis.

Hay fuertes llamados y elevadas expectativas de diversos sectores en China y Europa para el adecuado manejo del caso, dijo Wang.

Desde el 20 de septiembre, se han llevado a cabo intensas negociaciones entre las dos partes en relación con el compromiso de precios, logrando algunos avances positivos en determinados aspectos, pero siguen existiendo diferencias significativas en cuestiones de interés fundamental para las comunidades empresariales de China y Europa, mencionó.

Wang indicó que China salvaguardará inquebrantablemente los legítimos derechos e intereses de sus empresas. También expresó la esperanza de que ambas partes continúen avanzando en las negociaciones con base en la etapa previa de consultas, y logren avances sustanciales tan pronto como sea posible.

En la siguiente etapa de negociaciones del compromiso de precios, las consultas deben realizarse con base en la mutua consideración de las preocupaciones fundamentales, y de acuerdo con los principios de pragmatismo y equilibrio, indicó Wang, añadiendo que debe tomarse en cuenta tanto la efectividad del acuerdo como los intereses fundamentales de las empresas.

Debe establecerse un mecanismo de comunicación bilateral para la implementación y supervisión del compromiso de precios sobre la base de la confianza mutua, explicó

La parte europea ha presentado sugerencias específicas respecto al plan del compromiso de precios y propuso que los equipos técnicos de ambos lados realicen videoconsultas sobre este tema. La parte china acepta iniciar inmediatamente la siguiente fase de negociaciones y da la bienvenida al equipo técnico europeo para que visite China tan pronto como sea factible.

Las dos partes también intercambiaron puntos de vista acerca de las investigaciones sobre medidas de solución comercial iniciadas por China contra ciertos productos de la UE, entre ellos brandy, carne de cerdo y productos lácteos.

La parte china subrayó que esas investigaciones fueron iniciadas a solicitud de industrias nacionales, en pleno cumplimiento de las normas de la Organización Mundial del Comercio, así como de leyes y regulaciones chinas.

China continuará llevando a cabo las investigaciones de acuerdo con la ley y las regulaciones, y salvaguardará plenamente los derechos e intereses legítimos de todas las partes involucradas, de acuerdo con el ministerio. 

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La 50° Asamblea, que reunió a los representantes del área minera de 22 provincias argentinas en la ciudad de Córdoba, eligió a las nuevas autoridades del organismo, donde, por elección unánime, Salta asumirá la presidencia del Consejo. La secretaría de Minería y Energía Romina Sassarini fue designada como presidenta, abriendo un nuevo capítulo en la historia del COFEMIN.

La funcionaria enfatizó la importancia de trabajar en conjunto con la Nación. “Es imposible llevar adelante una política minera y una adecuada gestión integral de la minería si no lo hacemos en todos los estamentos, nacional, provincial, municipal y además compartiendo estas oportunidades y desafíos con el sector privado y las comunidades originarias”, destacó Sassarini.

Asimismo, Joaquín Aberastain Oro, de Río Negro, fue electo vicepresidente primero, y María Laura Delgado, de Buenos Aires, vicepresidenta segunda. Estos nombramientos definen la nueva estructura de liderazgo en el COFEMIN.

Durante la asamblea, también se renovaron las autoridades de las Delegaciones Regionales quedando distribuidas de la siguiente manera: José Gómez (Jujuy) para la región NOA, Federico Tenorio (Santa Fe) para la región NEA, Ivanna Guardia (La Rioja) para la región Cuyo, Gustavo Caranta (Córdoba) para la región Centro, y Cristian Buss (La Pampa) para la región Patagonia. Además, Juan Espínola asumirá como secretario ejecutivo.

Antes de finalizar, los asistentes apoyaron la propuesta de la provincia de Mendoza para realizar la Asamblea N° 51 en su territorio, coincidiendo con el Summit de Sostenibilidad Minera, que se llevará a cabo entre el 27 y el 29 de noviembre.

COFEMIN

El Consejo Federal de Minería (COFEMIN) es un pilar estratégico del desarrollo minero argentino, dedicado a promover y articular la política minera nacional en conjunto con la Nación y las provincias. Su misión es clara: asegurar un desarrollo minero sostenible y eficiente, identificando los retos y capitalizando las oportunidades que ofrece el sector.

Con este propósito, la COFEMIN lidera la coordinación de políticas, planes y programas operativos, fomentando la investigación, el intercambio técnico-económico y la cooperación activa entre la Nación y las provincias. Promueve además la regionalización e integración de áreas mineras con afinidad geoeconómica, y trabaja en la modernización legislativa y fiscal del sector.

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En el marco de la Argentina Oil and Gas 2024, Leandro Deccechis, CEO de Aconcagua Servicios, subrayó la importancia de que la industria petrolera y todas las partes interesadas trabajen en conjunto para prever y superar los cuellos de botella que puedan presentarse en el desarrollo de Vaca Muerta. Deccechis destacó que la participación masiva y el creciente interés en la Expo son signos positivos, y expresó su confianza en que este tipo de eventos permitan una mejor articulación entre empresas, operadores, contratistas, sindicatos y gobiernos.

Aconcagua Servicios, una empresa dedicada al desarrollo de yacimientos convencionales, tiene operaciones en diversas cuencas, incluyendo Cuenca Neuquina y Cuenca Cuyana. Deccechis explicó que, aunque su compañía se enfoca en operaciones convencionales, han logrado mantenerse competitivos al tener su propia compañía de servicios, lo que les permite blindarse en un entorno donde los recursos para Vaca Muerta son muy demandados.

El CEO también hizo énfasis en la necesidad de un diálogo dentro de la industria para abordar los diferentes modelos de explotación: convencional y no convencional, así como los desafíos que ambos presentan. Según Deccechis, Argentina debe concentrar sus esfuerzos en el desarrollo de Vaca Muerta, pero no descuidar los campos convencionales, que pueden ser gestionados por empresas más pequeñas o con mayor especialización.

Finalmente, Deccechis reflexionó sobre la reciente venta de áreas por parte de grandes operadoras, como YPF, y celebró la transparencia y oportunidad que estas ventas representan para compañías que buscan expandir su operación. Aunque Aconcagua Servicios no logró adjudicarse áreas en la primera etapa del proyecto Andes, el CEO reafirmó su compromiso de seguir participando en futuros procesos de expansión, con un enfoque en el crecimiento sostenido y la gestión responsable de los recursos.

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El gobernador de Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, aseguró que “el trabajo en la cuenca del Golfo San Jorge está garantizado”, tras la reunión que se llevó a cabo en Buenos Aires entre representantes de la empresa Pan American Energy (PAE) y referentes gremiales del sector, luego de que se anunciara recientemente, por parte de la operadora, el comienzo de una serie de planes vacacionales para aquellos trabajadores que se desempeñan en dicho sector productivo de la provincia.

Durante el encuentro, las partes acordaron un esquema ordenado de readecuación de los trabajos, a la vez que se comprometió la reactivación de la actividad en la cuenca a partir del 2 de enero. “Los planes de inversión anuales se van a mantener, y eso es parte del compromiso de la operadora con Chubut”, aseguró el titular del Ejecutivo provincial.

Sostenimiento de la actividad

Asimismo, durante la reunión, se abordaron cuestiones relacionadas con la actividad de la empresa, luego de que por cuestiones técnicas se adelantara la ejecución del presupuesto para las operaciones del año en curso, en cuyo marco se pautó una serie de planes vacacionales, sin que se comprometan los ingresos de los trabajadores, los cuales “representan un engranaje esencial en el área hidrocarburífera más productiva de nuestra provincia, y van a conservar sus empleos”, puntualizó Torres.

Asimismo, el mandatario chubutense aseguró que tras las gestiones de la Provincia “y un esfuerzo conjunto de todas las partes involucradas”, se pudo acordar “la continuidad de las fuentes laborales”, y agregó que “el próximo paso será evaluar distintas acciones para que los ingresos de los trabajadores no se vean afectados”.

Compromiso entre las partes

Finalmente, el Gobernador puso al diálogo entre todas las partes como la “clave para garantizar la paz social”, y concluyó destacando así “la articulación entre el Estado y el sector privado, para que la situación actual del país no tenga un impacto directo en el empleo y que uno de los sectores más importantes de la economía provincial continúe generando crecimiento y desarrollo”.

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La compañía petrolera Shell realizará en diciembre próximo trabajos de sísmica 3D en dos bloques de la Cuenca Argentina Norte (CAN), en lo que será el segundo intento por hallar hidrocarburos en el Mar Argentino después del primer intento fallido de Equinor. En qué consisten las tareas.

Tal como adelantó EOL, la duración de las actividades será de alrededor de tres meses y constará de tres fases: la movilización de los buques, la campaña sísmica propiamente y la desmovilización de las embarcaciones. 

La prospección sísmica se centrará en las áreas CAN-107 y CAN-109, donde Shell es la principal empresa operadora, con el 60% de participación. Qatar Petroleum tiene el 40% restante.

De acuerdo a la información que consta en el documento de divulgación presentado por Shell, para la etapa sísmica se utilizarán dispositivos de aire comprimido remolcados en las embarcaciones a lo largo de las líneas de prospección proyectadas. “La fuente de energía de aire comprimido es la más comúnmente utilizada en exploraciones marinas, dado que el aire comprimido es una fuente accesible y los pulsos que genera son predecibles, repetibles y controlables”, explicaron.

En el proceso, una cámara de aire comprimido es descargada rápidamente en el agua para crear un pulso acústico. Las ondas de sonido generadas por las fuentes de energía se reflejan y reflectan en las distintas capas del subsuelo al encontrar cambios en las propiedades físicas (distintos estratos geológicos, gas, petróleo, etc.), y vuelven a la superficie, donde son captadas por hidrófonos que se encuentran ubicados dentro un sistema de cables sísmicos, comúnmente llamados streamers. Las ondas son medidas por el tiempo en que tardan en llegar a la superficie, de lo que se infiere su posición en profundidad y su geometría. El producto final es una “imagen” del subsuelo en 3 dimensiones. 

Para la adquisición se prevé la utilización de un buque sísmico, el cual irá acompañado por dos embarcaciones de apoyo. Una de ellas es el buque de guardia o seguimiento (escort). Su función será la de garantizarle al buque sísmico (y su arreglo), una navegación segura, sin interferencias con otras embarcaciones. La otra embarcación de apoyo es un buque logístico (supply). Su función será la de abastecer el buque sísmico de provisiones e insumos, así como la realización de cambios de tripulación.

El Puerto de Mar del Plata, la base de las operaciones

Según detalló la compañía, el Puerto de Mar del Plata volverá a ser la base logística tal como sucedió con la exploración y perforación que llevó adelante la compañía noruega Equinor.

La terminal marítima local está ubicada a una distancia de más de 190 kilómetros desde el vértice noroeste del Área Operativa Sísmica. Durante la ejecución del proyecto, cuando se requiera combustible, alimentos frescos y suministros, el puerto que se utilice para servicios logísticos será el de Mar del Plata. En este puerto se realizará la descarga de los residuos generados a bordo a cargo del buque de apoyo y también se utilizará para los cambios de tripulación en el puerto. 

Como puertos secundarios alternativos, únicamente en caso de alguna emergencia, dado que no se prevé como puertos operativos para aprovisionamiento, se considera al de Buenos Aires y el de Quequén. El buque sísmico cuenta también con helipuerto para transportes de emergencia que requiera la operación, esperando contar con el servicio desde el helipuerto en tierra ubicado en el Puerto de Mar del Plata. La operación se llevará a cabo las 24 horas, todos los días de operación.

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Una explosión seguida de un incendio se registró este jueves en la madrugada en una planta de Transportadora Gas del Sur (TGS) ubicada en el yacimiento de Tratayén, según consigna el la versión en línea del Diario Río Negro. 

Si bien el incidente generó alarma, la empresa aseguró que la situación fue rápidamente controlada gracias a la rápida intervención de los equipos de emergencia. Según TGS, el origen del incidente fue un sobrecalentamiento en un componente del sistema de ventilación de una chimenea.

TGS reportó el incidente en su planta de Tratayén.. Se trató de una explosión causada por el sobrecalentamiento de un componente de una chimenea generó un principio de incendio que fue rápidamente controlado. 

La empresa aseguró que en ningún momento existió riesgo para la población ni para el medio ambiente, ya que la instalación afectada se encuentra aislada de las áreas operativas.

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En el marco de la conferencia de la Argentina Oil & Gas que se lleva a cabo en Neuquén Capital entre el 23 y el 25 de octubre, Horacio Marín, presidente de YPF, anunció un ambicioso proyecto para fortalecer la seguridad y la formación de los operarios que trabajan en la cuenca de Vaca Muerta: la creación de un Centro de Formación para Operarios de Vaca Muerta.

Durante su discurso, Marín subrayó la importancia de este centro como un paso crucial para la seguridad en la industria energética. “En mi experiencia laboral, he visto que la mayoría de los accidentes suceden porque las personas no saben el riesgo que están tomando. No quiero trabajar en una industria donde la gente desconoce esos riesgos”, señaló enfáticamente. 

El ejecutivo hizo un llamado a todas las compañías del sector para que unan esfuerzos en la capacitación de los operarios, asegurando que “el personal conozca su oficio, los riesgos y esté adecuadamente capacitado en materia de seguridad”.

Este centro formativo tiene como objetivo principal abordar uno de los mayores desafíos que enfrenta el desarrollo pleno de Vaca Muerta: la escasez de recursos humanos capacitados. 

Marín explicó que, si bien suele pensarse que el cuello de botella son las inversiones o la falta de ingenieros, el verdadero reto reside en los operarios que trabajan directamente en los pozos. “Nos sobrarán ingenieros y geólogos, pero necesitamos operarios que sepan lo que están haciendo. Por eso voy a luchar para que este centro tecnológico sea utilizado por toda la industria”, afirmó.

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Los ecuatorianos sufren severos cortes en el suministro de electricidad de hasta 14 horas diarias desde este viernes tras agravarse la crisis energética que atraviesa el país debido a una sequía extrema, informó la ministra de Energía, Inés Manzano.

“Enfrentamos una crisis dinámica y sin precedentes que nos obliga a adaptarnos a escenarios cambiantes”, expresó la funcionaria mediante un video difundido este viernes en redes sociales.

La funcionaria añadió: “Hemos tomado la dolorosa, pero responsable, decisión de modificar el plan de racionamientos, aumentando de ocho a 14 horas diarias, y que tendrá una evaluación el día domingo (27 de octubre)”.

Manzano precisó que el principal problema son los caudales deprimidos, en límites históricos, de las centrales hidroeléctricas como Mazar y Coca Codo Sinclair, que cubren el 72 por ciento de la demanda energética del país sudamericano.

“Tomamos esta dura decisión basada en la difícil situación climática. Toda Sudamérica se enfrenta a una sequía sin precedentes y Ecuador no es la excepción. Varios países tienen cortes de electricidad y todos hemos visto con asombro las imágenes de un seco río Amazonas”, expuso.

El anuncio del aumento de horas de cortes de luz se dio luego de una reunión de un comité asesor de energía, creado por el Gobierno, al que la víspera el presidente de Ecuador, Daniel Noboa, pidió tomar decisiones inmediatas para paliar la crisis.

Los apagones de hasta 14 horas diarias rigen desde este viernes y, pasadas las 00:30 locales (05:30 GMT), las empresas de distribución eléctrica empezaron a difundir la nueva planificación en sus páginas de internet. 

Los apagones se aplican en Ecuador desde el 23 de septiembre debido a la peor sequía de las últimas seis décadas, que afectó a los embalses de las centrales hidroeléctricas del país, y a la suspensión del suministro de electricidad procedente de Colombia. Los cortes de luz duraron, entonces, hasta 12 horas diarias, detalló la agencia de noticias Xinhua.

Y fueron disminuyendo paulatinamente a ocho hasta el jueves de esta semana, situación que afectó no solo a los hogares, sino también al sector industrial y productivo. 

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Fue inaugurada en el Parque Industrial de General Güemes de Salta  la primera planta comercial de producción de hidróxido de litio del país. Pertenece al proyecto “Sal de Oro” de la minera  Posco Argentina y representa un avance significativo en la producción de litio en el país, especialmente en el sector de materiales para baterías recargables, esenciales para la transición hacia una economía más ecológica.

Durante su discurso el gobernador Gustavo Sáenz aseguró que con esta inauguración Salta se consolida como destino minero de inversión. “Cada inauguración, cada puesta en marcha, son la evidencia más contundente del trabajo que venimos realizando en la provincia y que nos posiciona como un destino privilegiado para invertir en minería”, expresó.

Explicó además que la puesta en marcha de este proyecto redundará en progreso, desarrollo, transformación y crecimiento económico para la provincia. “Con una inversión que supera en esta fase los USD 800 millones, el proyecto generará un impacto económico significativo, creando una cifra que supera los 3.800 empleos, incluidos más de 300 empleados directos. Además, contempla la integración de más de 60 proveedores locales afianzando su compromiso con la comunidad y el desarrollo económico de la región.

Fue inaugurada en el Parque Industrial de General Güemes de Salta  la primera planta comercial de producción de hidróxido de litio del país. Pertenece al proyecto “Sal de Oro” de la minera  Posco Argentina y representa un avance significativo en la producción de litio en el país, especialmente en el sector de materiales para baterías recargables, esenciales para la transición hacia una economía más ecológica.

Durante su discurso el gobernador Gustavo Sáenz aseguró que con esta inauguración Salta se consolida como destino minero de inversión. “Cada inauguración, cada puesta en marcha, son la evidencia más contundente del trabajo que venimos realizando en la provincia y que nos posiciona como un destino privilegiado para invertir en minería”, expresó.

Explicó además que la puesta en marcha de este proyecto redundará en progreso, desarrollo, transformación y crecimiento económico para la provincia. “Con una inversión que supera en esta fase los USD 800 millones, el proyecto generará un impacto económico significativo, creando una cifra que supera los 3.800 empleos, incluidos más de 300 empleados directos. Además, contempla la integración de más de 60 proveedores locales afianzando su compromiso con la comunidad y el desarrollo económico de la región.

El embajador de Corea en Argentina,  Lee Yong Soo en su discurso manifestó que “el inicio de producción de esta planta marca un hito en nuestra historia de más de 160 años de amistad y colaboración entre Corea y Argentina. El proyecto Sal de Oro está abriendo un nuevo horizonte de asociación económica entre ambos países”, agregó al tiempo que agradeció a las autoridades nacionales y provinciales por el apoyo ofrecido a Posco, “sin su colaboración no habría sido posible el éxito de esta iniciativa”.

Explicó también que “este proyecto va a seguir contribuyendo al desarrollo económico y social de la provincia de Salta y también al desarrollo de la industria del litio en Argentina para que el país se convierta en uno de los principales productores del mundo. El impacto de este proyecto no es sólo provincial o nacional, también es mundial ya  que contribuirá a la estabilización y al buen funcionamiento de las cadenas globales de suministro de este mineral de importancia”.

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En un acto encabezado por el gobernador Alberto Weretilneck, la Provincia firmó acuerdos con el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) para modernizar los contenidos educativos en escuelas técnicas, preparando a sus jóvenes para los desafíos de la industria del petróleo y gas. Este proyecto forma parte de una política pública provincial para atender las necesidades del sector energético que será motor de la transformación productiva en Río Negro.

El anuncio se realizó hoy en la sede de la Secretaría de Energía y Ambiente de Río Negro, donde se firmó un acuerdo marco con el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) para poner en marcha un plan piloto de actualización educativa en tres escuelas técnicas de la provincia.

El programa piloto será implementado en el CET Nº 7 de Catriel, el CET Nº 9 de Cipolletti y el CET Nº 16 de Cinco Saltos, instituciones que verán actualizados sus contenidos en áreas clave como Electricidad, Electrónica y Electromecánica. Estos cambios permitirán que las y los estudiantes egresen con los conocimientos y habilidades requeridos por la industria energética, asegurando su inserción laboral en un sector estratégico para el desarrollo de la provincia.

Durante el acto, el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, destacó: “Este acuerdo es el resultado de un trabajo en conjunto entre el gobierno, la industria y las escuelas técnicas. Lo que estamos firmando hoy garantiza que los egresados de estas instituciones tendrán una formación adaptada a lo que la industria necesita, no solo hoy, sino en los próximos años. Queremos que nuestros jóvenes tengan un futuro garantizado en la actividad, con un título validado por las empresas que necesitan personal calificado”.

El programa cuenta con una inversión total de 400.000.000 de pesos, financiada por empresas líderes del sector energético como YPF, Phoenix, Aconcagua Energía, Petróleos Sudamericanos, Oldelval y Calfrac. Estos fondos se destinarán a la adquisición de equipamiento para los talleres de las escuelas seleccionadas. Además, el plan contempla la incorporación de visitas a plantas y prácticas en empresas del sector para que los estudiantes puedan aplicar los conocimientos en entornos reales.

El presidente del IAPG, Ernesto López Anadón, elogió el rápido avance de la iniciativa: “Este proyecto se ha concretado en tiempo récord. Hemos trabajado muchos años para mejorar las carreras técnicas, y este es un paso fundamental. La industria del petróleo y gas necesita profesionales calificados, y esta colaboración con el Gobierno de Río Negro asegura que estamos formando a los técnicos que la industria va a requerir. Esperamos que este sea un ejemplo que sigan otras provincias”.

Luego de la firma de los convenios particulares, se anunció la incorporación de la escuela técnica CET Nº 12 de Sierra Grande al programa piloto, gracias a un compromiso asumido por YPF S.A.. La empresa financiará en su totalidad el equipamiento del taller de esta institución, que cuenta con especialidades en Química y Electromecánica. Este aporte adicional refuerza la intención de expandir el programa a más escuelas técnicas de la provincia, garantizando que un mayor número de estudiantes acceda a una formación técnica de calidad, alineada con las necesidades de la industria del gas y el petróleo.

Cómo surgió la iniciativa

El proyecto es el resultado de varias reuniones entre el IAPG, el Ministerio de Educación y Derechos Humanos de Río Negro y la Secretaría de Energía y Ambiente de la provincia, en las que se definió la necesidad de adaptar los contenidos educativos a las nuevas exigencias de la industria energética. El objetivo es garantizar que los egresados de las escuelas técnicas rionegrinas cuenten con las herramientas necesarias para insertarse exitosamente en el mercado laboral del gas y el petróleo.

Estuvieron presentes la ministra de Educación y Derechos Humanos, Patricia Campos; la secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini; el presidente de YPF, Horacio Marín; el CEO de Phoenix Global Resources, Pablo Bizotto; el titular de Aconcagua Energía, Diego Trabucco; el CEO de Petróleos Sudamericanos, Alfredo Buonatto; el CEO de Oldelval, Ricardo Hossel, y el Country Manager de Calfrac, Adrián Martínez. También participaron los intendentes de las localidades donde están los colegios, legisladores provinciales y demás funcionarios provinciales.

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Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE) publicó el llamado a Licitación Pública 02/24, un proyecto clave para el desarrollo de la infraestructura eléctrica de la provincia de San Juan. Esta licitación incluye las siguientes ampliaciones:

Estación Transformadora Solar Ullum en 132 kV y 33 kV

Estación Transformadora Albardón/ Chimbas en 132 kV

Construcción de una nueva línea de alta tensión doble terna de 132kV entre ambas estaciones transformadoras

Estas ampliaciones permitirán un significativo aumento en la capacidad de transporte de energía en el área, incrementando en 200 MVA la capacidad de evacuación de generación de energía fotovoltaica de importantes proyectos fotovoltaicos como el Parque Solar ALFA de 50 MW y el Parque Solar El Chaguar de 130 MW, en simultaneidad con la máxima capacidad de generación de las centrales hidroeléctricas Los Caracoles y Punta Negra. Además, permitirá la futura vinculación al sistema eléctrico de la energía del proyecto hidroenergético El Tambolar.

Con este proyecto, EPSE refuerza su compromiso con el desarrollo sustentable, mejorando la confiabilidad y robustez del sistema eléctrico provincial. La empresa sigue consolidándose como líder en el diseño y ejecución de proyectos energéticos de gran envergadura, integrando fuentes renovables para impulsar el crecimiento económico de la región.

Para obtener más información sobre esta licitación, visite el siguiente enlace: https://www.epse.com.ar/web/novedad/llamadoalicitacionpublican0224/474

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El gobernador de la provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof, inauguró este miércoles una nueva Estación Transformadora que permitirá abastecer de energía a más de 1.700 usuarios residenciales y potenciar las capacidades industriales y comerciales del municipio de Punta Indio. Fue junto al ministro de Infraestructura y Servicios Públicos, Gabriel Katopodis; el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni; el intendente local, David Angueira; y el presidente de la Cooperativa Eléctrica CESPI, Miguel Ángel Landa.

En ese marco, Kicillof afirmó: “Estas grandes obras de infraestructura en el interior de la provincia no las realiza el mercado que se rige con la lógica del beneficio privado, ni mucho menos los vecinos agrupándose para juntar el dinero necesario: aquí, como en todos los países del mundo, las hace el Estado o no las hace nadie”. “Esta obra era muy necesaria porque va a traer mejor calidad de vida en Punta Indio y, al mismo tiempo, va a sentar las bases para el desarrollo y el crecimiento del distrito”, agregó.

A partir de una inversión de $3.817 millones la estación transformadora se vinculará al sistema de media tensión a través de una nueva línea aérea de 22 kilómetros entre Punta Indio y Verónica. De esta manera, el aumento de la potencia instalada beneficiará a más de 12.000 bonaerenses, permitiendo una mayor corriente disponible con mejor distribución y logrando una tensión estable que reduzca los cortes generales por fallas o en épocas de alta demanda. 

Por su parte, Angueira subrayó: “Esta inauguración era una demanda histórica de nuestra comunidad y se da en un contexto muy adverso: eso muestra que contamos con un Gobernador que se preocupa y se ocupa por las necesidades de cada municipio”.

A su vez, el Gobernador anunció que se reactivarán obras de infraestructura que fueron neutralizadas por decisión del Gobierno nacional: “La Nación paró mil obras en la provincia de Buenos Aires, entre las que se encuentran escuelas, hospitales, viviendas e infraestructura vial: en Punta Indio vamos a reactivar con fondos propios el Centro de Primera Infancia y a retomar las obras en el Hospital Municipal de Verónica”.

Por último, Kicillof sostuvo: “El Gobierno nacional nos quiere llevar a una lógica en la que todos aquellos que no cuentan con suficientes recursos no puedan acceder a sus derechos: es todo lo contrario a una sociedad más igualitaria como la que aspiramos en la provincia de Buenos Aires”. “Tenemos cada vez más demandas y menos recursos, pero no nos vamos a borrar, vamos a seguir estando presentes para escuchar, acompañar y continuar ampliando los derechos de los y las bonaerenses”, concluyó.

Estuvieron presentes la jefa de Asesores del Gobernador, Cristina Álvarez Rodríguez; el ministro de Gobierno, Carlos Bianco; el subadministrador general de Vialidad provincial, Hernán Y Zurieta; el senador provincial Federico Fagioli; y el gerente de la Cooperativa Eléctrica CESPI, Raúl Balduzzi.

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La guerra por el GNL suma un nuevo jugador: Techint, del grupo Rocca, anunció su proyecto para exportar gas de Vaca Muerta desde una planta en Bahía Blanca. 

Esta decisión revitaliza las aspiraciones bonaerenses, luego de que YPF decidiera trasladar su planta a Río Negro. La carrera por los dólares de las exportaciones de GNL se intensifica, con Techint, YPF y PAE como principales competidores. 

La oficialización del proyecto se espera para fin de año, tras la reglamentación del RIGI, según consigna el sitio especializado en política Letra P.

La disputa por el GNL adquiere nuevamente tintes políticos. Techint desafía a YPF y PAE con un proyecto en Bahía Blanca, una decisión que compensa la pérdida de la inversión de YPF en la provincia de Buenos Aires.

De hecho la tensión política fue uno de los factores principales que hizo dudar a la petrolera malaya Petronas de continuar con el megaproyecto de GNL junto a YPF. La pelea entre la provincia de Buenos Aires y Río Negro la terminó ganando la provincia patagónica con el favor de la Casa Rosada. Ahora esa sería una revancha para Kicillof, con uno de los popes del círculo rojo como principal socio. 

La decisión de Kicillof de impulsar la industria del GNL en la provincia encuentra un nuevo aliado en Techint, mientras el gobierno de Milei define las reglas de juego para este sector clave.

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El presidente de YPF, Horacio Marín, confía en que la petrolera cuadruplique su valor en los próximos 4 años y que el país exporte US$ 30.000 millones en 2031, en medio del desarrollo del yacimiento de Vaca Muerta. 

Dijo además que se están tratando de abrir mercados en Alemania, Turquía, Italia, Hungría e India. Para lograrlo, se deberá duplicar la producción de petróleo y gas y exportar. “Tenemos que lograr exportar 120 millones de metros cúbicos en el GNL”, aclaró.

Marín habló en el marco del Argentina Texas Energy Summet. Dijo que el objetivo es “ayudar a que YPF sea una empresa gigante y que la Argentina sea un exportador”.

“En 2027 vamos a hacer el gasoducto más grande de la Argentina por todo el GNL que vamos a vender”, confió. Y sostuvo que el GNL no es un proyecto solo de YPF, sino que de toda la industria.

En su oportunidad, Marcos Bulgheroni, CEO de PAE, ya había señalado que el acceso del gas a los mercados mundiales, a través del barco flotante de licuefacción que dispuso la compañía, es un “primer gran paso para que la Argentina se convierta en un polo exportador generador de divisas”.

“Estamos en negociaciones con YPF y otras compañías del sector para que se sumen al joint venture que formamos con Golar”, reveló.

Trascendió además que Marcelo Mindlin, dueño de Pampa Energía, analiza construir otra planta de GNL, para aprovechar los incentivos del régimen para grandes inversiones.

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El litio se convirtió en un elemento clave en la fabricación de baterías para vehículos eléctricos y la generación de energía con paneles solares o turbinas eólicas. En base a ello, un grupo de expertos halló el depósito más grande de litio en Estados Unidos, dentro de un volcán extinto.

El descubrimiento fue realizado por los geólogos y vulcanólogos Thomas Benson, Matthew Coble y John Dilles, quienes publicaron los detalles en la revista ‘Science Advances‘. El depósito se encuentra en la Caldera McDermitt, situado entre los estados de Nevada y Oregón

Esta caldera tiene una extensión de 45 kilómetros de largo y 35 de ancho, y alberga entre 24 y 40 millones de toneladas de litio, según las estimaciones.

El depósito de McDermitt podría superar al de las salinas de Bolivia, considerado hasta ahora uno de los más grandes del mundo, con 23 millones de toneladas de litio. Este notable hallazgo también podría tener un impacto significativo en el suministro mundial de este recurso.

Según los especialistas, la separación del litio y la arcilla en la Caldera McDermitt es más directa que en otros depósitos, lo cual podría acelerar la producción y reducir significativamente los costos operativos. Algo que coloca a EEUU en una posición de privilegio.

Con la posibilidad de una extracción más sencilla y económica, Estados Unidos podría no solo asegurar su futuro energético, sino también fortalecer sus lazos comerciales con otras naciones, como por ejemplo, China, India y Rusia, quienes mostraron interés en los depósitos de Bolivia.

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El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, aseguró que “en Neuquén la energía es una política de estado”, destacó la seguridad que brinda invertir en Neuquén y pidió asociarse a las empresas neuquinas para acceder a mejoras competitivas.

Lo hizo durante la apertura de la Oil and Gas Expo Patagonia 2024 que reunió a las empresas del sector energético y del sector público en una muestra que visibilizó el desarrollo y el potencial energético de Vaca Muerta.

“Somos conscientes que debemos trabajar junto con la industria. Si la industria crece, va a crecer nuestra economía. Si nuestra economía crece y hacemos un buen manejo de las arcas del Estado, seguramente vamos a poder generar un mayor bienestar en nuestra gente”, aseguró Figueroa.

El gobernador recordó la seguridad que implica invertir en Neuquén con reglas de juego claras. “Siempre miramos el largo plazo”, reforzó.Al analizar el futuro energético, reconoció que “nos tenemos que esforzar porque vamos a competir con los mejores del mundo”. Y consideró que será clave trabajar en equipo junto a las empresas para lograr un win win “que no sólo rinda desde lo económico”.

El gobernador repasó el logro del plan de becas provincial Gregorio Álvarez que permite a 15.600 neuquinos ser financiados por la industria. “La educación es uno de los puntos claves para lograr sustentabilidad social”, recordó.“Estamos educando gente que seguramente va a poder trabajar en la industria y va a poder mejorar los rendimientos porque vamos a tener personas mucho más preparadas. Y también logramos como provincia proyectarnos mucho más allá cuando ya no sea rentable sacar el gas y el petróleo de nuestra tierra”, amplió.

El mandatario reiteró que está trabajando para poder mejorar la infraestructura y atender una demanda creciente de servicios forzada por miles de personas que llegan a Neuquén en busca de nuevas oportunidades. “Esos bienes y servicios públicos los tiene que proveer el Estado. Nosotros somos conscientes que ahí tenemos que invertir muchas regalías que también cobramos por parte de la industria”, señaló.

Recordó que “estamos atrasados en infraestructura, nos hacen falta 600 kilómetros de ruta, nos hacen falta 40 escuelas más, nos hacen falta 50 hospitales o centros de atención a la salud, nos hacen falta servicios básicos”. Pero advirtió que también “se logra siendo ordenados, teniendo superávit, no malgastando los recursos públicos y trabajando codo a codo con determinados sectores y obteniendo financiamiento a buena tasa”.

En esta línea, explicó que más allá del superávit, la búsqueda de financiamiento no será para pagar gastos corrientes, sino para hacer más infraestructura, que arrastra un déficit de 4 mil millones de dólares.

Agradeció el compromiso de la industria que permitirá financiar determinadas obras que son claves en la región de Vaca Muerta.

El gobernador reiteró que se encuentra a la espera de la reglamentación de la Ley de Hidrocarburos para adherir como provincia al RIGI. A lo que seguirá la ley de incentivos de inversiones propia Invierta en Neuquén.Además, llamó a asociarse a las empresas neuquinas para acceder a mayores beneficios. “Son las que conocen el lugar, conocen a los trabajadores, conocen lo que se necesita, conocen la idiosincrasia. Incluso en el tema de los yacimientos convencionales, vamos a bajar la tasa de las regalías”, detalló.

En otra parte de su discurso, aseguró que “hemos contribuido desde Neuquén a poder generar o establecer vínculos de confianza rotos en otras épocas, como por ejemplo con el vecino país de Chile” y agradeció la presencia de los funcionarios del vecino país.También reconoció al director y presidente del Directorio de YPF S.A., Horacio Marín que permitió que la Argentina “pueda pensar más allá del cono sur” a través del desarrollo del GNL. En esta línea, hizo un especial reconocimiento a la labor política del gobernador Alberto Weretilneck por ofrecer a Río Negro para la Planta del GNL y potenciar así a la Patagonia.“Para que le vaya bien a la Argentina, le va a tener que ir bien a Neuquén”, cerró su discurso Figueroa.

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La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, participó en la Argentina Texas Summit que se celebró en Neuquén. El evento fue organizado por la Argentina-Texas Chamber of Commerce (ATCC) en colaboración con el Energy Workforce and Technology Council de Estados Unidos.

El encuentro tuvo como principal objetivo fortalecer los lazos e intercambiar conocimientos entre Argentina y Texas, dos regiones con las mayores reservas no convencionales de petróleo y gas del mundo.

Latorre compartió el panel “Macroeconomía, regulación y ambiente de inversiones”, junto al gobernador de Córdoba, Martín Llaryora; el vicegobernador de Rió Negro, Pedro Pesatti; el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce, y intendente de Neuquén, Mariano Gaido. El cierre del panel y del encuentro en general lo realizó el gobernador local, Rolando Figueroa.

En su discurso, Latorre aseguró que el Gobierno provincial está transitando un cambio en la política hidrocarburífera que apunta a capitalizar la producción del convencional, pero también a explorar y poner en producción en los próximos años el tercio de la cuenca de Vaca Muerta que está en Mendoza.

La funcionaria citó el discurso del director ejecutivo de YPF, Horacio Marín, para resaltar la importancia de viabilizar inversiones de operadores más chicos para capitalizar la producción del convencional. “Atomizar ese juego de actores en el convencional, en la provincia de Mendoza, con el Plan Andes de YPF, que se retira de esa participación, con muchos otros operadores que están llegando a ser más eficiente esa producción en el convencional en la provincia de Mendoza”.

“Pero también nos interesa el crecimiento hacia el norte de Vaca Muerta hacia nuestro lado. Estamos convencidos de que tenemos que iniciarlo con ese desrisqueo de nuestra parte de Vaca Muerta, que tiene ciertos límites, pero que también tiene muchísimo potencial y eso requiere inversión”.

Latorre agregó que la Vaca Muerta mendocina ofrece oportunidades que están afincadas en datos, como los que ha arrojado la primera exploración que ha hecho YPF en dos áreas, una de exploración y una de explotación, en CNVII y Paso Bardas Norte, con resultados tan auspiciosos que han animado a YPF a pedir el paso al segundo período exploratorio y a seguir incrementando inversiones.

Más adelante, Latorre, en consonancia con distintos discursos, habló de la importancia de la infraestructura para la industria y destacó que Mendoza la tiene. “La provincia está atravesada por un gasoducto y por un oleoducto y eso explica muchas de las inversiones que se han viabilizado actualmente en Vaca Muerta”, sostuvo.

“Mendoza es una provincia atractiva, más allá de las condiciones geológicas. Los incentivos o oportunidades de la provincia son muy claros, tanto regulatorios como institucionales y fiscales. Regulatorios porque siguen existiendo áreas libres para los permisos de exploración y para las concesiones de explotación, con la posibilidad de un modelo único de licitación continua, que ofrece continuamente oportunidades de inversión en el mercado. Además, hemos regulado un modelo de iniciativa privada porque, seguramente, a ustedes que están en el sector, se les ocurren planes de inversión y de negocios mucho más eficientes”.

Latorre agregó: “El otro aporte que ha hecho la provincia para hacer más eficientes esas inversiones es trabajar en un esquema de reducción de regalías. El Gobierno está convencido de que no funciona este juego de suma cero. Por lo tanto, lo mejor es colaborar para que esas inversiones se realicen y que el sector privado obtenga su rentabilidad, pero produciendo más, lo que nos termina beneficiando a todos”.

Cerrando con su discurso, Latorre invitó al sector a invertir en Mendoza asegurando que la “provincia entiende la transición energética, pero partiendo del aprovechamiento de los recursos actuales. Estamos trabajando en esa transición energética con una política de promoción minera, porque entendemos la diversificación de las inversiones del sector energético, no tan sólo en el oil and gas, sino también en las energías renovables y en la minería. Todos vectores esenciales, imprescindibles para esa ansiada transición energética, pero siempre partiendo del aprovechamiento de los recursos actuales”. Finalmente, destacó que esos recursos están también en la provincia de Mendoza y en un tercio de lo que significa el total de la formación de Vaca Muerta.

Una jornada con los máximos referentes de la industria

El Argentina-Texas Energy Summit 2024 reunió a los máximos referentes de la industria energética bajo el lema El salto exportador de Vaca Muerta: la alianza EEUU-Argentina como motor de crecimiento.

El encuentro forma parte de una misión a Vaca Muerta que busca atraer inversiones extranjeras hacia el sector de oil & gas en Argentina.

La apertura del summit estuvo a cargo de la vicepresidenta Victoria Villarruel, que destacó que la Argentina “aspira a que el desarrollo masivo de Vaca Muerta pueda generar en el menor tiempo posible exportaciones de petróleo y gas por divisas equivalentes a nuestras exportaciones agropecuarias”.

Además, hubo destacados expositores, como la oficial de Energía y Minería de la Embajada de EEUU, Karina Veras; el director ejecutivo de YPF, Horacio Marín, y altos directivos de operadoras claves en la Cuenca Neuquina.

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YPF anunció este miércoles la formación de un consorcio con cinco empresas internacionales para llevar adelante el proyecto Vaca Muerta Sur. Así lo confirmó el CEO de la petrolera estatal, Horacio Marín, durante la AOG Patagonia, el evento del sector más importante de este año en el país. 

Esta megaobra, que demandará una inversión de 2.500 millones de dólares, permitirá exportar hasta 400.000 barriles diarios de crudo desde la cuenca neuquina. 

El proyecto, pionero en el marco del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones, consolida a Vaca Muerta como uno de los yacimientos no convencionales más importantes del mundo.

El proyecto Vaca Muerta Sur, impulsado por YPF y un consorcio de empresas internacionales, representa un hito en la historia energética de Argentina. 

La construcción de un ducto y una terminal de exportación en Sierra Grande, con una inversión de 2.500 millones de dólares, permitirá incrementar significativamente las exportaciones de crudo y generar miles de puestos de trabajo. 

Este proyecto, además de fortalecer la matriz energética del país, posicionará a Argentina como un jugador clave en el mercado global de hidrocarburos.

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El Gobierno Provincial, a través del Ministerio de Energía y Minería junto a la empresa FOMICRUZ S.E., participa de una nueva edición de la exposición Argentina Oil and Gas Patagonia 2024 que se lleva adelante en el Espacio DUAM, en la ciudad de Neuquén.

Organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, y con la participación de más de 250 expositores de los sectores de exploración, perforación, producción, tratamiento y transporte de la industria, es el evento más importante de la industria del petróleo y gas a nivel nacional, por lo que “representa una buena oportunidad para fortalecer la posición estratégica de la provincia”, destacaron las autoridades.

La provincia cuenta con stand propio, auspiciado por el Consejo Federal de Inversiones, y en este marco destacaron que “la expectativa está centrada en los resultados obtenidos a partir de los primeros ensayos para la exploración de hidrocarburos no convencionales de la Formación Palermo Aike”, la que cubre una superficie de 14.240 km² dentro de la Cuenca Austral, posicionándose en el tercer lugar del continente por sus recursos potencialmente recuperables, con estimaciones de 8,9 mil millones de barriles de petróleo (BBO) y 177 billones de pies cúbicos de gas (TCF).

A finales de 2021 y principios de 2022, la empresa CGC llevó a cabo fracturas en dos pozos verticales: Cañadón Deus y Estancia Campos, ambos en la Formación Palermo Aike Inferior, arrojando resultados alentadores, confirmando “la surgencia de hidrocarburos en la formación, así como la presencia de sobrepresión, lo que permite realizar fracturas exitosas”.

En el tercer trimestre de 2023, YPF y CGC perforaron conjuntamente el primer pozo horizontal de la cuenca, el Ma.x-1(h), también en la PAI. Este pozo, con una profundidad total de 4.683 metros y una rama horizontal de 1.000 metros, fue fracturado en 12 etapas. El 9 de agosto de 2024 se declaró el descubrimiento de hidrocarburos y hasta el día de hoy, el pozo se encuentra bajo ensayo de producción.

Cabe destacar que se encuentran presentes Oscar Vera, presidente de FOMICRUZ S.E.; Juan Carlos Morales, secretario de Estado de Hidrocarburos; los subsecretarios de Control de Inversiones, Diego Del Rio; y de Control Técnico Operativo Cuenca Austral, Gonzalo Kobec; además del director Provincial de Control de Inversiones, Christian Hofmann

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Después de que la perforación del primer pozo offshore en el Mar Argentino no arrojara indicios de la presencia de hidrocarburos, la industria petrolera se toma revancha y en diciembre próximo comenzará una nueva etapa de exploración a 200 kilómetros de la costa de Mar del Plata. Las tareas durarán cerca de tres meses y estarán a cargo del gigante Shell.

Fuentes del sector energético confirmaron a EOL que en el último mes del año comenzarán los trabajos de sísmica 3D en las áreas CAN-107 y CAN-109 ubicadas en la Cuenta Argentina Norte (CAN) para recabar información y luego interpretarla.

“De acuerdo al compromiso que asumimos de mantener al corriente de los avances del Proyecto de Registro Sísmico 3D en Bloques CAN 107 y CAN 109, en esta oportunidad queremos anticiparles que luego de celebrada la Audiencia Pública 2/2024 y emitida la Declaración de Impacto Ambiental por parte de las autoridades correspondientes, comenzaremos nuestra adquisición sísmica en diciembre próximo”, se informó oficialmente.

La duración de las actividades será de alrededor de tres meses y constará de tres fases: la movilización de los buques, la campaña sísmica propiamente y la desmovilización de las embarcaciones.

Según especificaron a este medio, las áreas a explorar por parte del buque BGP Prospector – el mismo que realizó la exploración para la compañía noruega Equinor en el pozo CAN-100 – se encuentran a una distancia de 190 kilómetros de la costa marplatense con profundidades de agua menores al primer pozo exploratorio.

La novedad que fue comunicada por la empresa británica de hidrocarburos originaria de Países Bajos llegó dos meses después de que la Secretaría de Ambiente de la Nación autorizara a la petrolera a avanzar con el proyecto entre octubre y marzo de 2025.

Los bloques a explorar poseen una superficie aproximada de 8.341,35 y 7.873,93 kilómetros cuadrados, respectivamente, y están concesionados desde 2019. La icónica petrolera tiene un 60% de participación, mientras que el 40% restante corresponde a Qatar Energy.

Se trata del segundo intento por parte de la industria petrolera por encontrar hidrocarburos costa afuera después de que a fines de junio se confirmara que el pozo Argerich X1 que estuvo a cargo de Equinor estaba seco.

Sin embargo, los expertos creen que la perforación de un solo pozo no es necesaria para determinar el potencial hidrocarburífero del Mar Argentino. Por el contrario, especialistas sostienen que hay petróleo y que la zona tiene un potencial similar al de la cuenca neuquina Vaca Muerta.

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Autoridades de la CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited (CCDC) visitaron Mendoza y se reunieron con el subsecretario de Energía, Manuel Sanchez Bandini; el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, y con el jefe de Gabinete del Ministerio de Energía y Ambiente, Manuel López.

El objetivo del viaje y del encuentro fue analizar y avanzar en posibles inversiones en la provincia en materia de servicios para la industria hidrocarburífera, ya que CCDC tiene amplia trayectoria en la materia y opera en 30 países.

En el encuentro, que se realizó en ProMendoza, participaron Cao Xiao, gerente de negocios y operaciones de CCDC; Lin Ping, gerente general de Casa Matriz; Pij Mingjiang, gerente de operaciones en Casa Matriz; Zhou Xufeng, gerente de desarrollo de negocios Casa Matriz; Fei Jiegao, especialista Casa Matriz; Li Yongpeng, subgerente general de en Ecuador, y Fabio Bastidas, subgerente de desarrollo de Negocios para América Latina.

Durante la reunión, el equipo de ProMendoza hizo una presentación general de la provincia como destino de inversiones y las posibilidades que ofrece. Por parte de este organismo, estuvieron presentes Nicolás Piazza y Noelia de la Rosa, a cargo de Negociaciones Internacionales e Inversiones respectivamente.

“Se contactaron con Mendoza con la intención de invertir en servicios asociados a la industria petrolera, con una sede que se ubique en la provincia”, contó Sánchez Bandini. “En este encuentro dimos a conocer la provincia con todo su potencial como enclave para instalar su oficina y base de servicios de operaciones. El Ministerio de Energía y Ambiente, además, presentó el potencial en hidrocarburos convencionales y no convencionales y los beneficios con los que cuentan los inversores en la materia”, amplió el subsecretario.

“Queremos agradecer y felicitar al equipo de la Subsecretaría de Energía y Minería, a Hidrocarburos y a ProMendoza por la cordialidad y por su excelente profesionalismo para impulsar el crecimiento económico e industrial de Mendoza”, afirmó Fabio Bastidas, subgerente de desarrollo de Negocios para América Latina. “Tengo la certeza de que avanzaremos en negociaciones para trabajar todos juntos”, agregó.

La comitiva también visitó Chañares Herrados, en la Cuenca Cuyana, operada por Aconcagua Energía, uno de los tres principales productores de crudo en Mendoza.

La Corporación Nacional de Petróleo de China (CNPC) es una empresa energética internacional integral, con negocios que abarcan exploración y producción de petróleo, gas y energías nuevas, refinación, productos químicos, nuevos materiales, marketing, apoyos y servicios, con operaciones petroleras en más de 30 países y regiones.

Además, es uno de los productores y suministradores principales de petróleo y gas de China, tercera en la lista de las 50 empresas petroleras más grandes del mundo, y uno de los principales servidores y contratistas petroleros a nivel mundial.

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El Ministerio de Energía y Ambiente, a través de la Dirección de Minería y la Dirección de Protección Ambiental, emitió la Resolución Conjunta n.150/24 DM y n. 52/24 DPA, dando inicio formalmente el Procedimiento de Evaluación de Impacto Ambiental del proyecto Don Luis, presentado por la empresa El Jarillar SA, en conjunto con Ampere Lithium, para la exploración de sales de litio en el departamento de San Rafael.

Este proceso tiene como objetivo garantizar la evaluación integral de los posibles impactos ambientales que podría generar la actividad de exploración minera no metalífera en la zona.

“Una vez más, como ocurrió con el Malargüe Distrito Minero Occidental, estamos convencidos de que la forma de construir la licencia social en estos procesos es abriendo a la participación ciudadana”, aseguró la ministra Jimena Latorre. Además, detalló que cada una de las etapas del procedimiento ambiental, siguiendo los lineamientos de la Ley General del Ambiente y el Acuerdo de Escazú, un tratado regional ratificado por Argentina, tienen como objetivo garantizar el acceso a la información ambiental, la participación pública en la toma de decisiones ambientales y el acceso irrestricto en asuntos ambientales.

“Hoy la autoridad ambiental minera acaba de analizar parte de la etapa del procedimiento de evaluación del informe de impacto ambiental del proyecto de exploración de sales de litio en las Salinas del Diamante, San Rafael, presentado por el Jarillal SA en conjunto con Ampere Lithium, una empresa australiana que visitamos en Perth, Australia, meses atrás, y que hoy desembarca en Mendoza para iniciar un proyecto de exploración”, señaló el director de Minería, Jerónimo Shantal.

“Es muy importante el avance de estos proyectos de exploración en la búsqueda de minerales críticos y necesarios para la transición energética, como es el litio. Para Mendoza es una noticia novedosa este tipo de minerales, ya que en general la provincia se caracteriza por la presencia de cobre, pero que el litio pueda ser otro de los minerales que tengamos en la provincia avecina una gran oportunidad”, agregó Shantal.

Por su parte, el director de Protección Ambiental, Leonardo Fernández, aseguró: “Estamos esperanzados en que el proyecto de exploración avance y que pronto podamos tener resultados. Previamente debemos pasar por todo este proceso de análisis de la Facultad de Ciencias Aplicadas a la Industria y los distintos organismos sectoriales, para que posteriormente evaluemos en conjunto con la Dirección de Minería”.

La evaluación será llevada a cabo por la Facultad de Ciencias Aplicadas a la Industria (FCAI) de la Universidad Nacional de Cuyo, designada por las autoridades provinciales, la cual emitirá el dictamen técnico en los plazos estipulados por la normativa vigente.

Entre las disposiciones clave de la resolución, se destaca la convocatoria a una Audiencia Pública el 25 de noviembre de 2024. Esa audiencia, de carácter híbrido, se llevará a cabo de forma presencial en el Centro de Congresos y Exposiciones Alfredo Bufano de San Rafael, y de manera virtual a través de una plataforma de internet, brindando la oportunidad a ciudadanos y organizaciones de expresar sus observaciones y comentarios sobre el proyecto.

Las inscripciones para participar en la audiencia estarán abiertas hasta el 24 de noviembre de 2024 y podrán realizarse a través de los sitios de la Dirección de Protección Ambiental y la Dirección de Minería de Mendoza.

La participación es libre para cualquier persona humana o jurídica, como ocurrió con la Audiencia Pública Malargüe Distrito Minero Occidental.

Además del Dictamen Técnico que deberá realizar la FCAI, habrá dictámenes sectoriales por parte de diversas entidades, incluyendo la Municipalidad de San Rafael, el Departamento General de Irrigación, la Dirección Nacional de Vialidad y la Dirección de Áreas Protegidas, entre otras.

El Procedimiento de Evaluación de Impacto Ambiental tiene como fin asegurar que las actividades de exploración minera se desarrollen bajo estrictos estándares de sostenibilidad y protección del ambiente, cumpliendo con la legislación provincial y nacional en materia ambiental.

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Los ministros de Energía de la Unión Europea se reunieron este martes en Luxemburgo para abordar los desafíos energéticos que enfrenta la región, marcados por la creciente dependencia de gas natural licuado (GNL) ruso y las dificultades energéticas de Ucrania de cara al invierno. 

La discusión se centró en la implementación de sanciones contra los combustibles fósiles rusos y en las estrategias para asegurar el suministro energético en el continente.

Incremento de importaciones de GNL ruso

A pesar del compromiso de la UE de reducir su dependencia energética de Rusia desde el inicio de la guerra en Ucrania en 2022, las importaciones de GNL han aumentado significativamente en países como Bélgica y los Países Bajos. 

Esta situación se da en un contexto en el que el bloque aprobó, en junio, un 14º paquete de sanciones que impone restricciones progresivas al tránsito de gas ruso, pero que aún no bloquea completamente las importaciones.

Tinne van der Straeten, ministra belga de Energía, afirmó que las importaciones de GNL a través de Bélgica se han duplicado recientemente, posiblemente para garantizar el suministro en Europa, aunque destacó las dificultades para aplicar las sanciones en su totalidad. Bélgica presentará una iniciativa para imponer un sistema de seguimiento más estricto sobre estas importaciones, según confirmó Kai Mykkanen, ministro de Clima y Medio Ambiente de Finlandia. Francia y otros nueve países han solicitado a la Comisión Europea la adopción de obligaciones más estrictas de transparencia para los proveedores de GNL ruso.

Dependencia y obstáculos en Europa central

Mientras continúan las discusiones sobre la gestión de los gasoductos rusos, Polonia subrayó que algunos países europeos siguen enfrentando obstáculos internos que dificultan la transición hacia fuentes alternativas. Eslovaquia y Austria, por ejemplo, aún dependen en parte del gas ruso que transita por Ucrania, cuyo contrato con Rusia finalizará en diciembre, sin certezas sobre su renovación.

Krzysztof Bolesta, viceministro polaco de Clima y Medio Ambiente, advirtió que, tras dos años y medio de conflicto, es urgente encontrar alternativas para evitar la dependencia del tránsito de gas a través de Ucrania y Turquía.

Preparativos para el invierno en Ucrania

La crisis energética en Ucrania es una de las principales preocupaciones de la UE, especialmente ante la posibilidad de un déficit eléctrico que podría alcanzar los 6 gigavatios (GW) en los meses más fríos, según la Agencia Internacional de Energía. La Comisión Europea está trabajando para prorrogar el acuerdo sobre el tránsito de gas ruso a través de Ucrania, aunque Kiev ha expresado su intención de no continuar con el contrato, mientras que Moscú ha indicado que estaría dispuesto a hacerlo.

Para mitigar el impacto del invierno, Polonia ha iniciado conversaciones para aumentar las exportaciones de electricidad hacia Ucrania, y Lituania está reconstruyendo en territorio ucraniano una central eléctrica desmantelada previamente. Ursula von der Leyen, presidenta de la Comisión Europea, destacó que Rusia ha proporcionado a Ucrania el equivalente energético al consumo de los tres países bálticos y que el objetivo es cubrir al menos el 15% de las necesidades energéticas ucranianas.

 Nuevas políticas industriales y competitividad

El encuentro también abordó la importancia de mejorar las infraestructuras energéticas transfronterizas dentro de la UE. En este contexto, los ministros discutieron el informe elaborado por el expresidente del Banco Central Europeo (BCE), Mario Draghi, que servirá de base para la futura estrategia industrial del bloque. El finlandés Mykkanen subrayó que las infraestructuras transfronterizas son esenciales para optimizar el suministro energético en toda la región.

La reunión en Luxemburgo refleja las tensiones entre la necesidad de garantizar la seguridad energética y las dificultades políticas para implementar sanciones más contundentes contra Rusia. La UE busca equilibrar la cooperación con Ucrania y las restricciones al suministro ruso en un contexto de incertidumbre energética.

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Sigue creciendo la producción de hidrocarburos. Durante el noveno mes del año se volvió a repetir una tendencia que se viene viendo con fuerza durante todo 2024. 

Según datos del Instituto Nacional de Estadística y Censo (INDEC), difundidos por la Secretaría de Energía de la Nación, en septiembre, se alcanzaron los 740,8 Mbbl de petróleo por día, lo que representa un 14,7% más que en el mismo mes de 2023. En materia de gas, se produjeron 147,1 MMm3 por día, un crecimiento del 2,9% interanual.

Esto se suma a las otras buenas noticias que le viene dando el sector al gobierno nacional: durante los primeros seis meses de este año la producción de petróleo alcanzó su mejor nivel de los últimos 20 años. 

Además durante el mes de agosto el crudo mostró un crecimiento interanual del 14% y mientras que el gas creció un 6,3%.

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El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, junto al intendente de Cutral Co, Ramón Rioseco, inauguraron el parque solar de Cutral Co que ya se encuentra en funcionamiento. Además, firmaron un convenio para incrementar la capacidad de potencia a 30 megavatios.

El parque solar de Cutral Co tiene una potencia instalada de 3,5 MW y cuenta con 5.580 paneles montados sobre 88 seguidores solares. El parque abarca siete hectáreas dentro de un predio de 200, donde está asentado el parque tecnológico de la localidad.

Durante el acto, el gobernador realizó un repaso en materia de energías que produce la provincia y manifestó que a partir del gas “tenemos una ventana de a lo sumo 30 años y con petróleo nos queda un poco menos, esto nos desafía a monetizar Vaca Muerta y lo estamos logrando mediante inversiones”.

Sin embargo, “en una nueva etapa visualizamos una energía limpia, se viene también la posibilidad de generar distintos parques tecnológicos, parques de procesamiento de datos, distintos lugares para desarrollar la inteligencia artificial mediante la generación local”, expresó Figueroa.

En este punto, destacó que la infraestructura para la generación de energía renovable en Cutral Co “la hizo el intendente con su equipo y eso es un gran mérito” y agregó que “conseguir las autorizaciones nacionales no fue fácil”.

En materia energética, “nos está costando mucho poder cobrar lo que nos corresponde si vamos a las hidroeléctricas, todos los gobiernos nacionales que han podido quitarnos recursos a los neuquinos, nos quitaron. Nos saquearon”, indicó el gobernador y añadió que “cuando comenzamos a pedir que nos paguen las regalías en especie para poder tener autodeterminación energética en la provincia, nos quieren poner un tope que solo podemos pedir el 20% en especie, y la verdad que es inconstitucional”.

Por su parte el intendente manifestó que “es un parque pensado para generar energía a partir de la tecnología para pensar en las nuevas generaciones, en el medio ambiente y en la reconversión de la matriz energética”.

El parque solar “comenzó a construirse hace cuatro años luego de ver en otras provincias y en otros países el desarrollo de los parques solares y de las energías limpias, un desafío porque decidimos hacerlo por cuenta propia y eso costó un millón de dólares”, expresó Rioseco.

Con la aprobación del Agente del Mercado Eléctrico Mayorista el municipio ya está listo para inyectar a la red la energía que comenzó a producir hace dos días. Al respecto, el intendente adelantó que se firmará un contrato con una empresa “que comprará la energía que produciremos durante 20 años”.

Además de la inauguración, el gobernador y el intendente firmaron un convenio de compromiso y colaboración para el desarrollo de la ampliación del Parque Solar en 30 megavatios.

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El gobernador Rolando Figueroa destacó las ventajas competitivas que tendrán quienes se asocien a las empresas neuquinas durante la Argentina Texas Summit Energy 2024 que se realizó este martes en la previa de la Expo Oil & Gas Patagonia.   

 “Tenemos que orientar las inversiones para que podamos ganar todos”, aseguró al analizar el desarrollo de Vaca Muerta y su impacto económico en la provincia.

El mandatario neuquino compartió panel con el gobernador de Córdoba, Martín Llaryora y ratificó que se encuentra a la espera de que se reglamente la Ley de Hidrocarburos para que Neuquén pueda adherir al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) que traerá un esquema de flexibilización impositiva, aduanera y cambiaria. En este sentido, recordó que “vamos a presentar la ley Invierta en Neuquén que ofrecerá ventajas comparativas mayores”, si se asocian con empresas neuquinas.

Con la mirada en la búsqueda de nuevas inversiones, Figueroa recordó que Neuquén “tiene seguridad jurídica y tiene futuro. Tenemos un horizonte importante y hemos asumido una responsabilidad histórica”, añadió. 

“Estamos convencidos que Neuquén va a potenciar al país, vamos a generar en el 2030 más de 30.000 millones de dólares, una nueva pampa húmeda, sin riesgo climático.  Eso lo vamos a hacer entre todos, tenemos que trabajar entre todos, nos queda un horizonte tremendo siempre y cuando entendamos hacia dónde vamos, el desafío es generacional”, indicó.

Consideró que Neuquén va “a ayudar a poner de pie la Argentina” en lo que describió como un “círculo virtuoso” de divisas que van a inyectarse en la economía y permitirá además ser más competitivos.

El gobernador consideró que la provincia “inspira nuevos desafíos”, pero debe ir acompañada de una fuerte inversión en infraestructura. Reiteró la idea de monetizar el subsuelo con una ventana de 30 años.

“No se puede ser rico y no tener infraestructura, porque es una pobreza que duele y una pobreza que sobre todo también lo siente la población y que también desacelera de por sí el crecimiento”, resaltó. 

El gobernador llamó a invertir todo este superávit en infraestructura y adelantó que “vamos a seguir tomando deuda porque estos 4.000 millones lo tenemos que reducir en el menor tiempo”. 

“Cualquier empresa que invierte en el mundo sabe que tiene que llegar a un lugar, tiene que buscar la sustentabilidad social y cuidar el ambiente”, analizó Figueroa y aseguró que “con la industria tenemos que trabajar en equipo para hacer un win-win”.

La Argentina Texas Summit Energy 2024 se realizó en el Hotel Hilton de Neuquén y reunió a expositores de varias empresas de la industria hidrocarburífera. Fue organizada por la Cámara de Comercio Argentina-Texas (ATCC).

La cumbre convocó a 200 asistentes del sector público y privado, con invitados remotos desde EEUU y el resto del mundo.  El miércoles será el turno de la AOG 2024 que se extenderá por tres días en el Espacio Duam de Neuquén y abordará temas de seguridad, innovaciones para sistemas inteligentes y nuevas proyecciones para el sector serán tratados durante la exposición.

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El ex secretario de Energía, Emilio Apud, confirmó que los técnicos del PRO trabajan en el Gobierno para la eliminación casi total de los subsidios, exceptuando a quienes tengan la tarifa social.

“Ahora hay que resolver el problema. De la parte tarifaria queda un 30% 0 40% todavía de ajuste, a usuarios que todavía no pagan la tarifa plena“, dijo Apud, ex secretario de Energía durante el gobierno de Mauricio Macri, en declaraciones a LED FM.

Apud recordó que los usuarios comprendidos en la calificación N1 “somos los que pagábamos todo, y los N2 y el N3 pagan menos de la mitad”.

La semana pasada, del Carmen Tettamanti asumió como Secretaria de Energía en reemplazo de Eduardo Rodríguez Chirilo. Apud destacó que esta medida forma parte de “un acuerdo entre Macri y (Javier) Milei. Es el inicio de una colaboración de los cuadros técnicos del PRO con el gobierno”,

A raíz de eso, Macri “me encomendó iniciar las charlas con Daniel González, quien es el ministro coordinador del área, que responde directamente a (el ministro de Economía) Luis Caputo” confirmó Apud.

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El Instituto Nacional de Estadística y Censo (INDEC) reveló que el sector energético nacional registró en septiembre un superávit comercial de USD 610 millones, alcanzando los USD 3.709 millones en los 9 meses del año.

Esto significa que Argentina exporta más combustibles y energía de los que importa, sumando más divisas para el país. Los datos INDEC replican la tendencia que se vio en el mes de agosto y reafirma la mejora que viene mostrando la balanza energética durante todo este año, respecto de 2023.

Todo esto confirma que el sector energético es uno de los más beneficiados por las nuevas políticas que emanan desde la administración Milei.

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Horacio Marín, CEO de YPF, trazó un ambicioso plan para convertir a Argentina en un exportador neto de hidrocarburos en los próximos años. La compañía estatal busca cuadruplicar su valor en los próximos cuatro años y alcanzar exportaciones por 30 mil millones de dólares en 2031, impulsadas principalmente por el desarrollo de Vaca Muerta. 

Marín destacó la importancia de la inversión en infraestructura, como el gasoducto Reversa Norte y la planta de GNL, para lograr estos objetivos.

“En 2027 vamos a hacer el gasoducto más grande de la Argentina por todo el GNL que vamos a vender”, prometió Marín en su participación en Argentina Texas Energy Summet.

“Nosotros queremos que el valor de la acción llegue al pico de hace 20 años. En lo que llevamos desde que asumimos, el valor de la acción llegó al valor de hace 8 años. Es gigante el trabajo que hemos hecho. Nuestro trabajo es valorizar las acciones”, agregó.

“Hoy Argentina no está en el pico de producción. El crecimiento viene de una sola cuenca que va a romper todos los índices históricos de la producción argentina”, afirmó el presidente de la petrolera estatal.

Además valoró la reversión del Gasoducto Norte y demás infraestructura (Vaca Muerta Sur, Otasa y Oldelval), que permitirá ampliar los orizontes del mega yacimiento. “Ahora solo queda poner el capital. Solo queda invertir”, insistió.

Allí también adelantó que el 13 de diciembre se inaugurará un real time center que permitirá “fracturar los pozos desde Buenos Aires” y volvió a remarcar la decisión de que a partir del 1 de enero de 2025 YPF tiene que estar afuera de los campos maduros.

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Cada 21 de octubre, se conmemora el Día Mundial del Ahorro de Energía. La efeméride tiene por objetivo instar a toda la población del mundo a reflexionar sobre sus hábitos personales en cuanto al consumo eléctrico y las medidas de ahorro implementadas. A continuación, más detalles.

El día como tal fue instaurado por iniciativa del Foro Energético Mundial (World Energy Forum) en el año 2012. Como objetivo principal, en un día como hoy se debe promover el acceso universal a la energía y visibilizar su impacto en el medio ambiente. Es decir, es un llamado a toda la sociedad, se busca hacer uso de otras políticas que permitan una mayor eficiencia energética sin descuidar los recursos naturales.

Un ejemplo de esta concientización lo reflejan varias organizaciones que sensibilizan a la población, como el uso racional de la energía eléctrica ante el cuidado de la naturaleza donde las fuentes renovables resultan las más efectivas. Sin embargo, lo más eficiente se encuentra en reducir las fuentes primarias para favorecer la etapa de generación.

Si bien esto parece una contribución poco efectiva, en realidad la unión de varios a nivel individual favorecen a los recursos naturales que nos provee la tierra.

Qué acciones podemos realizar ese día

Utilizar la luz natural mientras sea posible.

Desenchufar dispositivos o cargadores que no necesitemos.

Utilizar bombillas de bajo consumo.

Apagar luces o televisores que no estemos utilizando.

Regular adecuadamente la calefacción y aire acondicionado.

Procurar descongelar los alimentos a temperatura ambiente, sin la utilización del microondas.

No derrochar agua potable.

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En el marco del convenio entre la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía y el Banco Nación, dentro del “Programa de Reconversión y Eficiencia Energética” para promover el uso racional de energía en hogares y empresas industriales y comerciales, se prorrogaron las distintas líneas de financiamiento. Además, se incluyó el rubro de movilidad sustentable para financiar la compra de bicicletas, motos y monopatines eléctricos, hasta reconvertir el vehículo con equipo de gas natural comprimido y así volverlo más eficiente.

De esta manera, a través de la “Tienda BNA+”, se pueden adquirir productos en hasta 30 cuotas a tasas del 0% y, exclusivamente por el portal “BNA CONECTA” durante el Cyber Monday y Cyber Week -que se extenderá del 4 al 11 de noviembre- los usuarios tienen la posibilidad de realizar compras con las tarjetas AgroNación y PymeNación con una bonificación especial de 1ppa a cargo del Banco sobre la tasa actualmente vigente del 36% TNA.

Además, para la adquisición de bienes relacionados con la operatoria, y abonando a través de PymeNación o AgroNación en “BNA CONECTA”, se accede a 18, 24 o 36 cuotas, a tasa de interés fija del 34% TNA.

Asimismo, el Banco Nación ofrece créditos para personas, en actividad laboral o jubilados, con plazos de hasta 60 meses y con una bonificación de la tasa de interés a cargo del Banco de 2ppa, sobre las actualmente vigentes, lo que permite alcanzar valores de entre el 45% TNA y 97% TNA, según el tipo de usuario y si percibe o no haberes en el BNA.

Por otro lado, se lanzó una línea específica para empresas para los destinos de reconversión y eficiencia energética/movilidad sustentable, con las siguientes características:

Usuarios: empresas bajo cualquier forma societaria o unipersonal, de todos los sectores económicos, incluyendo MiPyMEs y grandes empresas.

Tasa de Interés:MiPyMEs: Primeros 3 años 32% TNA fija. Resto del plazo Badlar + 4 ppa.MiPyMEs LIP: Primeros 3 años 31% TNA fija. Resto del plazo Badlar + 4 ppa.Grandes empresas: Primeros 3 años 37% TNA fija. Resto del plazo Badlar + 5 ppa.

Plazo:MiPyMEs y grandes empresas: Hasta 10 años.MiPyMEs LIP: Desde 6 a 10 años.

Período de gracia: se podrá otorgar hasta 24 meses de período de gracia exclusivamente para aquellos proyectos de financiamiento que, debido a sus particularidades, así lo requieran. Esto aplica sólo para el capital y no para el pago de intereses.

Cabe destacar que, en la primera etapa de la campaña que se extendió desde el 8 de agosto al 30 de septiembre, la “Tienda BNA+” concretó ventas por más de $ 10,4 mil millones, 9.400 operaciones distribuidas a lo largo de todo el país y un ahorro anual de 3.172 MWh. El 90% de las unidades vendidas corresponden a las categorías: Refrigeración, Climatización y Lavado. Además, la Provincia de Buenos Aires lideró las transacciones seguida por la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y las provincias de Córdoba, Santa Fe y Mendoza.

Todos los productos incluidos en el programa estarán identificados mediante un logo especial que facilita su reconocimiento.

Este programa ha demostrado ser una herramienta valiosa para los ciudadanos, permitiéndoles acceder a productos de tecnología energéticamente eficiente que no solo reducen el consumo de energía, sino que también generan un ahorro significativo en sus facturas mensuales.

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La actividad de perforación en Argentina ha experimentado una fuerte contracción en el último año, con una disminución del 12% en el número total de equipos, según un informe de la consultora Tecnopatagonia.

El sector convencional ha sido el más afectado, con una caída del 31%, mientras que los equipos dedicados a recursos tight se han reducido en un 75%. Sin embargo, la formación de Vaca Muerta ha mostrado una mayor resistencia, con un leve incremento del 1% en los equipos de shale.

La disminución en el número de equipos de perforación en Argentina refleja una crisis en el sector petrolero. La caída en la demanda de hidrocarburos a nivel mundial, sumado a factores internos como la falta de inversión y las regulaciones cambiantes, han impactado fuertemente en la actividad. 

Si bien Vaca Muerta muestra cierta resiliencia, la escasez de equipos y la incertidumbre económica generan preocupación sobre el futuro de esta formación.

La implementación definitiva del RIGI para el sector petrolero, podría revertir esta tendencia negativa a nivel general en el país. 

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La cuenca neuquina de Vaca Muerta continúa demostrando su potencial como una de las principales reservas de hidrocarburos no convencionales del mundo. Según datos proporcionados por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, entre enero y septiembre de 2024 se registraron 13.837 etapas de fractura, lo que representa un incremento significativo respecto al mismo período del año anterior.

Este notable crecimiento se atribuye en gran medida a la implementación de la técnica dual frac, la cual permite realizar dos etapas de fractura simultáneamente, optimizando el uso de los equipos y reduciendo los tiempos de operación. Gracias a esta innovación, se ha logrado superar las limitaciones impuestas por la escasez de equipos en la cuenca.

Se estima que para finales de año se superarán las 18.000 etapas de fractura, lo que representa un nuevo récord para Vaca Muerta. Este hito consolida a la cuenca como un motor clave para el desarrollo de la industria energética argentina y posiciona al país como un jugador relevante en el mercado global de hidrocarburos no convencionales.

Sin embargo, a pesar de estos resultados positivos, persisten desafíos que deben ser abordados para garantizar la sostenibilidad de la producción en Vaca Muerta. Entre ellos se encuentran la necesidad de contar con una infraestructura adecuada, la capacitación de personal especializado y la implementación de políticas energéticas claras y consistentes.

Luciano Fucello destacó la importancia de continuar innovando y buscando soluciones tecnológicas para optimizar las operaciones y reducir los costos de producción. Además, subrayó la necesidad de trabajar en conjunto con el gobierno y las empresas privadas para desarrollar un marco regulatorio que fomente la inversión y la exploración en la cuenca.

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YPF participará activamente en la AOG 2024, donde expondrá sus planes estratégicos clave en el marco del plan 4×4. La compañía destacará sus proyectos más innovadores en diferentes conferencias y actividades a lo largo del evento.  La presentación principal estará a cargo del presidente y CEO, Horacio Marín, quien cerrará el Encuentro con los CEOS el miércoles 23 de octubre a las 18:30 horas en la Sala Tromen.

El jueves 24, a las 18 horas en la Sala Lanin I, el vicepresidente ejecutivo de Upstream, Matías Farina, junto a su equipo, profundizará en las estrategias para mejorar la eficiencia del área. Se hará hincapié en el proyecto Toyota Well, que busca estandarizar la construcción de pozos, y en el lanzamiento de un nuevo centro de operaciones en tiempo real.

A continuación, a las 19 horas en la misma sala, el gerente ejecutivo de Midstream Oil, Juan Giménez, detallará la estrategia exportadora de YPF. En su exposición se abordarán los avances de los proyectos Vaca Muerta Norte y Vaca Muerta Sur, considerados pilares para el desarrollo de la industria petrolera.

Actividades adicionales durante la AOG 2024

YPF también ofrecerá múltiples exposiciones en su stand, con enfoque en sus diversas líneas de productos y servicios. Especialistas de **Fundación YPF**, **Y-TEC** y el área de **Desarrollo de Proveedores** brindarán conferencias abiertas al público. A continuación, el cronograma completo:

Miércoles 23 de octubre– 15:00 – Vaca Muerta y la transformación de la educación con innovación tecnológica (Fundación YPF)– 15:30 – EXTRAVIDA XVI: Lubricante para la industria (YPF LUBES)– 16:00 – O&G: Presentación del negocio (YPF Industria)– 16:30 – Oilfield Chemicals (YTEC y YPF Química)

Jueves 24 de octubre– 15:00 – Consorcios +VM (YTEC)– 15:30 – Consorcio MIC (YTEC)– 16:00 – Oilfield Chemicals (YTEC y YPF Química)– 16:30 – ¿Cómo ser proveedor de YPF? (YPF DDPP)– 17:00 – Y-POLIplug (YTEC)– 17:30 – Desarrollo de Aleaciones Disolubles para O&G (YTEC)– 18:00 – Y-CAM (YTEC)– 18:30 – SCORE de Proveedores (YPF DDPP)– 19:00 – Consorcio H2ar (YTEC)

Viernes 25 de octubre– 15:00 – Y-CAM (YTEC)– 15:30 – Consorcios +VM (YTEC)– 16:00 – Consorcio MIC (YTEC)– 16:30 – Complejo Industrial Plaza Huincul– 17:00 – Oilfield Chemicals (YTEC y YPF Química)– 17:30 – Desarrollo de Aleaciones Disolubles para O&G (YTEC)– 18:00 – Consorcio H2ar (YTEC)– 18:30 – Y-POLIplug (YTEC)

Esta agenda confirma la relevancia de YPF en la AOG 2024, posicionándose como un actor clave en el desarrollo del sector energético y en la exportación de petróleo desde Vaca Muerta.

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Petrobras anunció que su unidad de producción y almacenamiento flotante, FPSO Maria Quitéria, ha iniciado operaciones en el campo Jubarte, ubicado en el área de Parque das Baleias, en la cuenca Campos al sureste de Brasil. La producción comenzó antes de lo previsto: inicialmente se esperaba para 2025, pero Petrobras logró adelantar el cronograma, marcando un hito significativo en la explotación de esta región pre-salina.

Capacidad y Tecnología

La FPSO Maria Quitéria tiene la capacidad de producir 100.000 barriles de petróleo por día y procesar hasta 5 millones de metros cúbicos de gas natural. La plataforma se conecta a un total de ocho pozos productores y ocho pozos inyectores. Además, incorpora tecnologías avanzadas que permiten reducir las emisiones operativas en un 24% en comparación con sistemas anteriores, mejorando la eficiencia energética.

La plataforma también puede generar 100 megavatios (MW) de electricidad, suficiente para abastecer a 230.000 habitantes, todo mientras opera en profundidades de 1.385 metros, con una longitud de 333 metros y una altura de 156 metros. Petrobras destaca que estas innovaciones reflejan su compromiso con la transición energética y la sostenibilidad.

Parque das Baleias y el Proyecto Integrado

El Parque das Baleias, donde se encuentra el campo Jubarte, incluye varios yacimientos: Baleia Anã, Cachalote, Caxaréu, Pirambú y Mangangá. La exploración del campo Jubarte comenzó en 2001, y en 2019, Petrobras y la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) extendieron la concesión del campo unificado hasta 2056, facilitando la implementación de esta FPSO. Maria Quitéria se suma a las plataformas existentes P-57, P-58 y FPSO Cidade de Anchieta, y se espera que su producción represente el 40% de la producción del campo Jubarte.

Innovación Digital y Mejora en la Producción

El campo Jubarte también fue escenario de un piloto exitoso con la tecnología Lift and Flow Digital Twin, desarrollada por la empresa brasileña ESSS. Este gemelo digital permite un control en tiempo real del sistema de producción, optimizando la extracción desde los pozos hasta las plataformas y anticipando incidentes que puedan comprometer la operación.

Según Sylvia Anjos, directora de Explotación y Producción de Petrobras, esta tecnología será utilizada en todos los pozos marítimos de la empresa antes de fin de año. Renata Baruzzi, ingeniera de Petrobras, destacó que la solución inicial fue concebida en la Unidad de Negocios de Espírito Santo (UN-ES) y evolucionó hacia un sistema más robusto y escalable que se implementará en otros pozos costa afuera.

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YPF completó la última etapa del proyecto Vaca Muerta Norte, con la puesta en marcha de los primeros dos tanques de almacenamiento y un sistema de bombeo que permitirá transportar 160.000 barriles diarios de petróleo hacia Chile y el complejo Luján de Cuyo en Mendoza. Esta infraestructura convierte al nuevo punto de entrega en la principal salida de crudo no convencional en Neuquén, fortaleciendo la logística energética de la cuenca.

Reactivación del Oleoducto Trasandino y exportación

El nodo final del sistema se encuentra en Puesto Hernández, en Rincón de los Sauces, desde donde se conecta con el Oleoducto Trasandino que lleva el petróleo a Chile. Este avance coloca a YPF como la principal exportadora de hidrocarburos de Argentina. Actualmente, Chile se consolida como el segundo mayor destino de exportación de crudo argentino en 2024.

Detalles de la infraestructura

El proyecto incluye:

– Un oleoducto de 151 kilómetros, que conecta con los principales destinos de exportación.– Parque de tanques con capacidad para 370.000 barriles.– Cabecera de bombeo ubicada en el yacimiento La Amarga Chica, al norte de Añelo.

Con esta obra, YPF garantiza también el suministro a la refinería de Luján de Cuyo, una de las más importantes del país.

Inversión y empleo

La construcción del proyecto demandó una inversión de 250 millones de dólares y generó picos de contratación de hasta 1.200 personas. En el proceso participaron más de 10 empresas locales y nacionales durante los 18 meses que duró la obra.

Posicionamiento estratégico

Con la puesta en marcha de Vaca Muerta Norte, YPF refuerza su liderazgo en el negocio Midstream, impulsando una plataforma sólida para el transporte y la exportación de hidrocarburos. Este avance es un paso clave en los planes de la compañía para consolidar el crecimiento del sector energético argentino tanto en el mercado interno como en el internacional.

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La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre y el director de Minería, Jerónimo Shantal, recibieron al recientemente elegido presidente de Hierro Indio SA, Rafael Dahl, quien anunció que la empresa comenzará a elaborar el Informe de Impacto Ambiental de explotación, para que en los próximos meses sea presentado en la Autoridad Ambiental Minera de la Provincia.

Se elaborará el Informe de Impacto Ambiental de Explotación o Desarrollo de los minerales, procedimiento que deberá volver a pasar por todas las etapas de Evaluación Ambiental y en caso de ser aprobado por parte de la Autoridad Ambiental Minera, volver a la Legislatura de Mendoza para que trate la ratificación correspondiente.

“La etapa de exploración se realizó bajo el cumplimiento de la normativa ambiental, con cero incidentes y con trabajos de recomposición del área sobre la cual se realizaron las perforaciones”, explicó la ministra Latorre. “Ahora comienza una nueva etapa muy auspiciosa para la provincia”. Recientemente, se hizo una visita abierta a la comunidad al sitio donde se realizó la exploración de Hierro y cada ciudadano que asistió pudo comprobar de primera mano la inexistencia de impactos negativos sobre el ambiente.

“Para Mendoza y para Malargüe esto es muy importante, con resultados excelentes que se están viendo a pasos agigantados”, afirmó Shantal.

Un largo proceso

Se estima que Hierro Indio tiene potencial para abastecer 30% de todo el hierro que hoy Argentina importa desde el exterior.

El yacimiento estaba inactivo desde la década de los 70 y el Gobierno de Mendoza trazó un plan para reactivarlo. En 2019, la Legislatura aprobó la Declaración de Impacto Ambiental (DIA), en el marco de la Ley 7722.

Previo a la obtención de la declaración, el proyecto fue sometido a evaluación ambiental, que contempló el dictamen técnico por parte de un equipo de la Facultad de Ciencias Aplicadas a la Industria de la Universidad Nacional de Cuyo y de varios organismos sectoriales que opinaron sobre el mismo, incluyendo también la realización de una Audiencia Pública.

Finalmente, en 2022, se firmó un acuerdo entre Impulsa Mendoza Sostenible SA e HISA (Hierro Indio SA) para volver a ponerla en marcha. Para el comienzo de estos trabajos se repararon caminos por parte de la Dirección Provincial de Vialidad (DPV) y se crearon canalizaciones y reservorios de agua para los puesteros de la zona.

En septiembre de 2023 culminó la campaña de exploración avanzada con excelentes resultados y con cero incidentes. El trabajo incluyó la participación de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) y logró la perforación de un total de 2.480 metros, distribuidos en 41 pozos de 60 metros de promedio cada uno.

Del total de los testigos obtenidos, se tomaron 1.407 muestras, que fueron remitidas al laboratorio Alex Stewart para su análisis. El resultado de esta primera etapa exploratoria, que representa menos de 5% de la formación, permitió determinar que solo en esta área existen al menos 5 millones de toneladas de hierro metálico, un material que hoy Argentina importa.

Este hallazgo permite considerar la posibilidad de desarrollar en Malargüe una mina de hierro que permita sustituir una parte sustantiva de la importación de mineral, por un lapso de entre 15 y 20 años.

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Para 2025, las grandes empresas, industrias y comercios que consuman más de 300 kW (kilovatios) de energía eléctrica deberán incorporar al menos un 20% de energías renovables en su matriz productiva.

Esta medida se corresponde con lo establecido por el Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables Destinadas a la Producción de Energía Eléctrica, regulado por la Ley N° 26.190 y posteriormente modificado y ampliado por la Ley N° 27.191, que busca impulsar un mayor uso de fuentes sostenibles en el país.

El Régimen, impulsado por la gestión anterior, establece un incremento gradual en la participación de fuentes renovables en el consumo de energía eléctrica nacional, con el objetivo de alcanzar un 20% para el 31 de diciembre de 2025.

El argumento oficial señala que estos actores “deberán contribuir con el cumplimiento de los objetivos de cobertura de los consumos anuales con energía eléctrica de fuente renovable”. La intención es limpiar la matriz energética argentina y avanzar hacia la descarbonización de los procesos productivos, fomentando una economía más sostenible y reduciendo la huella de carbono del país.

Además, la normativa oficial establece que el Régimen tiene como objetivo “estimular las inversiones en generación de energía eléctrica a partir del uso de fuentes renovables en todo el territorio nacional”. Esto incluye tanto la creación de nuevas plantas de generación como la ampliación o repotenciación de instalaciones existentes. 

¿Cuánta energía consumen los grandes usuarios o empresas?

Al finalizar el segundo trimestre de 2024, la potencia instalada en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) fue de 43.602 MW. Según un informe de la Secretaría de Energía, la generación neta alcanzó 33.808 GWh, un 5,5% más que en el mismo período de 2023. De esta generación, el 52,1% provino de fuentes térmicas, el 37,9% de renovables (incluyendo plantas mayores a 50 MW), y el 10% de energía nuclear.

Durante ese mismo período, la demanda de energía eléctrica subió un 1,5% respecto al año anterior, llegando a 33.435 GWh. El consumo residencial aumentó un 8,1%, mientras que la demanda industrial y comercial mayor a 300 kW disminuyó un 5,1%.

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Guyana, país sudamericano con una población de apenas 800.000 personas, está experimentando una transformación sin precedentes gracias al descubrimiento y la explotación de vastas reservas petroleras.

En lo que va de 2024, las exportaciones de crudo han alcanzado los 598.000 barriles por día (kbpd), lo que representa un aumento interanual del 58%. Este crecimiento se inscribe en una tendencia sostenida desde 2019, cuando ExxonMobil inició la producción en el yacimiento de Liza. Desde entonces, el crecimiento medio anual de las exportaciones ha sido de un impresionante 76%.

El Bloque Starbroek: el corazón de la producción petrolera

El epicentro de esta nueva riqueza petrolera se encuentra en el Bloque Starbroek, donde ExxonMobil ha liderado el desarrollo.

A finales de 2019, el yacimiento de Liza comenzó a producir, y desde entonces, la operación se ha expandido con la incorporación del campo Payara. Actualmente, tres buques flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) están en operación en el bloque, desempeñando un papel clave en la exportación del crudo.

– FPSO en Liza 1 y Liza 2: Juntos, estos buques han exportado 371 kbpd en 2024.– FPSO en Payara: Este campo ha contribuido con 227 kbpd adicionales.

Esta estructura ha permitido a Guyana aumentar considerablemente su capacidad de exportación, convirtiéndose en una fuente crucial de crudo en la región.

Crecimiento económico impulsado por el petróleo

La industria petrolera ha sido el motor detrás del crecimiento económico vertiginoso de Guyana. Desde que comenzó la producción en 2019, el país ha experimentado una tasa de crecimiento económico promedio del 38% anual. Este crecimiento no solo es consecuencia de la producción, sino también del descubrimiento de gigantescas reservas de petróleo y gas natural.

Según la U.S. Energy Information Administration, se han identificado 11.000 millones de barriles equivalentes de petróleo y gas recuperables, y la exploración sigue en curso.

Las proyecciones de crecimiento económico continúan siendo optimistas. El Fondo Monetario Internacional (FMI) anticipa que la economía de Guyana crecerá a un ritmo promedio del 17% anual durante los próximos cinco años, impulsada en gran parte por el sector petrolero.

Destinos clave de las exportaciones de petróleo de Guyana

Aunque Guyana solo representa actualmente el 1,3% de los volúmenes globales de carga de crudo, su influencia en el mercado está en rápido ascenso. Además de su creciente producción, la distribución del crudo de Guyana se ha expandido a varios mercados globales clave.

– Norte de Europa: Alrededor del 45% del petróleo exportado en 2024 ha sido enviado a esta región, convirtiéndose en su principal destino.– Europa Mediterránea: El 18% de las exportaciones han sido destinadas a esta área.– América: El 38% restante del petróleo guyanés se dirige a puertos en el continente americano.

El puerto de Chiriquí Grande, en Panamá, es uno de los puntos clave de descarga para el petróleo de Guyana.

En cuanto a la logística de transporte, el 77% del crudo se exporta en buques Suezmax, mientras que el 23% restante se transporta en buques VLCC (Very Large Crude Carriers), debido principalmente a las mayores distancias hacia los mercados europeos. A pesar de su menor participación en términos de volumen, los VLCC generan un 29% de las toneladas-milla totales debido a los largos trayectos que recorren.

El futuro del petróleo en Guyana

El desarrollo petrolero de Guyana está lejos de alcanzar su techo. Se espera que en 2025 ExxonMobil inicie la producción en el yacimiento de Yellowtail, lo que incrementaría la capacidad de producción del país a 710 kbpd, según estimaciones de la Agencia Internacional de la Energía. Esto consolidará a Guyana como una de las áreas de mayor crecimiento en la oferta de crudo fuera del marco de la OPEP+.

Además de los yacimientos ya en explotación, la continua exploración de nuevas reservas promete prolongar el auge petrolero del país en los próximos años, reforzando su papel como un jugador clave en el mercado global.

Guyana ha emergido como un nuevo e importante actor en el escenario petrolero internacional. En tan solo cinco años, el país ha transformado su economía y ha comenzado a redefinir su papel en el mercado energético global.

Con reservas masivas y una producción en constante expansión, Guyana está bien posicionada para convertirse en una potencia petrolera emergente en América Latina. Su influencia en el mercado global seguirá creciendo a medida que nuevos proyectos como el yacimiento de Yellowtail entren en funcionamiento y aumenten aún más su capacidad exportadora.

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El reciente pronunciamiento de Alexei Miller, CEO de Gazprom, en el Foro Internacional del Gas en San Petersburgo, resalta una creciente preocupación sobre la estabilidad del mercado europeo de gas. Según Miller, la volatilidad en los precios del gas está alcanzando niveles alarmantes, y podría desencadenar nuevas crisis de suministro y de precios. Esto ocurre en un contexto en el que Europa, desde la invasión rusa a Ucrania en 2022, ha disminuido drásticamente su dependencia del gas ruso, reemplazando gran parte de ese suministro con importaciones de otras regiones como Estados Unidos, Noruega y Qatar.

Un factor clave que contribuye a esta volatilidad, según Miller, es la desindustrialización que está experimentando Europa, con sectores como el acero, el cemento y los productos químicos registrando caídas significativas en la producción, del orden del 10% en el último año y medio. Esta tendencia, vinculada a los altos costos energéticos, ha obligado a muchas empresas europeas a trasladar sus operaciones fuera de la región, en especial desde Alemania, que históricamente ha sido una potencia industrial en Europa.

Además, Gazprom ha reportado una caída de la demanda de gas en la Unión Europea y el Reino Unido de aproximadamente 11 mil millones de metros cúbicos en los primeros nueve meses de 2024. Esto se suma a la creciente brecha de costos energéticos entre Europa y otras economías globales, como la de EE.UU., donde los costos de energía son de 2 a 3 veces más bajos, y los precios del gas hasta 5 veces menores que en Europa.

A nivel global, Gazprom proyecta que la demanda de gas natural alcanzará los 5,7 billones de metros cúbicos para 2050, impulsada principalmente por el crecimiento en economías emergentes como China e India. Sin embargo, Miller también señaló que Estados Unidos está viendo una desaceleración en la producción de gas de esquisto y está incrementando sus importaciones de Canadá, un indicador de las limitaciones que enfrenta incluso uno de los mayores productores de gas del mundo.

A pesar de la disminución en el suministro ruso hacia Europa, Gazprom sigue explorando nuevas oportunidades en mercados emergentes, destacando su participación en asociaciones internacionales como los BRICS. Estos cambios sugieren una reorientación estratégica de la empresa rusa hacia mercados fuera de Europa, mientras el bloque europeo busca estabilizar su sector energético frente a la reducción de su dependencia del gas ruso.

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Pagar servicios en Argentina es un trámite complejo para la gente por los aumentos constantes y sostenidos que vienen teniendo en los últimos tiempos. La luz y el gas son dos servicios claves que generan un cuello de botella en la economía de las familias en medio de la fuerte caída del poder adquisitivo de acuerdo a la pérdida de incrementos en el sueldo y la suba de los servicios. 

La tarifa social es una herramienta dispuesta por el gobierno para ayudar a que los usuarios tengan más aire económico con los descuentos que se aplican a clientes que cumplen con ciertos requisitos. Es válido decir que la fecha de inscripción ya cerró por lo que importa ahora es saber si uno tiene todavía o no el subsidio.

Los hogares que podrían perder el beneficio se cuentan en millones y en miles quienes lo conservarían por haber realizado un trámite clave. De cuál se trata y por qué más de un millón de familias perderían la condición de beneficiarios.

Cómo sé si tengo el subsidio de Luz vigente

Para chequear que el sigue corriendo el subsidio de Luz, la persona debe ingresar a la web del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE). Una vez en ella, el usuario deberá completar el formulario con sus datos personales y

 el nombre de la empresa que le brinda el servicio. Luego, deberá presionar en el botón “Consultar” para que el sistema le indique si está incorporado al subsidio. 

Qué pasa en el caso del Gas: cómo sé si sigue el subsidio

Al igual en con la Luz, en el Gas uno debe también visitar la página, en este caso del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) y, en la solapa “Regímenes de Beneficios” ingresar a “Registro de Beneficiarios de Tarifa Social” (RASE), completar los datos solicitados y, será el sistema el que le informará si está dentro o fuera del listado de beneficiarios. 

El subsidio alcanza a los siguientes grupos de personas: 

Jubilados.

Pensionados.

Trabajadores en relación de dependencia con ingreso mensual inferior a dos salarios mínimos, vitales y móviles.

Titulares de Pensión Vitalicia a Veteranos de Guerra

Titulares del servicio que posean Certificado de Discapacidad (CUD) otorgado por autoridad correspondiente. 

Monotributistas cuyo ingreso mensual sea inferior a dos salarios mínimos, vitales y móviles y monotributistas sociales.

Beneficiarios del seguro de desempleo.

Titulares de programas sociales, menes el Programa Hogar.

Usuarios incorporados en el Régimen Especial de Seguridad Social para Empleados del Servicio Doméstico.

1,4 millones de hogares pueden perder la tarifa social

Son más de 1 millón de hogares los que podrían perder el beneficio de los subsidios a los servicios de luz y de gas (RASE), un trámite clave que estuvo abierto en la plataforma hasta el pasado 4 de septiembre. 1,8%) y, en consecuencia, 1,4 millones a partir del 1º de diciembre podrían perder el subsidio. En este sentido el gobierno hará una comunicación oficial para dar a publicidad la información. 

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La Agencia Internacional de Energía, (IEA por sus siglas en inglés) prevé que una “ola de nuevo GNL” llegará al mercado. Según estimaciones de la agencia, la oferta de Gas Natural Licuado pasaría de los 580 bcm de 2023 a los 850 para 2030. Este fuerte crecimiento supondría una baja en el precio internacional del GNL. 

En caso de confirmarse, esto complicaría los planes de exportación de Vaca Muerta e YPF, ya que el GNL es la gran apuesta de la petrolera estatal en particular y del yacimiento en general a mediano plazo.  

Los altos precios actuales del GNL podrían disuadir a los compradores y dejar un exceso de capacidad en el mercado. El principal comprador del Gas Natural Licuado debería ser Europa, pero por el aumento de los precios, existe la posibilidad de que el continente azul migre a energías verdes.

Un aumento de casi el 50% en el suministro mundial de GNL está “en el horizonte”, dice el informe World Energy Outlook de la Agencia Internacional de Energía, pero los países con la infraestructura para absorber esa capacidad están invirtiendo en energía limpia.

El panorama de este informe es catastrófico en cuanto a los precios del GNL, Según los cálculos de la agencia, los precios tardarían más de 25 años en recuperarse, o sea, hasta pasado 2050.

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El presidente Javier Milei agradeció hoy el “enorme compromiso y labor” del saliente secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, quien fue reemplazado en el cargo por María del Carmen Tettamanti.

“Muchísimas gracias por tu enorme compromiso y labor (ante desafíos mayúsculos de todo tipo) al frente de la Secretaría de Energía. Abrazo gigante”, lo saludó este jueves el jefe de Estado en su cuenta de X.

Además Milei le dio retuit a un mensaje de otra usuaria de X que sostuvo: “Eduardo Rodríguez Chirillo es un apreciado funcionario y se va por la puerta grande. Estuvo de entrada en el equipo de Javier. Todos lo bancan“. 

El nombre de Tettamanti fue propuesto al Gobierno por el ex presidente Mauricio Macri.

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El Gobierno nacional formalizó la renuncia del secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, un funcionario que había sido objeto de críticas dentro de ciertos sectores del Poder Ejecutivo y cuya salida se venía especulando desde hace meses. Su lugar será ocupado por María del Carmen Tettamanti, ex directora General de la distribuidora de gas Camuzzi.

El nombre fue propuesto al Gobierno por el ex presidente Mauricio Macri. Tettamanti renunció a mediados del año pasado a Camuzzi y se había puesto a trabajar en propuestas técnicas en la campaña presidencial para Patricia Bullrich.

“El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, presentó su renuncia por motivos personales y continuará colaborando con el Ministerio de Economía en diferentes proyectos. En este sentido, el ministro de Economía, Luis Caputo, agradeció el enorme trabajo y el sacrificio personal realizado por Eduardo durante su gestión para cumplir con su tarea comprometido con la Patria al frente de la Secretaría de Energía”, destacó el comunicado oficial.

El ministro designó como secretaria de Energía a la economista María Tettamanti, “quien posee una trayectoria de más 30 años en la industria de energía en la Argentina”, agregó el informe oficial.

María Tettamanti “ha trabajado en distintas empresas del sector, incluyendo posiciones al máximo nivel ejecutivo y ha sido una persona de consulta del Secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González”, destacó la información oficial.

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El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, mantuvo una importante reunión con el viceministro y coordinador de Energía y Minería, Daniel González, ex CEO de YPF, para avanzar en la reactivación de proyectos estratégicos que potenciarán el desarrollo de la provincia.

Durante el encuentro se abordaron temas clave relacionados con la reactivación de las represas, destacando tanto su potencial para generar energía renovable como su impacto positivo en la creación de empleo para la región.

Vidal subrayó la importancia de estos proyectos, no solo desde la perspectiva energética, sino como motores económicos para las localidades cercanas. “El impulso de estos proyectos nos permitirá reactivar el empleo y ofrecer nuevas oportunidades a nuestra gente”, afirmó.

El carbón y la reactivación de YCRT también fueron temas centrales en la conversación. Vidal resaltó la relevancia de este recurso, tanto como fuente de empleo para la Cuenca Carbonífera como por su valor estratégico en el futuro energético de Santa Cruz. El gobernador enfatizó la necesidad de articular esfuerzos entre Nación, Provincia y el sector privado para revitalizar esta industria con una visión a largo plazo.

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El mandatario chubutense, Ignacio Torres, participó en Buenos Aires de una reunión informativa de la Comisión de Energía y Combustibles. Ante funcionarios, legisladores y especialistas en la materia, el gobernador habló sobre la necesidad de un marco regulatorio adecuado “para ser más competitivos y dar certezas a aquellos empresarios que busquen invertir” en el sector.

“Nacho” Torres, fue uno de los principales oradores en la reunión de la Comisión de Energía y Combustibles desarrollada este martes en la Cámara de Diputados de la Nación. Invitado especialmente a disertar sobre el proyecto que plantea un marco regulatorio en la industria del hidrógeno renovable y de bajas emisiones en Argentina, el mandatario consideró que “estamos ante una oportunidad histórica de ponernos de acuerdo en lo que puede ser el combustible del futuro y que, además, atraería inversiones de miles de millones de dólares al país”.

Ante funcionarios nacionales, legisladores y expertos en la temática, el titular del Ejecutivo chubutense aseguró que “hoy Argentina es pionera en el mundo en hidrógeno verde”, por lo que “sería una lástima perder una oportunidad histórica de picar en punta con un marco normativo amigable que no implica un costo fiscal”.

El término hidrógeno verde se refiere a la producción de hidrógeno generada por energías renovables bajas en emisiones. El hidrógeno verde es una fuente de energía limpia que solo emite vapor de agua y no deja residuos en el aire, a diferencia del carbón y el petróleo.

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El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, encabezó este martes la firma del acuerdo por el que Pan American Energy (PAE) cede derechos sobre las áreas Piedra Clavada y Koluel Kaike a la operadora Crown Point Energía S.A., adelantando así un compromiso de inversión de 41,5 millones de dólares hasta el 2026 en la producción de petróleo y gas.

En ese marco, Crown Point Energía anunció que esta transacción amplía su portfolio en el país, convirtiéndose al mismo tiempo en operador de activos petroleros en Santa Cruz, al tiempo que esperan 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.La operadora también se comprometió a partir de 2027 a invertir 20 millones de dólares en la perforación de seis nuevos pozos, con la posibilidad de un plan complementario que añadiría 20 millones de dólares más y seis pozos adicionales.

Desde PAE adelantaron que se enfocarán en dar impulso a las otras áreas operadas por la compañía en la provincia, manteniendo su actividad en Cerro Dragón, y avanzando con la exploración del área vecina Meseta Cerón Chico, ambas ubicadas en el norte de Santa Cruz; como así también que continuarán con su compromiso inversor en la provincia y con las comunidades cercanas a sus operaciones, tal como lo viene haciendo de forma sostenida desde hace varias décadas.

En este sentido, informaron que entre los años 2005 y 2023 se invirtió más de 1.400 millones de dólares en Santa Cruz; y que en lo que respecta a 2024, la compañía se encuentra ejecutando un plan de inversiones en la provincia que alcanzará aproximadamente 90 millones de dólares en el año, el cual incluye la perforación de 22 pozos de desarrollo y un plan de 25 intervenciones de pozos en el área Cerro Dragón Santa Cruz, y 1 pozo exploratorio en el área Meseta Cerón Chico. De resultar exitoso este pozo exploratorio, se podría desarrollar en los próximos años un potencial plan de trabajo de 35 pozos productores e inyectores en dicha área.

Cabe destacar que el Gobernador, estuvo acompañado por el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez; el secretario General del Sindicato Petrolero, Gas Privado y Energías Renovables de Santa Cruz, Rafael Güenchenen; y su par en el Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral, José Lludgar. Por PAE fueron parte de la oficialización del acuerdo, Marcos Bulgheroni; y por Crown Point Energía S.A., Pablo Peralta.

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En medio de la presión de la oposición para realizar un apagón nacional y con el objetivo oficial de no frenar la desaceleración inflacionaria, el Gobierno decidió suspender la audiencia pública convocada para discutir los aumentos de la tarifa de luz.

Así lo estableció el ENRE a través de la Resolución 743/2024 publicada este martes en el Boletín Oficial, luego de haber realizado la convocatoria hace menos de dos semanas.

En esa audiencia pública, se iba a discutir el precio del transporte de la energía eléctrica, que representa el 1,5% del precio final, para implementar a partir de enero de 2025. Se trata de uno de los cuatro componentes que integran la factura final pagada por los usuarios de luz.

En la Resolución aseguraron que “resulta razonable y prudente” postergar la audiencia a pesar de que es “imperioso corregir los precios relativos de la economía”. Según argumentaron, la decisión está basada en “la positiva reacción de la economía a las acciones implementadas por el Ministerio de Economía y la notoria desaceleración inflacionaria”.

De acuerdo al detalle, esta audiencia pública se iba a celebrar el 5 de noviembre y fue anunciada el 2 de octubre pasado.

El ENRE también justifica que esta disposición se realiza en el marco de la vigente emergencia del Sector Energético Nacional declara el 31 de diciembre de 2024, la emergencia pública declarada en la ley Bases y considerando “la situación económica recibida el 10 de diciembre de 2023”, el Ministerio de Economía “estimó imperioso corregir 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”. 

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Unos 1,4 millones de usuarios (hogares) de las redes de gas natural y electricidad que son beneficiarios de la tarifa social perderán el subsidio por no haberse inscripto a tiempo en el Registro de Acceso a los Subsidios de la Energía (RASE).

De acuerdo a datos informados por el portal especializado Energy Report, de los 1,7 millones de familias que debían realizar el trámite del RASE, solo lo hicieron 300.000, es decir, solamente el 18% del total.

La inscripción al RASE se había abierto en junio por 60 días y tuvo vigencia hasta agosto, cuando se prorrogó por un mes más. Pero ni siquiera esa medida tuvo efecto: tal como habían advertido asociaciones de usuarios y consumidores, la deficiente comunicación derivó en que una gran cantidad de usuarios de bajo recursos dejaran el trámite sin completar, por lo que ahora se exponen a pagar mucho más caras sus facturas.

El gobierno evalúa si la quita de subsidios se hará efectiva en las facturas de noviembre o en las de diciembre, de acuerdo a fuentes de la secretaría de Energía citadas por Infobae.

A pesar de las múltiples campañas de información y búsqueda en el territorio, muchos sectores que calificaban para recibir la asistencia no hicieron el empadronamiento por falta de recursos o desconocimiento. Es por eso que se decidió incluir automáticamente, todos los meses, a los beneficiarios de las tarifas sociales, nacionales o provinciales, dentro de los criterios de tarifas que rigen para el universo de bajos ingresos, es decir, Nivel 2.

La Resolución 90/2024 de Energía contempla que quienes no cumplan con el trámite serán catalogados como N1 y, por tanto, perderán el subsidio a la electricidad. En el caso del gas, el ente regulador (Enargas), cuenta con mayor información porque la subvención se otorga a nivel nacional, por lo que el Gobierno cuenta con más herramientas para “depurarlo”.

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La OPEP revisó a la baja sus previsiones de crecimiento para la demanda mundial de petróleo en 2024, marcando la tercera reducción consecutiva para el grupo productor. En su informe mensual que se conoció este lunes, la organización anunció que se espera un incremento en la demanda de 1,93 millones de barriles diarios (bpd) el próximo año, una cifra inferior a la proyección de 2,03 millones de bpd realizada en el mes anterior.

Este ajuste se debe, en gran parte, a las expectativas sobre la demanda en China, donde la OPEP redujo su estimación de crecimiento de 650.000 bpd a 580.000 bpd. Aunque las medidas de estímulo del gobierno chino podrían impulsar la demanda en el cuarto trimestre, factores como la desaceleración económica y la transición hacia fuentes de energía menos contaminantes están generando preocupaciones.

La OPEP destacó que el consumo de gasóleo se ha mantenido moderado, afectado por la reducción en la actividad de construcción y por la tendencia a reemplazar el diésel en los camiones pesados por gas natural licuado.

El detalle del informe

El informe también indica que la demanda global de petróleo alcanzará los 104,1 millones de barriles diarios, con un crecimiento de 1,9 millones de bpd, lo que representa una disminución de 106.000 bpd respecto a la estimación previa. Además, se han hecho ajustes a la baja para 2025, con un crecimiento proyectado de 1,64 millones de bpd, lo que equivale a una revisión de 100.000 bpd menos.

Aunque se espera una leve disminución en la demanda de petróleo en Europa, las naciones desarrolladas, en su conjunto, anticipan un ligero aumento del consumo, impulsado principalmente por Estados Unidos, donde se prevé un incremento de 130.000 bpd entre 2023 y 2024, junto a un crecimiento de 580.000 bpd en China y 270.000 bpd en India. Para 2025, se estima que la demanda en EEUU aumentará en 40.000 bpd, mientras que en China y la India se prevén incrementos de 410.000 bpd y 240.000 bpd, respectivamente.

En términos de crecimiento económico global, la OPEP mantiene su proyección del 3,0 % para 2024 y del 2,9 % para 2025, destacando el impulso proveniente de EEUU, que crecería un 2,5 % en 2024 y un 1,9 % en 2025. En el caso de China, la OPEP estima un crecimiento del 4,9 % en 2024 y del 4,6 % en 2025, mientras que India se proyecta en un 6,8 % este año y un 6,3 % el próximo.

Por otro lado, la OPEP reportó que en septiembre, su producción de crudo se situó en 26,04 millones de barriles diarios, una disminución de 604.000 bpd en comparación con agosto, impulsada por caídas significativas en Libia e Irak. Arabia Saudí continúa siendo el mayor productor del grupo, extrayendo casi 9 millones de bpd, mientras que los miembros de la alianza OPEP+ han mantenido una producción relativamente estable, con ligeras variaciones en Kazajistán y Rusia.

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El impacto de las energías renovables es cada vez mayor en el sistema eléctrico nacional. Cuenta de esto da un informe que dio a conocer este lunes la Secretaría de Energía de la Nación, dependiente del ministerio de Economía.

Según este informe, en el tercer trimestre de este año se incorporaron 216 MW al sistema eléctrico por la puesta en marcha de tres proyectos de energía eólica y solar de inversión privada en Buenos Aires, Córdoba y La Rioja.⁣ ⁣

Este incremento permitió que a mediados de septiembre, el 36,61% de la demanda fue cubierta por energías renovables.⁣ Esto demuestra que a pesar de una merma en los proyectos de energía renovable de los últimos años, la tendencia se está comenzado a revertir y el impacto de las energías limpias sigue creciendo.

De hecho, en el estudio presentado por la cartera de energía se muestra el fuerte crecimiento de MW incorporados por energías limpias desde el mes de enero de este año. Durante el noveno mes del año, las renovables incorporaron 328 MW al sistema eléctrico, mientras que a principios de 2024 apenas se incorporaban 23 MW.

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El gobierno nacional ha publicado en el Boletín Oficial el Decreto 895/24, que marca un paso significativo en la privatización de las hidroeléctricas Alicura, El Chocón, Cerros Colorados y Piedra del Águila, ubicadas en los ríos de Neuquén y Río Negro. Este movimiento ha generado preocupación entre los gobiernos provinciales, que reclaman mayor control sobre estos recursos naturales.

Según replicó Canal 7 de Neuquén, la medida establece que la Agencia de Transformación de Empresas Públicas, creada en julio, será la encargada de gestionar la venta del paquete accionario de estas empresas. Este decreto permite a los propietarios actuales, ARSA y Nucleoeléctrica, transferir la energía para su venta, lo que plantea un cambio significativo en la administración de las hidroeléctricas.

El ministro de Infraestructura de Neuquén, Rubén Etcheverry, comentó que este decreto no modifica sustancialmente la estrategia provincial respecto a la gestión de las represas. Aclaró que, aunque se incorporó la nueva agencia al proceso, los plazos y condiciones para la privatización permanecen sin cambios.

Etcheverry enfatizó que han estado en contacto con el Secretario de Energía de la Nación para coordinar esfuerzos y discutir los avances en la privatización. “No hay cambios en la postura de Neuquén o Río Negro”, afirmó, sugiriendo que la colaboración continuará a pesar de la nueva estructura organizativa.

Los gobiernos de ambas provincias han manifestado su preocupación por la falta de poder de gestión sobre estas hidroeléctricas, que consideran recursos naturales propios. Durante años, han reclamado una mayor participación en la administración de estas instalaciones, argumentando que generan ingresos significativos para el país.

El ministro también hizo hincapié en la importancia de discutir el uso del agua y el canon que recibirán las provincias por la explotación de estos recursos. Neuquén mantiene su posición firme sobre la necesidad de establecer un acuerdo que respete sus reclamos, buscando evitar futuros conflictos.

En cuanto a las empresas concesionarias, Etcheverry indicó que han expresado su interés en continuar operando bajo las nuevas concesiones, aunque todas enfrentan reclamos por remuneraciones en defecto de parte de Cammesa y el gobierno nacional. Este aspecto resalta las tensiones existentes entre las provincias y el gobierno central en torno a la gestión de recursos energéticos.

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La Petroquímica Río Tercero, una fábrica importante en el polo petroquímico, despidió a 125 trabajadores tras cerrar sus puertas, lo que significa un golpe a las finanzas del municipio de Córdoba, gobernado por Marcos Ferrer, socio de Rodrigo de Loredo y presidente de la UCR Córdoba. Además, otra de las preocupaciones que se sumó tiene que ver con que el cierre de la fábrica podría perjudicar otros eslabones petroquímicos.

Este lunes se dejó de producir diisocianato de tolueno en Río Tercero y Petroquímica Río Tercero despidió a 125 empleados, un tercio de la planta con 375 trabajadores. Esto ocurrió debido a la sobreproducción en las plantas de Asia, que dejó a la empresa en jaque.

“Es un impacto negativo muy grande desde lo económico y lo social, que va a afectar a casi 200 empleados entre directos e indirecto, con salarios importantes que se gastaban en Río Tercero y transformaba a cada uno de esos empleados en actores de la economía local que a su vez generaban empleo en sus hogares”, explicó Marcos Ferrer.

El intendente remarcó que el “ánimo” de los vecinos de Río Tercero está bajo y que, “aunque lo importante en este momento de recesión es lo humano”, la recaudación del municipio sentirá el cimbronazo. “Petroquímica Río Tercero y Atanor son empresas muy importantes para la ciudad, al cerrarse la planta más importante de producción, la facturación se va a caer y detrás de eso se va a caer la contribución a las tasas locales”, añadió.

La planta que deja de funcionar es la única que existe en América Latina. Nació en el 1982 y ahora está detenida por exceso de stock, sin posibilidad de competir con las importaciones asiáticas.

“Hay una preocupación genuina porque esto puede ser un efecto en cadena: el principal cliente de Fabricaciones Militares es Petroquímica de Río Tercero, que le provee ácido nítrico, y puede haber un correlato en Fabricaciones Militares; tememos un efecto dominó en la cadena de la industria de la ciudad”, añadió Marcos Ferrer.

Respecto a su posición política, Ferrer, si bien es crítico de Javier Milei, no descarta la posibilidad de una alianza con los libertarios. “Yo tengo una posición clara respecto de Milei: comparto el equilibrio fiscal, pero todo ajuste requiere una dosis muy grande de igualdad y equidad; y eso está faltando en el ajuste nacional, con una mirada equivocada de la industria nacional a la que se le está quitando competitividad, favoreciendo las importaciones obligando a la industria argentina a competir de manera desigual ya que no se le bajaron los costos de energía, combustible ni transporte”, dijo Ferrer. Para él, “hay una mirada muy porteña que desconoce el interior productivo” por parte de los funcionarios de Milei.

“Está bien que desregulen en algunos rubros, pero se podrían generar condiciones para proteger la industria nacional hasta tanto se puedan aliviar las cargas tributarias y con una apertura que permita competir en igualdad de condiciones”, explicó.

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El Gobierno de Javier Milei finalmente aplicó un duro golpe a los intendentes y desde este lunes ya rige la prohibición de incluir impuestos y tasas en facturas de servicios públicos de luz, agua o gas.

La medida que entró en vigencia prohíbe el cobro de tasas municipales en servicios públicos, una medida que hizo escalar la tensión de la administración libertaria con los intendentes, sobre todo del conurbano, quienes advierten que se trata de un mecanismo para “ahogar” a los distritos.

La iniciativa impacta en el país y en un sector de la provincia de Buenos Aires, donde tiene injerencia Nación, y no así en las prestadoras y cooperativas del interior bonaerense que van a poder seguir cobrando esos “plus” que aparecen en la boleta. Sin embargo, por ahora cinco municipios quedaron exentos: Pilar porque tiene una cautelar firme y otros cuatro Moreno, Tigre, Escobar y La Rioja que esperan una definición de la Justicia.

La norma de la Secretaría de Industria y Comercio surgió como respuesta a las denuncias públicas sobre municipios y gobiernos provinciales que incluyen tasas locales e impuestos que no corresponden a la facturación de servicios esenciales. Y si bien fue respaldada por asociaciones de consumidores de todo el país,que manifestaron la necesidad de terminar con estos “cobros indebidos”, la idea del Gobierno era aplicarles un golpe a los intendentes bonaerenses en medio de una disputa política.  

Denuncias por incumplimiento

En ese sentido, los usuarios que reciban boletas con tasas o impuestos que nada tienen que ver con el servicio contratado podrán sacarle una foto e informar el incumplimiento desde este lunes, haciendo la denuncia por mail a denunciatufactura@comercio.gob.ar, tal como estipula la Resolución 267/24.

La norma publicada en septiembre les otorgaba a las empresas un plazo de 30 días para que adecuen el modelo de facturación. Cumplido el deadline, no podrán adicionar cargos ajenos a los bienes y servicios contratados, por lo que solo podrán incluir la descripción y el precio correspondiente.

El artículo 4 de la Ley Nº 24.240 dispone que los proveedores de bienes y servicios están obligados a suministrar al consumidor “en forma cierta, clara y detallada las características esenciales de los bienes y servicios que proveen, y las condiciones de su comercialización”. El artículo 8 bis les exige dispensar un “trato digno y equitativo a los consumidores, debiendo las autoridades proveer la protección de esos derechos”.

Las compañías que no cumplan la normativa podrán ser sancionadas de acuerdo a las penalidades previstas en la ley citada y sus modificatorias de Defensa del Consumidor y las normas reglamentarias. Entre otras sanciones posibles, se encuentran la apertura de un sumario administrativo y la aplicación de multas.

La resolución 267/24 de Industria y Comercio se complementa con las resoluciones del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) publicadas la semana pasada, en las que se prohíbe incluir en las facturas conceptos ajenos a los servicios prestados.

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Tecpetrol, la petrolera del Grupo Techint, analiza radicar en Bahía Blanca una planta terrestre de procesamiento del gas de Vaca Muerta para su posterior exportación. A diferencia de aquel proyecto de YPF-Petronas, las operaciones comenzarían con la infraestructura terrestre ya instalada, de acuerdo con La Nueva, que agrega que se utilizarían los gasoductos existentes y recién se tendería uno propio en función del crecimiento del negocio.

En resumen, consigna La Nueva, Tecpetrol hoy trabaja en un proyecto escalable para su probable radicación en el puerto de Ingeniero White, en tierras que dejó vacante YPF cuando decidió mudar su operatoria de GNL a Punta Colorada, provincia de Río Negro.

La compañía se encuentra en etapa de Front-end engineering design (FEED), en la cual se define la ingeniería básica, que estará culminada para mediados de 2025, paso ineludible antes de pasar a la etapa de definición final de inversión, cita La Nueva al portal Más Energía y al diario Río Negro.

El primer módulo tendría una capacidad de producción de entre 2 y 4 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL y en etapas sucesivas podría incrementar la capacidad, en la medida de que se sumen nuevos jugadores al proyecto, ya que se necesitarán varias empresas productoras para la concreción de los trabajos. Asimismo, también se requerirá una etapa siguiente para conseguir a los offtakers, es decir, los compradores internacionales del gas que produce el yacimiento neuquino. 

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El Grupo Albanesi, líder en el sector energético con una sólida presencia en Argentina y reciente desembarco en Perú, mediante la operación de 10 centrales térmicas, puso en marcha el ciclo abierto de la Central de Cogeneración Arroyo Seco, ubicada en el sur de la provincia de Santa Fe.

Esta planta, construida con tecnología de última generación, implicó una inversión de U$S 165 millones. A partir de la puesta en marcha de la primera etapa, la central cuenta con una potencia instalada de 100 MW que se inyectarán al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), mediante las dos turbinas de gas Siemens SGT-800. Y, para comienzos de 2025, se incorporarán 30 MW adicionales y generará 180 toneladas por hora de vapor para la industria a través de una caldera. El vapor resultante de la operación será destinado al complejo industrial de Louis Dreyfus Company, optimizando así su proceso productivo. Como parte del proyecto, el Grupo Albanesi invirtió en la construcción de una subestación transformadora, cuya infraestructura se transfiere a la empresa provincial de energía (EPE).

El presidente del Grupo Albanesi, Armando Losón (h.), afirmó: “Como Presidente de la compañía y de origen rosarino, siento un profundo orgullo por el trabajo realizado. Estamos poniendo en marcha la segunda central de cogeneración en la provincia que vio nacer al Grupo Albanesi. Y lo hacemos con una planta que producirá energía de manera eficiente y aportará una sensible mejora a la infraestructura eléctrica de la provincia”.

Y agregó: “Queremos ser protagonistas del proceso de transición energética, y por eso llevamos invertidos desde el año 2004 más de U$S 2.000 millones, que nos permiten expandir la oferta a través de generación eficiente, y posicionarnos como la compañía con uno de los parques de generación eléctrica más moderno del país.”

El acto de inauguración contó con la presencia del Sr. Gobernador de la provincia de Santa Fe, Maximiliano Pullaro, la Sra. Vice gobernadora de la provincia, Gisela Scaglia, El Sr. Ministro de Producción de la provincia, Gustavo Puccini, la Sra. Secretaria de Energía, Verónica Geese, el Sr. Intendente de Arroyo Seco, Daniel Tonelli y el Sr. Presidente Comunal de General Lagos, Esteban Ferri, entre otras autoridades provinciales y municipales.

El proyecto de Arroyo Seco forma parte de un plan de inversiones por U$S 600 millones que Albanesi comenzó a ejecutar en los últimos años, para la construcción de 405 MW, que representan el 25% de su capacidad de generación total. Se trata de una iniciativa que está íntimamente ligada al rol que la compañía quiere desempeñar en el proceso de transición energética, construyendo y ampliando la capacidad de sus centrales, y transformándolas en energía más eficiente.

La misma metodología fue aplicada en la Central Térmica Ezeiza, donde este año Albanesi finalizó la obra de cierre de ciclo y duplicó la potencia instalada, al llevarla de 150 MW a 300 MW, con impacto directo en 200.000 hogares. También un proceso similar está experimentado la Central térmica Modesto Maranzana, ubicada en Río Cuarto, Córdoba. En esa planta, la más grande que tiene el grupo en el país, está ampliando la capacidad para llevarla de 350 MW a 475 MW, y en muy poco tiempo se va a concretar también el cierre de ciclo, donde ya se han habilitado 50 MW, por lo que su capacidad actual asciende a 400 MW.

2.000 MW de capacidad instalada

Albanesi es un grupo empresario argentino de capitales privados fundado en 1912, con 112 años en el mercado local. Sus actividades principales son la generación de energía eléctrica y la provisión de gas natural. Es el principal comercializador de gas natural de la República Argentina. 

Para el final de este año se aproximará a los 2.000 MW de capacidad instalada a través de sus 10 centrales equipadas con tecnología de última generación: las centrales térmicas de Ezeiza en Carlos Spegazzini y Solalban en Bahía Blanca, ubicadas en la provincia de Buenos Aires; la Central Térmica Modesto Maranzana en Río Cuarto, Córdoba; la Central Térmica Riojana en La Rioja; la Central Térmica General Roca en Río Negro; las centrales térmicas Arroyo Seco y Timbúes, ubicadas en Santa Fe; la Central Térmica Frías en Santiago del Estero; la Central Térmica Independencia en Tucumán; y fuera del país, la Central de Cogeneración en Talara, al norte de Perú.

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QatarEnergy firmó un acuerdo de suministro de nafta a largo plazo con Shell, que le suministrará hasta 18 millones de toneladas métricas durante 20 años a partir del próximo mes de abril.

El más reciente de una serie de acuerdos de suministro con socios asiáticos y europeos respalda la masiva expansión del Campo Norte de Qatar, cuya entrada en funcionamiento está prevista para 2026. El proyecto forma parte del mayor yacimiento de gas natural del mundo, que Qatar comparte con Irán, y que se conoce como South Pars.

“Estamos encantados de firmar el primer acuerdo de venta de nafta a 20 años de QatarEnergy, el mayor y más largo hasta la fecha”, dijo Saad al-Kaabi, director de QatarEnergy y también ministro estatal de Energía.

QatarEnergy y Shell mantienen una larga asociación estratégica a través de múltiples inversiones conjuntas en Qatar y en otros lugares, incluidos los proyectos de GNL de QatarEnergy, la planta Pearl GTL y otras empresas.

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La presidente de Energía de Misiones, Virginia Kluka, y el intendente local, Horacio Zarza, supervisaron los avances de la obra civil que posibilitará la instalación de la nueva subestación transformadora de 33/13,2 kV en la localidad.

En cumplimiento del compromiso con los vecinos, los funcionarios recorrieron el lugar del nuevo emplazamiento donde se hará realidad la ampliación de potencia y el mejoramiento del servicio en el municipio.

La obra incluye las instalaciones propiamente dichas, el montaje de un nuevo transformador de 8,5 MVA y una nueva línea de 33 kV, con una inversión estimada de 3,5 millones de dólares.

Esta inversión se realiza en conjunto entre Energía de Misiones, el Ejecutivo municipal y el gobierno provincial; representa un alivio para la comunidad que, por su crecimiento, requiere nueva infraestructura eléctrica y el reemplazo de instalaciones que han quedado obsoletas por el tiempo de uso y la alta demanda.

Autoridades y vecinos habían acordado estas obras en marzo de este año. La inversión incluso fue aprobada en mayo en el Concejo Deliberante local, por lo que es muy esperada por la comunidad.

La presidente de la distribuidora y el jefe comunal estuvieron acompañados por el gerente general técnico de la prestataria, Walter Smichoski, y el gerente de planificación, Walter Kraupl, además de personal del Distrito local

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Los precios internacionales del petróleo vienen mostrando un rally alcista en las últimas semanas, que sólo el último mes marcó una suba del 10% en el barril de crudo. Y todo parece indicar que esto solo es el comienzo de una fuerte suba que podría llegar a niveles récord en más de un año.

Las tensiones en Medio Oriente, exacerbadas por los bombardeos de Israel a Gaza, el sur del Líbano y la capital libanesa, Beirut, a los que siguió la lluvia de misiles disparados por Irán contra territorio israelí y esta semana también el impacto del huracán Milton en la península de Florida, ponen en foco lo que puede pasar con el precio del petróleo, un insumo clave para la economía global y los flujos de comercio internacional. 

Analistas destacan que, si bien ambos contratos han caído alrededor de 5% en las últimas dos ruedas, ganaron un 10% durante la semana pasada

Pero lo que está generando más preocupación es la situación en Oriente Medio y en especial el intercambio de misiles entre Israel e Irán. El punto más crítico del análisis es si Israel ataca instalaciones petroleras iraníes o si este país decide cerrar el Estrecho de Ormuz, en el Golfo Pérsico, por donde sale la mayor parte de la oferta mundial de petróleo. En la actualidad Irán produce 3,3 millones de barriles de petróleo crudo y es un jugador muy importante a nivel global.

“Si la capacidad de refinación interna se ve afectada, entonces quedaría más petróleo crudo disponible para la exportación. Por otra parte, cualquier daño a los activos Upstream (extracción de crudo) de Irán sería un riesgo alcista para el precio del petróleo. Por ahora, los datos de envío en tiempo real muestran que la exportación de petróleo de Irán es estable”, dijeron los estrategas de Bernstein en una nota a los clientes.

Las alarmas llevaron a los analistas a imaginar escenarios muy complejos, con fuerte suba del crudo en pocos días. Conjeturan que cualquier interrupción importante en los flujos de petróleo en la región podría hacer subir los precios del crudo hasta los 100 dólares por barril.

O incluso estos precios podrían incluso cruzar la barrera de los 100 dólares por barril si el conflicto toma otra temperatura y lleva al gobierno iraní a cerrar el Estrecho de Ormuz, dijeron los analistas de Bernstein, recordando que éste es un punto de “estrangulamiento crucial para el transporte marítimo”.

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El Ente Regulador de Servicios Públicos de Salta interpondrá la denuncia este lunes ante el ENRE tras la interrupción del servicio eléctrico por más de tres horas.

El Ente Regulador de Servicios Públicos de Salta interpondrá una denuncia el lunes ante el ENRE (Ente Nacional Regulador de la Electricidad) por la interrupción del servicio de energía eléctrica por parte de la empresa prestadora Trasnoa S.A., en el Area Metropolitana de Salta que afectó durante más de tres horas a miles de usuarios del sector y que se habría dado por inundaciones en la Estación Transformadora Sur.

El ENRE es la autoridad competente para controlar la prestación de esta empresa, aunque carece de oficinas para la atención en nuestra provincia, y de personal para ejercer ese control.

La falta de mantenimiento de las instalaciones de Transnoa S.A. habría ocasionado el corte de esta mañana, y hace prever que en el próximo verano podríamos padecer nuevas interrupciones prolongadas cuando exista mayor demanda por las olas de calor. Es por eso que se solicitará a la Secretaría de Energía que requiera a esta transportista la presentación de un plan de contingencia.

Desde hace cuatro años que se ponen en evidencia ante las autoridades nacionales la falta de control respecto de la operación y el mantenimiento del servicio de transporte eléctrico de Transnoa S.A., que es de competencia nacional, pero incide en la calidad del servicio de energía eléctrica en Salta, especialmente en el norte provincial.

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Durante una reunión informativa y con el fin de abordar sobre el “marco regulatorio para impulsar la industria del hidrógeno renovable y de bajas emisiones”, la diputada de LLA Lorena Villaverde, indicó que “es prioridad el desarrollo de nuevas inversiones y la consolidación de nuestra matriz energética”, y que, en ese sentido, -puntualizó- “la industria del hidrógeno es importante y tiene una oportunidad única en nuestro país”.

El secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, explicó que “la Ley de bajas emisiones comprende el hidrógeno verde”, y que el objetivo es “pensar en una norma, esencialmente energética, que regule un combustible que nos va a regir durante los próximos años”.

En tanto, Mariela Beljansky, subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético de la Secretaría de Energía de la Nación, celebró que “el Congreso esté tratando este tema”, al remarcar que “el hidrógeno verde y de bajas emisiones son una de las posibilidades que tiene la Argentina no sólo para hacer nuestra propia transición hacia una economía más baja en carbono, sino, por sobre todas las cosas, como productos de exportación”.

Por su parte, el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, señaló que “hoy nuestro país es pionero en el mundo en materia de hidrógeno verde” y -añadió- “sería una lástima no picar en punta con un marco normativo amigable que no implica un costo fiscal exorbitante”.

A su turno, Amador Sánchez Rico, embajador de la Unión Europea en Argentina, consideró que “el hidrógeno es una de las iniciativas más transformadoras y visionarias en el ámbito de la energía global”, por lo cual -aseveró- “es fundamental generar un marco normativo que guíe y acompañe a este sector que es reciente. El potencial de la Argentina para la producción del hidrógeno verde y renovable es una realidad”, enfatizó.

Luego, Raúl Bertero, presidente del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética (CEARE-UBA), afirmó que “la transición energética mundial es una enorme oportunidad para la Argentina”, al tiempo que remarcó la importancia de generar un marco normativo: “El hidrógeno es un actor nuevo y se estima que el 14% de la matriz energética mundial va a ser cubierta por hidrógeno en el 2050”.

Desde la Cámara Eólica Argentina (CEA), Héctor Ruiz Moreno opinó que “el desarrollo del hidrógeno verde se debe introducir en la agenda gubernamental como una prioridad importante para el desarrollo y consolidación de la actividad renovable en la Argentina”, ya que -aseguró- “va a fortalecer el mercado energético del país”.

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La Secretaría de Energía anunció este jueves la puesta en funcionamiento de la planta compresora de Salliqueló, la última complementaria del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK), que mejorará la capacidad de transporte de gas desde Vaca Muerta, sumando 5 millones de metros cúbicos por día.

Esta obra complementaria del GPNK se suma a la Planta Compresora Tratayén, que fue inaugurada en julio de este año, y permitirá al país un ahorro de 130 millones de dólares por el reemplazo de combustibles líquidos en los períodos de invierno. Ambas inyectarán 10 millones de m3 de gas extra.

La puesta en funcionamiento de la Planta Compresora Salliqueló había sido programada para septiembre de 2023 por la administración anterior. Sin embargo, en diciembre de ese año, cuando el presidente Javier Milei asumió el Gobierno nacional, el estado de situación era de contratistas desfinanciados y obras prácticamente paralizadas.

En el caso de Salliqueló, el avance de la construcción sólo alcanzaba el 19% y ENARSA estuvo a punto de rescindir contrato debido a esta demora. Además, se les debía más de 8 millones de dólares a los contratistas, quienes tenían bloqueados los permisos de importación y no podían ingresar al Mercado Único Libre de Cambios (MULC).

Bajo esta nueva administración, las obras nunca se frenaron; el Gobierno nacional en estos 10 meses trabajó junto a las empresas de manera continua. Se pagaron las deudas a los contratistas, la planta fue completada y hoy se encuentra en funcionamiento, cumpliendo así con el objetivo de seguir optimizando la infraestructura energética del país.

Cabe destacar que, tanto el GPNK como las plantas compresoras, habían sido diseñadas para transportar inicialmente un volumen de 21 MMm³ por día. De todas maneras, la capacidad de transporte ha sido superada solo con la puesta en funcionamiento de la planta Tratayén en julio 2024, alcanzando una inyección de 23 MMm³ por día. Así, la puesta en marcha de la Planta Compresora Salliqueló, desafiará la capacidad de transporte pensada inicialmente.

Este Gobierno ha sido claro desde el primer momento: las obras estructurales para el país, ya iniciadas, se iban a sostener y finalizar. Así, el Presidente Javier Milei logró finalizar el Gasoducto Néstor Kirchner.

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En un importante encuentro, los gobernadores de Salta, Gustavo Sáenz, de Jujuy, Carlos Sadir y de Catamarca, Raúl Jalil se reunieron para ratificar su compromiso con la regionalización de los proveedores en el marco de la creciente industria del litio. 

La reunión, que tuvo lugar en Jujuy, buscó establecer estrategias conjuntas para fomentar la colaboración entre las provincias y fortalecer la economía regional.

Durante la jornada, los mandatarios rubricaron un acuerdo para crear un sistema de apoyo que priorice la contratación de proveedores locales, con el objetivo de maximizar los beneficios económicos y sociales para las comunidades de la región. Esta iniciativa busca no solo estimular el crecimiento de la industria del litio, sino también promover el desarrollo sostenible y la creación de empleo en las provincias involucradas.

El mandatario salteño enfatizó la importancia del litio como un mineral clave para la transición hacia energías más limpias y la electromovilidad. Destacó además que la actividad minera no sólo dinamiza las economías regionales, sino que también actúa como motor de desarrollo en las provincias de Salta, Jujuy y Catamarca. “El principal beneficio de esta oportunidad radica en la creación de empleo y desarrollo de toda la cadena de valor asociada a los proveedores”, indicó el mandatario salteño.

Los Gobernadores de Salta, Jujuy y Catamarca coincidieron en la importancia de trabajar en conjunto para armonizar normativas y políticas públicas que faciliten la integración de los proveedores en todos los procesos de exploración y explotación del litio. Al hacerlo, se espera potenciar la capacidad de la región para convertirse en un actor clave en el suministro de este mineral crítico, vital para la transición hacia energías más limpias.

Otros de los temas acordados durante la reunión fue la incorporación del sector privado al de las subcomisiones de trabajo de la mesa del litio.

Cabe resaltar que se declaró de interés regional las obras de infraestructura energética, vial y ferroviaria alentando a que el sector minero participe en las mismas.

Este acuerdo es visto como un paso significativo hacia la consolidación de la región como un polo de desarrollo económico, donde el trabajo conjunto de las provincias beneficiará a todos los habitantes.

El convenio prevé estipular un orden de antelación para las contrataciones que establezca prioridad: primero, para los proveedores locales de la Provincia en que se encuentra; luego, para los proveedores radicados en la Región Minera del Litio; y finalmente, para los proveedores nacionales.

Cada Provincia se compromete a mantener actualizado su registro de proveedores locales, a compartirlo con las demás Provincias integrantes de la Región, y a facilitar que las empresas mineras que operan en la región accedan a la información registrada sobre proveedores.

El Comité Regional del Litio llevará a cabo las acciones necesarias para implementar el presente acuerdo, en particular la formulación de recomendaciones a las distintas jurisdicciones para lograr la armonización legislativa sobre criterios de priorización y la coordinación de los mecanismos de intercambio de información sobre los proveedores locales.

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La empresa YPF Energía Eléctrica S.A. colocó un bono en el mercado internacional por US$ 420 millones a 8 años de plazo con un cupón de 7,875% y un rendimiento de 8,20%, según informó la compañía en un comunicado de prensa.

“La demanda por esta nueva obligación negociable superó todas las expectativas, donde los inversores internacionales y locales sobre suscribieron las órdenes por más de 4 veces, con un libro que superó los US$ 1.600 millones de dólares”, indicó la compañía.

La empresa precisó que “el monto obtenido será aplicado a la cancelación total anticipada del bono internacional en circulación por US$ 400 millones emitido en 2019 y que vencía en julio 2026 a una tasa del 10,25%”.

“De esta forma la compañía logró mejorar el perfil de vencimientos de su deuda, extendiendo la vida promedio y reduciendo en más de 2% su tasa de interés”, destacó el parte de prensa.

“Estamos muy orgullosos con los resultados de esta nueva emisión internacional de YPF Luz. Es un nuevo reconocimiento del mercado a la estrategia de la Compañía, con un rumbo claro y sostenido en el tiempo”, afirmó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.

Los bancos y entidades financieras que participaron fueron las siguientes: colocadores locales en la emisión fueron: Banco Santander Argentina S.A., Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.U., SBS Trading S.A., Balanz Capital Valores S.A.U y TPCG Valores S.A.U. Como colocadores internacionales y joint bookrunners, actuaron: Citigroup Global Markets Inc., Itaú BBA USA Securities, Inc., Santander US Capital Markets LLC y J.P. Morgan Securities LLC.  

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En el Parque Industrial de General Güemes, el gobernador de Salta, Gustavo Sáenz, encabezó esta mañana la inauguración de la planta de demostración de Adionics, empresa francesa dedicada a la industria del litio que utiliza tecnología de extracción directa única, más limpia y sostenible.

En su discurso Sáenz se refirió a la política de industrialización y agregado de valor  que el Gobierno viene realizando en Salta. En este marco destacó la mayor ocupación de este parque industrial de Güemes con proyectos “como Ganfeng, Posco, Fmf y CN GROUP, y la incorporación de 140 hectáreas más en los próximos meses”.

“La instalación de esta importante empresa francesa, consolida ese desarrollo industrial que buscamos para Salta”, añadió celebrando a la vez que “una empresa como Adionics haya elegido Salta para instalarse, fortaleciendo la industria del litio, en línea con la visión que tiene nuestro Gobierno provincial de posicionarse como un  actor central en la producción minera de nuestro país y toda la región”.

El Gobernador resaltó también la innovadora tecnología de extracción que utiliza esta empresa  respetuosa con el medio ambiente y con el cuidado de los recursos naturales. “Esta planta de demostración que  se ha instalado, con estas innovadoras tecnologías de extracción de litio sin reactivos tradicionales, muestra también nuestra posición amigable con el medio ambiente que tanto valoramos y fomentamos”.

El mandatario destacó por otro lado los planes de Adionics de establecer otra planta piloto en el parque industrial de San Antonio de los Cobres. En este sentido reiteró el apoyo del Gobierno con este tipo de proyectos. “Cuenten siempre con este Gobierno para avanzar hacia tecnologías que favorezcan la sostenibilidad del ambiente, el cuidado del agua y el resguardo de los recursos naturales”.

Finalmente se refirió a la importancia de esta inauguración en materia de desarrollo, tecnología, industria, crecimiento económico y progreso para Salta. “Agregar valor aquí en origen, generar empleo para los salteños e industrializar cada vez más nuestra provincia es fundamental para el desarrollo de la Salta que queremos”.

El mandatario estuvo acompañado por el embajador de Francia en Argentina, Romain Louis Nadal, quien celebró que se trate “no sólo de la  apertura de una nueva etapa en la extracción del litio, sino también de un avance significativo en el desarrollo más sostenible y respetuoso con el medio ambiente en la industria minera”.

Nadal felicitó a Adionics “por su visión y esfuerzo” y destacó “la cooperación entre los países de Argentina y Francia en la construcción de un futuro más sostenible, asegurando el desarrollo económico y la protección del medio ambiente”.

Una especialista en la extracción de litio

Adionics es una empresa francesa que se ha especializado en la extracción directa de litio, a partir de salmueras, mediante un proceso limpio y eficiente y que ha desarrollado un medio orgánico y patentado cuyo nombre comercial es Filonex.  Implementa un proceso de extracción líquido-líquido de circuito cerrado que recupera de forma continua, eficiente y sustentable sales de litio de salmueras: salares, aguas geotérmicas, aguas de producción, reciclaje de baterías.

Su tecnología permite extraer litio de manera selectiva y respetuosa con el medio ambiente, utilizando menos agua y energía que en los procesos más tradicionales. Esta innovación es clave para la reducción de la huella ambiental de la producción de litio, lo que la posiciona como una opción sustentable frente a métodos tradicionales.

La planta de demostración

El CEO de la empresa, Gabriel Toffani, explicó que la planta piloto instalada en General Güemes fue fabricada en Francia y es un activo de Adionics Argentina.  Requirió de una inversión de más de 2 millones de dólares y utiliza una tecnología que asegura pureza grado batería, utiliza un fluido patentado llamado Flionex® para extraer litio sin reactivos tradicionales, siendo más amigable con el medio ambiente.

“Este método de extracción es de mayor competitividad y eficacia porque respeta el  medio ambiente, utiliza muy poca agua y muy poca energía” aseguró Toffani a la vez que destacó “la generación de empleo que significará para Salta, la capacitación y la instalación de otra planta en San Antonio de los Cobres”.

Del acto también participaron el  gobernador de Catamarca, Raúl  Jalil; de  Jujuy, Carlos Sadir; el representante de Relaciones Internacionales de la Provincia, Julio Argentino San Millán; el ministro de Producción y Desarrollo Sustentable, Martín de los Ríos; la secretaria Ejecutiva de la Mesa del Litio, Flavia Royón; el secretario de Industria, Comercio y Empleo, Nicolás Avellaneda;  la secretaria de Minería y Energía, Romina Sassarini; y el intendente de Güemes, Carlos Rosso.

También el administrador de Parques Industriales, Carlos Mateo; el coordinador general del Ministerio de la Producción, Nicolás Sivila; el subsecretario de Comercio, Luis García Bes; el director de Adionics para Latinoamérica, Federico Lavalle Cobo e invitados especiales. 

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El Gobierno de Javier Milei dio otro paso en la privatización de cuatro centrales eléctricas y llamó a un concurso público nacional e internacional para la venta del paquete accionario mayoritario de las centrales Alicurá Hidroeléctrica Argentina S.A, Chocón Hidroeléctrica Argentina S.A, Cerros Colorados Hidroeléctrica S.A y Piedra del Águila Hidroeléctrica Argentina S.A en el marco de la ley Bases.

Por 180 días corridos, se llevará a cabo la transformación de estas empresas públicas en coordinación de la Secretaría de Energía, que depende del Ministerio de Economía, para proceder a la venta del paquete accionario mayoritario o controlante de cada una de estas sociedades.

La noticia fue confirmada mediante el Decreto 895/2024 publicado este jueves en Boletín Oficial, con la firma de Javier Milei, el jefe de gabinete Guillermo Francos y el ministro de economía, Luis Caputo.

“Dentro de los 180 días corridos siguientes a la entrada en vigencia del presente la Agencia de Transformación de Empresas Públicas en coordinación con la Secretaría de Energía, ambas dependientes del Ministerio de Economía, llamará a Concurso Público Nacional e Internacional, competitivo y expeditivo, con el fin de proceder a la venta del paquete accionario mayoritario o controlante de cada una de las siguientes sociedades”, se estableció.

A mediados de agosto, el Ejecutivo dispuso la prórroga por un plazo máximo de año las concesiones de las cuatro centrales hidroeléctricas, por lo que no pasaron a manos de la empresa Energía Argentina, como se preveía hace unos meses, para continuar en manos de AES, Enel, Aconcagua y Central Puerto, respectivamente.

El decreto de la prórroga es anterior a la creación de la agencia dedicada a la privatización de las empresas públicas, por lo que el Gobierno lo que hizo fue adecuar la normativa vigente para que esa área sea la encargada de avanzar en ese sentido.

De hecho, en el considerando de la norma, alegan que “la Agencia debe intervenir en los aspectos legales y normativos de los proyectos integrales de privatización, venta total o parcial de paquetes accionarios, entre otros; como así también participar en la elaboración y aprobación de los Pliegos de Bases y Condiciones Generales y Particulares y demás documentación contractual necesarios para llevar adelante los procedimientos de iniciativa privada y privatización y someter a la aprobación del Poder Ejecutivo Nacional las adjudicaciones que se realicen en los señalados procesos de privatizaciones”.

En este contexto, dispusieron también que la Secretaría de Energía, en coordinación con la agencia, tendrá la facultad de fijar las pautas del concurso público nacional e internacional para la venta del paquete accionario mayoritario de las sociedades. Tal como indica la normativa, esto “deberá incluir el esquema de remuneración de los concesionarios durante el Período de Concesión y como mínimo los siguientes anexos: Contrato de Concesión, perímetro y descripción, inventario, seguridad de presas, embalses y obras auxiliares; normas de manejo de aguas; guardias permanentes; protección del ambiente; seguros; (ix) obras y trabajos obligatorios”.

A su vez, el Gobierno derogó el decreto 19/2024, que establecía que la cartera de energía debía ser la encargada de nombrar a los directores o interventores de las empresas y sociedades con participación estatal o cualquier otra forma empresaria donde el Estado haga uso de sus derechos de participación o representación.

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La gigante minera Río Tinto adquirió Arcadium Lithium por USD 6.700 millones para convertirse en un líder mundial en el suministro de litio, esencial para las baterías de los vehículos eléctricos.

Este martes se terminó de definir esta una jugada estratégica de la minera británica para dominar el mercado de las baterías, Río Tinto ha adquirido Arcadium Lithium por la impresionante suma de USD 6.700 millones. 

Esta adquisición, que posiciona a Río Tinto como uno de los mayores productores de litio a nivel global, refleja la creciente demanda de este mineral clave para la transición energética.

La adquisición está sujeta a aprobaciones regulatorias y otras condiciones habituales de cierre.

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La actividad minera creció durante agosto 2,1% interanual pero bajó 1,6% en relación a julio, informó hoy el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec) Esta suba interanual de agosto resultó la menor en lo que va del año, y de todo el 2023, según los datos del Indec.

Incidió negativamente, entre otros sectores, la caída del nivel de actividad de la construcción, que según el propio Indec alcanzó al 26,4% interanual en agosto.

En lo que hace al conteo del sector minero, esto se reflejó en una merma del 42,5% en la extracción de Arena común para la construcción, mientras que aumentó el 60,5% interanual su explotación para la fractura (fracking) destinado a la explotación de gas y petroleo no convencional.

En este último segmento se anotó un aumento del 34,7% interanual de la explotación de petróleo no convencional, pero una merma del 5% del convencional. Algo similar ocurrió con el gas que mostró un alza del 13,9% y una merma del 6,9%, respectivamente. En tanto la explotación de litio registró un alza del 42,6% interanual.

La minera angloaustraliana que opera en el país bajo el nombre de Rio Tinto, se queda con todas las operaciones de Arcadium luego de adquirir su paquete accionario por US$ 6.700 millones

“Es una noticia muy positiva para el país, significa una inyección de inversiones para los proyectos”, aseguraron fuentes del sector a la prensa luego de que Río Tinto prevé invertirá unos US$ 2.000 millones en una planta de carbonato de litio en Salta.

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Marcos Bulgheroni, CEO del Grupo Pan American Energy destacó el potencial del GNL en la balanza comercial energética de la Argentina y aseguró que el GNL no solo nos va a conectar con Brasil sino que lo hará con el mundo.

“El GNL no solo nos puede conectar con Brasil. El GNL nos va a conectar con el mundo”, dijo en un encuentro “Impulsar el futuro: incorporación del Cono Sur en la economía energética global”, organizado por The Economist y Puente .

“Se ha venido invirtiendo mucho dinero para crear la infraestructura necesaria para poder poner moléculas de gas, en particular de Vaca Muerta, en las fronteras del MERCOSUR y de Bolivia y Chile”, dijo Bulheroni en una mesa compartida con Catherine Remy CEO de Total Energies Argentina y los gobernadores de Río Negro, Alberto Weretilnek y de Neuquén, Rolando Figueroa.

“En la medida que podamos finalmente hacer este anillo energético que vincule todo el MERCOSUR, Bolivia y Chile, vamos a poder reequilibrar la balanza comercial”, agregó.

Aseguró que “cuando implementemos las exportaciones de gas a Brasil por 15 millones de metros cúbicos día, el 10% de la producción argentina, de los cuales 10 podrían ir por gasoducto y por GNL. Pasaremos entonces a tener un cambio radical en la balanza comercial. Eso une a los dos países hace que tengan una relación economíca que va más allá de la política y eso es fundamental”, precisó

Bulgheroni indicó que Pan American quiere ser parte de “esta revolución, a ser protagonistas. Eso se hace a través de la inversión sostenida en el tiempo. La industria ha venido invirtiendo para incrementar la producción. Esto se refleja también en el caso particular del gas, en el hecho de que el año que viene vamos a dejar de importar gas de Bolivia”.

El CEO de Pan American recordó el contrato cerrado con Golar con la instalación de un barco que se va a estacionar en la provincia de Río Negro que según definió “en un principio va a estar conectado al sistema actual de gasoductos pero que probablemente tenga un gasoducto dedidado”.

“En el futuro que va a producir 2,4 millones de toneladas al año y esto es importante porque no solo nos asicamos con Golar sino con otras empresas, estamos hablando con YPF y es el preludio de Argentina NLG encabezado por YPF. Tenemos intención de entrar en el consorcio”, aseguró.

“Están pasando cosas en Argentina que hay que aprovechar. Nosotros, los inversores argentinos, lo vamos a hacer. Esperemos que también inversores de afuera lo hagan. Esto va a cambiar la naturaleza del tejido económico del país. Tenemos que ser eficientes en todas las etapas de producción”, completó.

Apoyo al Gobierno de Milei

Por último el empresario resaltó que la inversión sostenida en el tiempo tiene como base la confianza. En este sentido, en la industria reconocemos, vemos y apoyamos esta visión del Gobierno de estabilizar la macro Argentina. Eso es muy importante, y se hace y está haciendo con políticas para bajar el déficit, la baja de inflación y también el reequilibramiento de macro precios esenciales de la economía”.

“No quiero minimizar con esto el esfuerzo que está haciendo toda la sociedad argentina respecto de estas políticas, pero para que podamos tener un ambiente de inversión sostenida en el tiempo necesitamos ordenar la macroeconomía”, dijo.

“Está en nosotros como inversores, está en la provincia, está en el gobierno nacional y en los sindicatos, el trabajar en pos de que se mantenga la paz social, que es algo esencial para la inversión”, concluyó Bulgheroni.

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La energía es una de las grandes apuestas de la administración de Javier Milei. El Gobierno nacional busca potenciar los recursos petroleros, gasíferos y mineros. Para esto es muy importante no sólo fomentar las inversiones, sino también encontrar los clientes que compren la energía que produce el país. En esa línea fue el anunció que realizó el Jefe de Gabinete de Ministros de la Nación, Guillermo Francos. 

Francos anticipó que la petrolera estatal YPF firmará un acuerdo para vender un tercio del gas que se producirá en Vaca Muerta, el mega yacimiento que comparten las provincias de La Pampa, Neuquén, Río Negro y Mendoza.

El Jefe de Gabinete señaló que YPF suscribirá el convenio con una de las compañías más grandes del mundo por 140 mil millones de dólares. El contrato tendrá una duración de 20 años. Así el Gobierno asegura haber colocado la tercera parte del gas que se calcula que producirá Vaca Muerta en las próximas dos décadas

Además Francos afirmó que parte de ese dinero que ingresará a la arcas de la petrolera estatal servirá para financiar la planta del mega proyectos de GNL en la provincia de Río Negro.

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF busca que los proyectos de Gas Natural Licuado sea su gran legado en la compañía. Legado que se vio comprometido por las dudas de la petrolera malaya Petronas, socia original, de bajarse del megaproyecto. Este nuevo acuerdo traerá certeza y tranquilidad a los mercados que siguieron con atención todas las idas y venidas entre YPF y Petronas.

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Inspectores de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de Río Negro hicieron una inspección programada en las inmediaciones de Sierra Grande, donde se desarrollará la segunda etapa del proyecto del oleoducto Vaca Muerta Sur. Forma parte de los controles necesarios para garantizar el cumplimiento de las normativas ambientales vigentes.

Judith Jiménez, secretaria de Ambiente y Cambio Climático de Río Negro, explicó que la actividad tiene como objetivo hacer un monitoreo de los suelos y la infraestructura futura de la Terminal de Carga en Punta Colorada. “Los inspectores fueron a presenciar el inicio de la segunda campaña de muestreos de suelos, calicatas y ensayos sísmicos en la futura terminal y en el predio donde se ubicarán las válvulas, cerca de la costa”, detalló la funcionaria.

Este despliegue de control reafirma el compromiso del Estado en la evaluación y fiscalización de grandes proyectos energéticos, priorizando la salud pública y la protección del ambiente. “Desde el primer día estamos haciendo un seguimiento cercano y riguroso de todas las etapas del proyecto, asegurando que las actividades se realicen dentro de las normativas ambientales para minimizar cualquier impacto negativo”, explicó Jiménez.

El proyecto del oleoducto Vaca Muerta Sur incluye la construcción de una terminal de recepción, almacenamiento y exportación de crudo, que será distribuido a través de un sistema de oleoductos que conectará con una red de monoboyas para su exportación mediante buques tanqueros.

La obra del ducto tiene dos etapas. La primera, que está en ejecución, tiene 128 kilómetros y se extiende desde el área neuquina Loma Campaña hasta Allen. Es la segunda etapa la que incluirá la conexión hacia Sierra Grande, con un tramo de 437 kilómetros. Una vez completado, permitirá exportar 135 millones de barriles de petróleo por año, posicionando a Argentina como uno de los principales exportadores de crudo de la región.

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La empresa minera Belararox ha dado un gran paso en su proyecto Toro-Malambo-Tambo (TMT) en San Juan. Contratando a Conosur Drilling SA, la compañía comenzará a perforar 6.000 metros para confirmar los prometedores objetivos de pórfido de cobre y oro identificados en Tambo South y Malambo. 

Este programa, que iniciará a principios de noviembre, permitirá evaluar el potencial minero de la zona y avanzar hacia una eventual explotación.

Belararox informó que ya finalizó los preparativos para iniciar un ambicioso programa de perforación en su proyecto TMT. 

Con la contratación de Conosur Drilling SA y la adquisición de los equipos necesarios, la compañía está lista para explorar 6.000 metros en busca de mineralización de cobre y oro. Además de la perforación, se llevarán a cabo trabajos de mapeo y muestreo en otros objetivos prioritarios.

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La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía presentó el “Registro Nacional de Infraestructura de Carga de Vehículos Eléctricos (VE) y Vehículos Híbridos Eléctricos (VHE)”, para relevar la existencia y geolocalización de estaciones de carga.

Este registro tiene como objetivo impulsar un parque automotor eficiente, en el marco de las medidas de transición energética que se están tomando desde la Secretaría de Energía.

La inscripción está dirigida a propietarios de puntos de carga de vehículos eléctricos (VE) y vehículos híbridos eléctricos (VHE), tanto comerciales como privados. De acuerdo con la Resolución SE N° 817/2023, los mismos podrán registrar su infraestructura a través del formulario disponible en el siguiente enlace

La información proporcionada permitirá a la Secretaría de Energía contar con una herramienta de calidad para avanzar en políticas e iniciativas de promoción para el desarrollo de la movilidad sustentable en Argentina.

Asimismo, los puntos de carga designados como públicos, por la normativa, serán geolocalizados para su visualización en el Visor SIG (Sistema de Información Geográfica de la Secretaría de Energía).

Esto posibilitará contar con un registro interactivo de las estaciones y puntos de carga de acceso público en el territorio nacional, y otorgará mayor visibilidad a los servicios prestados. El registro es un paso fundamental para el avance de la electromovilidad y la transición energética.

Para consultas sobre el registro, puede comunicarse a través del correo electrónico: registrodecargadores@mecon.gov.ar

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El ministro de Infraestructura, Rubén Etcheverry recibió y acompañó a empresarios japoneses que se mostraron interesados en la compra de amoníaco que produzca en un futuro la Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP), ubicada en Arroyito. Se trata de la empresa Marubeni S.A.

De esta manera, la PIAP, además de poder volver a producir agua pesada en caso de haber demanda, lo podría hacer con el amoníaco que permite la producción de urea.

Sobre la visita que realizaron a la planta, el ministro comentó “los empresarios se mostraron muy interesados en comprar el amoníaco que podría producir la PIAP, están dispuestos a hacer una carta de intención de compra para toda la producción” y agregó “esta es una buena posibilidad, la vemos con optimismo, porque abre las puertas para que con una readecuación y reconversión de las instalaciones la podamos poner en funcionamiento y fabricar el amoníaco”.

Recorrieron las instalaciones por la empresa Marubeni, Yasuhiro Aoto, director of Chemical Business for South America; Hiroshi Kamada, presidente de la empresa en Argentina; y Mario Sato, Manager Químicos, Metales y Maquinarias en nuestro país. Por otra parte, también lo hicieron, Gian Franco Andreani, presidente de la empresa Socotherm; y Daniel Afione, presidente del INTI (Instituto Nacional de Tecnología Industrial). Participó el gerente general de la ENSI S.E, Alexander Berwyn, quien mostró las posibilidades futuras que tiene la planta de producir amoníaco para fertilizantes.

Historia y futuro de La PIAP

La PIAP es propiedad de la CNEA (Comisión Nacional de Energía Atómica) y es operada por la Empresa Neuquina de Servicios de Ingeniería (ENSI), que depende del ministerio de Infraestructura. Es una sociedad que se conforma entre la CNEA y la Provincia, que cuenta con mayoría accionaria.

La construyeron en la década del 90 y se invirtieron aproximadamente unos 1.000 millones de dólares, con el fin de producir 200 toneladas de agua pesada al año. Dejó de producir en el año 2017 por falta de demanda.

La producción de agua pesada tiene una demanda principal, que es el stock que se necesita en las centrales nucleares de Argentina para su reposición. Este alcanza un promedio de entre 10 y 12 toneladas por año. Con una línea de producción, la planta de agua pesada puede producir alrededor de 80 toneladas anuales.

Desde ENSI se ha llevado adelante un estudio técnico en el que se refleja la factibilidad para llevar adelante la producción de urea o amoniaco en una de las líneas de producción, con una inversión de varios cientos millones.

Hoy Latinoamérica importa más de cinco millones de toneladas de fertilizantes hidrogenados por año. La planta de agua pesada, con una línea de producción, puede producir un millón de toneladas.

Desde el gobierno neuquino se trabaja en forma incesante para que pueda volver a producir. Ya se han realizado varias gestiones y reuniones con el gobierno nacional para que esto ocurra.

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El martes 8 de octubre por la noche, la empresa Vista informó el fallecimiento de un trabajador petrolero de la empresa Nabors, en un accidente ocurrido mientras el operario realizaba tareas de rutina en el equipo de perforación F19, ubicado en Bajada del Palo Oeste.

La compañía detalló que, de inmediato, se activó el protocolo de emergencia y se dio trasladando al operario a un centro de salud en la localidad de Catriel, Río Negro, lugar en el que falleció.

Según replicó Vaca Muerta News, desde Vista iniciaron una investigación interna para entender las causas del accidente. “La compañía expresa sus condolencias a sus compañeros de trabajo y, especialmente, a su familia”, expresó Vista en un comunicado oficial.

El operario fallecido se llamaba Miguel Fernández, tenía 40 años y vivía en Rincón de los Sauces. Al momento del incidente, se desempeñaba en un yacimiento ubicado a unos 80 kilómetros de Catriel (Río Negro), en territorio de la provincia de Neuquén.

El hombre fue trasladado de urgencia a la ciudad rionegrina, por la cercanía al lugar del siniestro, pero por jurisdicción, la investigación corresponderá a la Justicia de Neuquén.

Minutos después de conocida la noticia, el Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa difundió la convocatoria a un paro total de actividades que se lleva adelante este miércoles desde las 8 de la mañana.

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Con el objetivo de avanzar en el desarrollo de shale oil en su yacimiento Rincón de Aranda y mantener su producción de gas, la compañía Pampa Energía emitió la ON Clase 22 en el mercado local a cuatro años por US$ 83.977.835.

Los inversores recibirán una tasa fija de 5,75% con vencimiento en 48 meses. Además, la colocación estuvo sobresuscripta y se recibieron órdenes por más de 93 millones de dólares en total.

A partir de la adquisición del yacimiento Rincón de Aranda en Vaca Muerta, Pampa invertirá 1.200 millones de dólares para multiplicar por diez su producción de petróleo y alcanzar aproximadamente 50mil barrilles diarios en 2027.

Por otro lado, la compañía continúa liderando el segmento de producción de gas, gracias a sus yacimientos El Mangrullo y Sierra Chata.

Actualmente, es la tercera productora de la cuenca neuquina, con un promedio de 14.5 millones de m3/día.

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El Gobierno de Javier Milei oficializó la decisión de dar de baja las tasas municipales en las facturas de Edenor y Edesur. Así se determinó en una resolución publicada este martes en el Boletín Oficial que, de todas maneras, tiene un capítulo abierto en la Justicia que, por ahora, le dio una buena noticia a los intendentes del conurbano.

La medida, firmada por Darío Arrué, interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), estableció que “corresponde dejar sin efecto toda autorización que haya sido otorgada por este ente, en orden a que se incluya en las facturas que emiten Edenor S.A. y Edesur S.A. conceptos a cobrar ajenos a dicho servicio de carácter federal”. Hasta entonces, las distribuidoras podían cobrar servicios adicionales, como las cuotas de seguros de vida o créditos personales.

Eso sucede luego de que la Secretaría de Comercio cumpliera con el pedido del ministro de Economía, Luis Caputo, y publicara la resolución 267/2024, que busca limitar el cobro de “cargos ajenos a la naturaleza del servicio” que se está facturando, lo que alcanzó desde las tasas viales que cobran algunos municipios en las estaciones de servicio, hasta las “ecotasas” que cobran los hoteles en zonas turísticas.

En los últimos años, se volvió una práctica común que en las boletas de electricidad se incluya el cobro de otros servicios, como el pago de seguros de vida o créditos. De este modo, quedaron prohibidas todas las tasas que se cobran de manera directa a los usuarios y que no tienen relación con el consumo del bien o servicio adquirido.

Sin embargo, varios intendentes ya obtuvieron fallos a favor en la Justicia para seguir cobrando las tasas. El último favoreció a julio Zamora, en Tigre, quien podrá recaudar tasas (que incluye el alumbrado de la vía pública y de los edificios municipales) en las boletas de Edenor y de Naturgy BAN.

Cabe recordar que el ENRE tiene alcance solo sobre las distribuidoras de Edenor y Edesur, que brindan el servicio en el área metropolitana de Buenos Aires (AMBA). El resto de las distribuidoras son reguladas por los entes provinciales y por eso los jefes comunales del interior tienen la posibilidad de seguir aplicando esta herramienta. 

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Chevron Corporation, el gigante petrolero estadounidense, ha firmado un acuerdo con Canadian Natural Resources Limited (CNRL) para vender una parte significativa de sus activos de petróleo no convencional y arenas bituminosas en Canadá por aproximadamente 6.500 millones de dólares (5.922 millones de euros). 

Esta transacción, que se espera cerrar en el cuarto trimestre de 2024, representa un movimiento estratégico clave dentro de los planes de Chevron para optimizar su cartera global y desinvertir en activos no esenciales.

La operación contempla la transferencia de la participación no operativa del 20% que Chevron mantiene en el Proyecto de Arenas Petrolíferas de Athabasca, uno de los desarrollos más importantes de extracción de crudo en Canadá. Las arenas petrolíferas de Athabasca son conocidas por su capacidad para producir grandes cantidades de petróleo crudo a partir de bitumen, un recurso no convencional más difícil de extraer y procesar que el petróleo convencional.

Además de las arenas bituminosas, Chevron también está vendiendo su participación operativa del 70% en el esquisto de Duvernay, ubicado en la provincia de Alberta, junto con otras participaciones relacionadas en esta área. El esquisto de Duvernay es una de las principales formaciones de gas y petróleo no convencionales en Canadá, conocida por su producción de hidrocarburos mediante técnicas avanzadas de fracturación hidráulica (fracking).

El comprador, Canadian Natural Resources Limited, es una de las empresas de petróleo y gas más grandes de Canadá, con un enfoque particular en la producción de crudo a partir de arenas bituminosas y activos no convencionales. Esta adquisición refuerza la posición de CNRL en el mercado energético canadiense, dándole acceso a valiosos recursos adicionales en Alberta, uno de los mayores centros de producción de petróleo y gas del mundo.

CNRL es una compañía que ya cuenta con una presencia significativa en el Proyecto de Arenas Petrolíferas de Athabasca, y con esta transacción, consolidará aún más su papel en la región. La empresa tiene una reputación de liderazgo en la producción de crudo pesado y en proyectos de arenas petrolíferas, sectores que requieren grandes inversiones y conocimientos técnicos avanzados para maximizar la producción y eficiencia.

Estrategia global de Chevron

Esta venta forma parte de un plan más amplio de Chevron para desinvertir activos por un valor de entre 10.000 y 15.000 millones de dólares (9.111 y 13.667 millones de euros) hasta 2028. El objetivo de Chevron es optimizar su cartera energética global, concentrándose en proyectos de mayor rentabilidad y alineados con sus objetivos estratégicos. La compañía está buscando alejarse de ciertos activos no convencionales en mercados donde la competencia y los costos de extracción son elevados, y enfocarse en otras áreas con mayor potencial de crecimiento y retorno de inversión.

Este movimiento forma parte de su plan de desinversión en activos menos rentables y con mayor impacto ambiental. Las arenas bituminosas, conocidas por ser una de las fuentes de petróleo más costosas y contaminantes, representan un desafío tanto en términos de rentabilidad como de sostenibilidad ambiental, lo que podría haber motivado a Chevron a buscar una optimización de su portafolio global.

¿Apuesta a Vaca Muerta?

En contraste, Chevron ha estado fortaleciendo su presencia en Vaca Muerta, una de las mayores formaciones de hidrocarburos no convencionales en el mundo. Con inversiones como los 500 millones de dólares destinados al desarrollo del área El Trapial en Neuquén, Argentina, la compañía apuesta por una operación más rentable y menos intensiva en carbono. Vaca Muerta ofrece un entorno favorable, donde la reducción de costos operativos y los incentivos fiscales mejoran la competitividad de la región frente a otros proyectos de hidrocarburos.

Es probable que el capital obtenido de la venta en Athabasca se redirija hacia oportunidades como Vaca Muerta, donde Chevron puede obtener mayores rendimientos en un contexto más alineado con las exigencias globales de sostenibilidad y reducción de emisiones.

Este reposicionamiento sugiere un enfoque estratégico hacia activos más eficientes y menos contaminantes, alineado con las tendencias del mercado energético mundial.  Chevron ha estado implementando un enfoque más selectivo en sus operaciones globales en los últimos años, con un creciente interés en la transición energética y las inversiones en proyectos que estén alineados con la sostenibilidad a largo plazo y las energías limpias.

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El gobernador Sergio Ziliotto encabezó este lunes el acto de llamado a licitación para la construcción de la segunda etapa del Parque Solar Fotovoltaico en el Polo de Abastecimiento Energético y Productivo de General Pico. E trata de la construcción y puesta en marcha de un parque solar fotovoltaico de 15MW y su posterior operación, para lo cual se convocó al sector privado y ayer 16 empresas siguieron los detalles de presentación del proyecto.

El gobernador destacó que “este hecho es inédito, es la primera vez que convocamos a generar energía junto al sector privado” e invitó a los empresarios a “ser socios del desarrollo”.

La convocatoria a la licitación tiene por objeto la construcción, conexión y puesta en marcha de un parque solar fotovoltaico de 15MW, su operación, mantenimiento y venta de energía a la APE. Se trata de la segunda etapa del proyecto, ya que la primera, para generar 10 MW, a través de Pampetrol, está en la Legislatura a la espera de que los diputados y diputadas la aprueben. El Parque Solar Fotovoltaico está proyectado con una producción total de 50 MW.

Además de Ziliotto, participaron de la actividad la intendenta de General Pico, Fernanda Alonso; el secretario de Energía y Minería, Matías Toso; la presidenta de Pampetrol, María de los Ángeles Roveda; el director Ejecutivo de la Agencia ICOMEX, Sebastián Lastiri; la ministra de la Producción, Fernanda González; diputados, empresarios, entre otras autoridades.

Destino de inversiones

El gobernador Sergio Ziliotto hizo especial hincapié en la participación de empresas privadas en el proyecto. “Es un camino que pretendemos caminar juntos, no es casualidad que hoy aquí tengamos 16 empresas del sector privado, algunas de forma presencial y otras de forma remota, que están interesadas. Planteamos que nuestra provincia es un destino de inversiones y que hay un Estado que da todas las facilidades para que el sector privado haga lo que le corresponde hacer: invertir, arriesgar y ser socios de este desarrollo”, aseguró.

Explicó que el llamado a licitación es “es un eslabón más de un proyecto que marca una política de Estado, que comenzamos en el 2020 con una Ley de la Cámara de Diputados. No es una situación más, donde siempre tiene principal preponderancia el sector público. Es posible un camino compartido, que es necesario y que el desarrollo de la provincia de La Pampa pasa por la articulación, por la alianza, por la conjunción del trabajo entre lo público y lo privado”.

Recordó que “estamos ante una política de Estado que es tener soberanía energética. Más allá de esa palabra, tiene que ver con un camino que hemos trazado hace mucho tiempo, que es cómo le ponemos valor agregado a la materia prima que producimos, cómo generamos mayor industria, cómo logramos que los recursos queden en la provincia de La Pampa, cómo generamos más trabajo para cada pampeano. En ese esquema estamos planteando la necesidad de trabajar en conjunto”.

Agregó que “cuando hablamos de industria, el principal insumo es la energía; entonces tenemos que lograr esa soberanía energética para ser dueños de la energía que consumimos, y que ésta sea uno de los principales motivos por los cuales las inversiones vienen a la provincia de La Pampa. Aquí no solo va a estar en Banco de La Pampa poniendo financiamiento, no sólo va a estar el FogaPam poniendo garantías públicas, no sólo va estar la Ley de Incentivos Fiscales beneficiando al que invierte, al que cumple y al que genera trabajo; sino también el precio de la energía será una variable que hará más apetecible la inversión en la provincia de La Pampa”.

“Es un enorme desafío y creemos que estamos brindando una enorme posibilidad que va a marcar un rumbo. Este hecho es inédito, es la primera vez que convocamos a generar energía junto al sector privado. Lo venimos haciendo desde lo público con Pampetrol en Victorica. Esta es la segunda etapa de este sueño de generar 50 megas en la ciudad de General Pico, no solo para ser parte de un desarrollo estratégico que tiene que ver con ampliar el Parque Industrial, sino también para dar respuesta a todo el Norte de la provincia”, completó.

Desarrollo

La intendenta, Fernanda Alonso destacó la decisión del gobernador Ziliotto de instalar el parque solar en la ciudad y a la vez ampliar el Parque Industrial. “Me parece atinada la decisión política del gobernador de que General Pico cuente, no solo con la ampliación del Parque Industrial, sino también que ese Parque cuente con un polo energético, el cual a su vez tenga un Parque Fotovoltaico”, afirmó.

Mencionó también que la licitación “tenga la posibilidad de ser público-privado”. “Aunque parezca un juego de palabras es lo que realmente estamos buscando: una alianza, en el buen sentido de la palabra, donde todos pongamos algo pensando en el desarrollo de nuestra localidad y del Norte de la provincia”, aseguró.

Dijo que el proyecto es un “desafío importante” con el tema del ambiente. “Buscamos energías limpias necesarias para seguir creciendo y desarrollándonos como localidad. Estamos involucrados y comprometidos en el cuidado del ambiente, hemos desarrollado nuestro plan y en ese sentido hemos propuesto metas que necesitamos trabajar de manera conjunta, de manera sinérgica entre lo público y lo privado, y entendemos que por ese camino vamos”, explicó.

Lo detalles del proyecto

Luego de los mensajes del gobernador y la intendenta local, funcionarios de APE, Pampetrol y la Agencia ICOMEZ ampliaron cuestiones técnicas de la licitación anunciada ante los empresarios presentes. 

Matías Toso y María Roveda explicaron los detalles técnicos que tiene la obra en cuanto a la generación de energía y la distribución va a ser dentro del sistema eléctrico provincial. A su turno, Sebastián Lastiri, se refirió a los plazos y cronograma de la convocatoria, pliegos y fechas para presentar propuestas.

El nuevo parque contará con una potencia de 15 MW y representa la primera etapa de los 50 MW que la Provincia proyecta instalar en el Polo.

La convocatoria se realiza a través de la Licitación N1/2024 de Pampetrol y prevé una inversión público-privada.

La energía generada será comercializada en el MLEE, que se puso en funcionamiento con el Parque Solar Fotovoltaico de Victorica. Es decir, que la energía sería adquirida por la APE en el marco de un contrato de abastecimiento celebrado entre la Distribuidora local y Pampetrol, reteniendo en la económica pampeana los fondos que de otra manera se tendrían que haber destinado al Mercado Eléctrico Mayorista.

El parque generará 36.545.86 MWh, que representa la energía necesaria para abastecer a 9.000 hogares pampeanos.

Frente a un contexto nacional que alienta la retirada del Estado de sectores claves y estratégicos como lo es el energético, La Pampa, a través de esta Licitación, ratifica un modelo de Estado que planifica y brinda previsibilidad y seguridad. Además, la provincia apuesta por la generación de energía a partir de fuentes renovables como una alternativa de brindar estabilidad del sistema y mejoras en la calidad de abastecimiento.

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El proyecto Centenario Ratones, la primera mina de producción de litio en Salta y la cuarta del país, está concluyendo su primera fase, un hito crucial para el proyecto que cuenta con el respaldo del gobierno provincial y empresas internacionales especializadas en la extracción y procesamiento de litio. En el marco de este avance, el gobernador de Salta, Gustavo Sáenz, participó en una reunión clave con directivos del proyecto y representantes del sector energético, donde se debatieron los próximos pasos y los beneficios para la región. Se estima que la empresa generará 24 mil toneladas de carbonato de litio anuales.

En la reunión estuvieron presentes la presidenta y directora general del grupo francés Eramet, Christel Bories, el ministro Producción y Desarrollo Sustentable, Martín de los Ríos, y demás autoridades de Eramine, y de Eramet.

“Estamos ante un proyecto estratégico para el desarrollo de nuestra provincia. La producción de litio no solo representa una fuente de ingresos importantes, sino también una oportunidad para generar empleo y posicionar a Salta en la vanguardia de la transición energética”, señaló el gobernador Sáenz.

Además, manifestó a los directivos de la empresa Eramet que Salta “seguirá trabajando para brindarles las herramientas para que se pueda continuar avanzado en los proyectos en nuestra provincia”.

El proyecto Centenario Ratones tiene un gran potencial debido a las vastas reservas de litio en la zona, un mineral esencial en la fabricación de baterías para vehículos eléctricos y dispositivos tecnológicos. Se espera que, una vez en funcionamiento completo, el emprendimiento genere cientos de empleos directos e indirectos, además de contribuir al posicionamiento de Argentina como uno de los principales exportadores de litio a nivel global.

Los próximos meses serán claves para la ejecución de la segunda fase de construcción y optimización de la planta de procesamiento, lo que permitirá que el proyecto alcance su capacidad total de producción a partir de 2025.

Centenario Ratones

El corazón del proyecto está ubicado en el Salar Centenario Ratones, departamento Los Andes, a más de 3.800 metros sobre el nivel del mar.

Eramine Sudamérica está en la Argentina desde hace más de 10 años en la construcción del proyecto de litio. La firma es la subsidiaria de la francesa Eramet y socia estratégica de la china Tsingshan, principal productor de acero inoxidable.

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El precio internacional del petróleo superó este lunes los 80 dólares por barril. El aumento acumulado es de casi 13% desde el ataque de Irán con más de 100 misiles contra Israel del pasado martes, mismo día en que YPF decidió una baja en los precios locales de sus combustibles. En la industria local analizarán en las próximas horas si el cambio de tendencia del crudo los obligará a aplicar nuevos aumentos en la nafta y el gasoil en los surtidores.

Horacio Marín, presidente de YPF, líder del mercado local de combustibles, se reunirá esta semana con los miembros del área de downstream, donde se discuten los precios, y analizarán la situación según indicaron a Infobae desde la petrolera estatal. Será después de la gira que emprendió el ejecutivo por Europa en busca de compradores para el megaproyecto de GNL.

“Es pronto todavía para saber qué es lo que va a pasar con los calores en los surtidores. En caso de que haya algún cambio, sería para el mes que viene o en un par de semanas. Dependerá de cómo siga la tendencia del crudo y si recrudece o no el conflicto, entre otros muchos factores. Cuando haya una decisión, la vamos a comunicar”, señalaron desde YPF al sitio Infobae.

Hace menos de una semana la tendencia en el precio del barril se mantenía a la baja desde hacía por lo menos seis meses. La presión a la baja tenía que ver con las preocupaciones sobre el débil crecimiento económico global y exceso de oferta de crudo en el mercado. Fue en ese marco que YPF informó que bajaría el precio de sus combustibles por primera vez en más de cinco años.

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En un contexto marcado por las sanciones occidentales y el creciente interés en el gas natural como un recurso clave para la descarbonización, Rusia ha destacado sus enormes reservas de gas, que ascienden a 68 billones de metros cúbicos, según el viceprimer ministro Alexand Novak. 

En un artículo publicado en la revista Energuetícheskaya Polítika, Novak afirmó que estas reservas representan más del doble de las de Irán y casi tres veces las de Qatar, consolidando a Rusia como un jugador clave en el escenario energético global.

Un potencial enorme en el sector gasífero

El anuncio de Novak subraya el gigantesco potencial energético de Rusia. Con 68 billones de metros cúbicos en reservas de gas, el país cuenta con uno de los mayores depósitos de gas natural del mundo. Novak enfatizó que el desarrollo de estas reservas requerirá una expansión considerable de la infraestructura energética, especialmente en el ámbito del gas natural licuado (GNL), para maximizar su explotación y aprovechar oportunidades en los mercados internacionales.

La importancia del gas en la descarbonización

El viceprimer ministro resaltó la importancia del gas natural en el proceso de descarbonización global. “Debido al mayor uso del gas en el sector energético por ser la variante más adecuada desde el punto de vista ambiental para la descarbonización, la demanda de este recurso podría crecer significativamente en las próximas décadas”, explicó Novak. De hecho, se estima que la demanda global de gas aumentará un 39% para 2050, llegando a los 5,7 billones de metros cúbicos, en comparación con los niveles de 2023.

El gas natural, al ser una fuente de energía más limpia en comparación con el carbón y el petróleo, juega un papel crucial en la transición hacia una economía con bajas emisiones de carbono. Además, su versatilidad lo convierte en un recurso vital no solo para la generación de electricidad, sino también para la industria química, donde su papel como materia prima es cada vez más importante.

Sanciones y el Giro Hacia Asia

Las sanciones impuestas por Occidente a raíz de la guerra en Ucrania han empujado a Rusia a redirigir sus exportaciones de gas hacia mercados asiáticos, especialmente China, a través del gasoducto “Fuerza de Siberia”. Este gasoducto ha sido una de las grandes apuestas de Rusia para fortalecer su presencia en el mercado energético de Asia, una región que presenta una demanda creciente de gas natural. Novak expresó optimismo respecto al futuro, señalando que “gracias al desarrollo de la infraestructura, las exportaciones de gas por tubería podrían ascender para 2036 a 197.000 millones de metros cúbicos”.

Este giro hacia Asia no solo representa una respuesta a las restricciones impuestas por Europa, que ha limitado la compra de hidrocarburos rusos, sino también una estrategia a largo plazo para acceder a mercados más dinámicos y en crecimiento. Rusia ya ha comenzado a ampliar sus rutas de exportación hacia otros países asiáticos, aprovechando la demanda energética en economías en expansión como India, Corea del Sur y Japón.

Perspectivas futuras y nuevas inversiones

El gobierno ruso está implementando estímulos fiscales para fomentar nuevos proyectos de extracción de gas, una medida que ha resultado en el aumento de los suministros a China y la ampliación de la infraestructura gasífera. Para 2024, se espera que las exportaciones de gas de Rusia alcancen los 111.400 millones de metros cúbicos, y que continúen aumentando en el trienio siguiente hasta superar los 120.000 millones de metros cúbicos anuales.

Además, Rusia está trabajando para incrementar los suministros de gas a los países miembros de la Comunidad de Estados Independientes (CEI), reforzando su papel como principal proveedor de energía en la región post-soviética.

Las vastas reservas de gas de Rusia representan un activo estratégico crucial en un mundo que busca alternativas más limpias y sostenibles para satisfacer su demanda energética. A medida que el país avanza en el desarrollo de su infraestructura energética y redirige sus exportaciones hacia mercados asiáticos en expansión, queda claro que el gas natural seguirá siendo un pilar fundamental de la economía rusa. Sin embargo, el contexto geopolítico seguirá jugando un rol determinante en cómo y dónde Rusia podrá comercializar este recurso en los próximos años.

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El próximo jueves 10 de octubre, Argentina marcará un hito en su desarrollo energético con la inauguración del proyecto de reversión del Gasoducto Norte, una obra estratégica que promete transformar la matriz energética del país.

Con una inversión total de 740 millones de dólares, esta iniciativa permitirá transportar hasta 19 millones de metros cúbicos de gas diarios (MMm3/d) desde la región productora de Vaca Muerta hacia las provincias del norte, eliminando la dependencia de las importaciones de gas boliviano que han sido fundamentales durante décadas.

El proyecto de reversión del gasoducto no solo es significativo por la magnitud de la obra, sino también por el ahorro económico que generará. Según estimaciones de fuentes del sector, Argentina podría ahorrar entre 1.500 millones y 1.960 millones de dólares al año. Esta cifra se deriva principalmente de la sustitución de importaciones de gas y combustibles líquidos, como el gasoil y el fueloil, que resultaban significativamente más caros que el gas producido en el país.

Hasta ahora, Argentina pagaba en promedio 11,8 dólares por millón de BTU (British Thermal Units) por el gas importado de Bolivia, mientras que el gas nacional tiene un costo de alrededor de 3,5 dólares, llegando a bajar hasta los 2 dólares en algunos meses de menor demanda, como los de verano. Este cambio permitirá a Argentina reducir considerablemente su factura energética y mantener una fuente más estable y económica de abastecimiento.

El gasoducto, que cuenta con una capacidad de transporte de 19 MMm3/d, cubrirá completamente la demanda de gas de las provincias del norte durante los meses más fríos del año, como Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy. Esto beneficiará tanto a hogares como a estaciones de servicio de GNC e industrias locales que, a partir de este mes, podrán abastecerse de gas producido localmente.

Fin de una dependencia histórica: el gas boliviano

La inauguración del proyecto también marca el fin de una relación comercial de más de 50 años con Bolivia. Desde la década de 1970, Argentina ha dependido del gas boliviano, un vínculo que se profundizó en los últimos 20 años tras la firma de un contrato de suministro en 2006. Este acuerdo estaba previsto que finalizara en 2026, pero con la finalización de la reversión del Gasoducto Norte, Argentina dejó de importar gas desde Bolivia en septiembre de 2024, adelantándose al plazo pactado.

Esta decisión fue facilitada por el notable declive de las reservas de gas de Bolivia, que ya no son suficientes para abastecer sus compromisos con Argentina y Brasil. Mientras las reservas bolivianas disminuyen, la producción de gas en Vaca Muerta ha alcanzado niveles récord, consolidando a la formación neuquina como una de las principales fuentes de energía del país. En agosto de 2024, la producción de gas alcanzó los 153 millones de metros cúbicos diarios, el nivel más alto de los últimos 21 años, de los cuales el 65% proviene de la explotación no convencional de Vaca Muerta.

Desarrollo de infraestructura: un proyecto de gran magnitud

El proyecto de reversión del Gasoducto Norte fue realizado bajo la supervisión de la compañía estatal Energía Argentina S.A. (Enarsa), y la obra fue adjudicada a la Unión Transitoria de Empresas (UTE), conformada por Techint y Sacde (parte del grupo Pampa Energía). La UTE ya había sido responsable de la construcción del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, lo que le otorgó experiencia y capacidad técnica para llevar adelante esta obra de similar magnitud.

El proyecto incluyó la construcción de 122 kilómetros de gasoducto y la instalación de 62 kilómetros de loops (tramos paralelos) al Gasoducto Norte en Córdoba. Además, se realizaron modificaciones en cuatro plantas compresoras situadas en Córdoba, Santiago del Estero y Salta, las cuales ahora permiten la operación bidireccional del gas, garantizando la flexibilidad para enviar el gas en la dirección requerida según la demanda.

La obra involucró la participación de más de 1.400 personas en su etapa de mayor actividad y fue finalizada en tiempo récord, con más de 4.000 soldaduras completadas en apenas 41 días, lo que equivale a un avance promedio de 3 kilómetros diarios.

Proyección internacional: exportar gas a Brasil

La producción creciente de gas en Vaca Muerta no solo satisface las necesidades internas de Argentina, sino que abre la puerta a nuevas oportunidades de exportación. Con la reducción de las importaciones de gas desde Bolivia, Argentina se posiciona como un potencial exportador a Brasil, país que también enfrenta una disminución de las reservas bolivianas.

Brasil depende en gran medida de la energía hidroeléctrica, una fuente vulnerable a la variabilidad climática. En la década de 1990, una crisis hídrica llevó a Brasil a construir un gasoducto desde Bolivia, que actualmente opera a solo el 40% de su capacidad. Con el declive del gas boliviano, se abre la posibilidad de que Argentina exporte su gas a Brasil, un mercado clave en la región.

Para facilitar esta posibilidad, el gobierno argentino ha adoptado medidas para permitir la libre competencia en la exportación de gas, lo que podría incrementar los mercados a los que se puede acceder con el gas de Vaca Muerta. La perspectiva de aumentar las exportaciones hacia Brasil no solo contribuiría a mejorar la balanza comercial de Argentina, sino que consolidaría su rol como proveedor de energía en América Latina.

Un cambio estructural en la matriz energética

La reversión del Gasoducto Norte es una de las obras públicas más importantes llevadas a cabo en la gestión del presidente Javier Milei y, hasta el momento, la única licitada por su gobierno. Este proyecto no solo aporta una solución inmediata a la necesidad de abastecimiento energético en las provincias del norte, sino que también representa un cambio estructural en la matriz energética del país.

Argentina, que durante décadas fue un importador neto de gas, está en camino de lograr la autosuficiencia energética y, eventualmente, convertirse en un exportador neto. Con la consolidación de Vaca Muerta como el principal motor de producción de gas, el país se encamina hacia un futuro más independiente y con un potencial económico significativo, basado en la exportación de gas y en la reducción de los costos energéticos internos.

El proyecto de reversión del Gasoducto Norte es un paso clave en esta transformación, que marca el fin de una era de dependencia y el comienzo de un nuevo capítulo para la energía en Argentina.

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Un grupo de senadores presentaron un proyecto para modificar la actual Ley de Biocombustibles con foco en el aumento de los porcentajes de mezcla, luego de que el capítulo referido a la temática fuera apartado a comienzos de este año de la Ley Bases.

Se trata de una iniciativa motorizada por Alejandra Vigo (Córdoba), Edgardo Kueider (Entre Ríos) y Carlos Espínola (Corrientes), tres legisladores que integran del flamante bloque Las Provincias Unidas, un espacio de buena sintonía con el Gobierno nacional, pero que también se propone apuntalar una agenda federal.

Según el texto al que tuvo acceso Noticias Argentinas, el porcentaje mínimo de gasoil y/o diésel oil iniciaría en 7,5 por ciento (al momento de aplicarse la eventual nueva normativa; actualmente es del 5) para llevarlo al 15 por ciento en un período de dos años y medio; en el caso de la nafta deberá iniciar en el 13 por ciento para llegar al 15 en poco más de un año (actualmente es del 12).

Hace poco más de una semana se constituyó la Comisión de Minería, Energía y Combustibles, que quedó en manos del radical Flavio Fama (Catamarca). 

En una de las intervenciones, el senador del mismo Juan Carlos Romero (Salta), del mismo bloque que Vigo, Kueider y Espínola, puso sobre la mesa el tema para que sea tratado con prioridad.

Si bien tomó distancia sobre algunos aspectos del proyecto original, pidió por la presencia de los autores del texto, también la de funcionarios de la Secretaría de Energía que comanda Eduardo Rodríguez Chirillo. En esa línea, lanzó un dardo para las petroleras: “(Que) el lobby petrolero que dé la cara y venga a contarnos por qué han limitado tanto”.

La desregulación del mercado que intentó la Casa Rosada en la Ley de Bases original generó fuerte repudio en las provincias productoras de biocombustibles, principalmente, Córdoba y Santa Fe.

De hecho, conformaron una liga con el resto de los territorios que también aportan a la producción nacional. En la Cámara de Diputados también existe un proyecto similar impulsado por el diputado schiarettista, Carlos Gutiérrez. 

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El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) convocó a una audiencia pública para avanzar con la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) de las empresas transportistas de energía eléctrica, entre las que se encuentran Transener y Transba; esta última es la que opera en la provincia de Buenos Aires.

El encuentro se realizará para el martes 5 de noviembre desde las 8.30. Allí se discutirán los nuevos cuadros tarifarios que regirán desde enero de 2025.

En tanto, se espera que la convocatoria para discutir los futuros aumentos para las distribuidoras -como Edenor y Edesur- se haga para el 20 de noviembre.

Así lo dispuso el ENRE mediante la resolución 705 publicada este viernes en el Boletín Oficial. La revisión quinquenal determinará nuevas tarifas para el período que va del 1 de enero de 2025 hasta el 31 de diciembre de 2029. El objetivo será garantizar la prestación de servicio y las inversiones durante esos años.

Cabe recordar que el Gobierno de Javier Milei publicó el 18 de diciembre de 2023 el DNU 55 que declaró la emergencia en el sector energético hasta el 31 de diciembre de este año. Ese decreto estableció que el interventor del ENRE tiene la facultad para avanzar con la revisión tarifaria la cual debe estar lista para esa fecha. Mientras tanto, lo que se ha venido haciendo desde entonces adecuaciones transitorias de tarifas para garantizar la continuidad y la normal prestación del servicio.

Lo que se evaluará entonces en la RQT es cuál es el nivel de tarifas necesario para garantizar la prestación de servicio y las inversiones durante los próximos cinco años. Un tema en discusión es si dentro de ese plan de inversión que debe asegurar la tarifa para modernizar las redes van a estar contemplados los medidores inteligentes. En Argentina menos del 5% de los usuarios tiene actualmente esos medidores.

En la audiencia del 5 de noviembre las transportistas eléctricas Transener, Transba, Transnoa, Transnea, Transpa, Distrocuyo, Transcomahue y Epen deberán presentar el estado de los activos que operan, el nivel de tensión, las amortizaciones acumuladas hasta fines de 2023, sus valores, la vida útil prevista, los costos proyectados para los próximos cinco años, un plan de inversiones y el cuadro tarifario requerido. Luego, el ENRE que encabeza el interventor Darío Arrué, definirá los cuadros tarifarios.

La suba tarifaria que regiría desde enero se dará en medio de un verano que se espera complejo. De hecho, días atrás el Gobierno formalizó el plan de contingencia para evitar cortes de luz masivos durante el verano. El programa se extenderá para los “días críticos” del período 2024/26. La Secretaría de Energía estableció una serie de medidas para la generación, el transporte y la distribución del sistema eléctrico.

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Exxon Mobil, la mayor empresa energética del mundo, anunció una caída significativa en sus beneficios del tercer trimestre en el sector de petróleo y gas, conocida como el sector upstream. Según una presentación regulatoria, la compañía anticipa que los cambios en los precios del petróleo reducirán sus ganancias entre 600 y 1.000 millones de dólares en este período.

Este ajuste refleja los efectos de la volatilidad del mercado global de hidrocarburos, que ha experimentado fluctuaciones en los precios debido a factores geopolíticos, la desaceleración económica en grandes economías y la transición energética hacia fuentes renovables.

Impacto de los Precios del Petróleo en el Sector Upstream

El sector upstream, que abarca la exploración y producción de petróleo y gas, es altamente sensible a las variaciones de los precios de estos productos. ExxonMobil, con operaciones significativas en cuencas globales como el Golfo de México, África Occidental y Permian Basin en los Estados Unidos, es una de las compañías más expuestas a los movimientos en los precios internacionales del crudo y el gas natural.

Durante el tercer trimestre de 2024, la cotización del petróleo Brent (referencia global) mostró caídas considerables, en parte debido a preocupaciones sobre la demanda global y una sobreoferta en el mercado. La recuperación post-pandemia y los esfuerzos globales por acelerar la transición energética hacia energías renovables han generado incertidumbre en la demanda a largo plazo de combustibles fósiles.

Factores Contribuyentes a la Caída de Beneficios

1. Caída de Precios del Petróleo: La empresa mencionó que los cambios en los precios del crudo fueron el principal motor de la reducción de ganancias. A pesar de algunos repuntes temporales en el precio del barril debido a tensiones geopolíticas, la tendencia bajista predominó.

2. Exceso de Oferta en el Mercado de Gas Natural: La oferta excedente en mercados clave como Norteamérica y Europa ha presionado los precios del gas natural a la baja, lo que ha impactado negativamente en las operaciones upstream de ExxonMobil, que también produce grandes volúmenes de gas.

3. Incremento de Costos Operativos: Las compañías del sector han estado enfrentando un incremento en los costos operativos, particularmente en materia de transporte, perforación y servicios relacionados con la producción de petróleo y gas. Estos costos se han elevado por factores como la inflación global y la inestabilidad en las cadenas de suministro.

Perspectivas Futuras

A pesar de la disminución de los beneficios, ExxonMobil mantiene una postura optimista sobre su capacidad para sobrellevar los desafíos del mercado. La empresa continúa invirtiendo en proyectos estratégicos, como la explotación del yacimiento offshore en Guyana, donde se espera un gran incremento en la producción de crudo, y su posicionamiento en el sector del gas natural licuado (GNL) con proyectos en Norteamérica y Qatar.

Además, la compañía está acelerando sus esfuerzos en materia de transición energética. ExxonMobil ha redoblado sus inversiones en tecnologías de captura de carbono y proyectos de energías renovables, con el fin de diversificar sus fuentes de ingresos y reducir su dependencia de los combustibles fósiles tradicionales.

Este reporte resalta la presión que enfrentan las grandes petroleras en un entorno global incierto, donde la demanda de energía está en un punto de inflexión y la transición a un modelo más sostenible toma fuerza.

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La empresa china Hanaq Group ha dado un gran paso en la producción de litio en Argentina al obtener la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) para su proyecto Doncella, ubicado en el Salar de Arizaro, Salta. 

Con esta aprobación, la compañía avanzará en la construcción de una planta piloto que utilizará una tecnología de vanguardia: la Extracción Directa de Litio (DLE).

La planta, con una capacidad de producción de 3.000 toneladas anuales de carbonato de litio de alta pureza, marcará un hito en la industria al ser la primera en Argentina en emplear DLE. 

Esta técnica innovadora permite extraer litio de manera más eficiente y sostenible, reduciendo significativamente el consumo de agua y energía en comparación con los métodos tradicionales. Gracias a DLE, se podrá recuperar hasta un 90% del litio presente en las salmueras, minimizando el impacto ambiental.

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El ministro de Energía de la provincia de Tierra del Fuego, Alejandro Aguirre, recorrió junto a una comitiva del Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF) las instalaciones de la usina eléctrica de Ushuaia y el predio donde estará emplazada la nueva usina a construirse.

Al respecto, Aguirre comentó que “hace ya dos años venimos tramitando un crédito para la nueva usina de Ushuaia, una usina de 40 megas que va a estar en las afueras de la ciudad. Este crédito fue aprobado por el CAF en octubre del año pasado”.

“Dado que la provincia ha puesto en garantía parte de la coparticipación, necesitamos una garantía soberana por parte del Estado Nacional. Esta instancia ya ha pasado por el Ministerio Interior y solo falta la firma del Ministro de Economía. El Ministro Franco ha anunciado hace unas semanas que esto se va a realizar”, explicó.

Asimismo, Aguirre informó que “en ese marco ya estamos trabajando con el banco, por eso han mandado esta misión. Hemos tenido diversas reuniones con las áreas de ambiente, de energía y con la empresa Terra Ignis que ya está en funcionamiento para ver cómo es la implementación de este crédito, los programas y obviamente actualizarlo porque ha pasado el tiempo”.

“Ahora estamos recorriendo la usina actual de Ushuaia y el predio donde va a estar la usina nueva que dará previsibilidad y confiabilidad al sector eléctrico por los próximos 25 o 30 años”, indicó.

El funcionario aseguró además que “estamos trabajando las cuestiones ambientales, financieras y técnicas para la nueva usina. También estamos avanzando en motorizar nuevamente el Fondo de Ampliación de la matriz productiva para la puesta a nuevo de la usina actual de Ushuaia, de manera de duplicar la prestación del servicio eléctrico en la ciudad. Además están en marcha las obras en el centro de distribución Torelli, a lo que se suma los equipos que hemos traído para hacer frente a los picos de demanda de energía”.

Finalmente, el funcionario recordó que “el programa de transición energética involucra un crédito a través del CAF y otro crédito con el Banco Asiático también aprobado para un parque eólico en la ciudad de Río Grande. Todo el componente involucra unos 141 millones de dólares. 70 millones de dólares del CAF irán para la usina de Ushuaia, 65 millones de dólares del Banco Asiático serán para el parque eólico de Río Grande y el resto lo pondrá la provincia a través de financiamiento propio”.

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El Grupo Techint inició una gira nacional para incorporar a 400 estudiantes y recién graduados a su Programa de Jóvenes Profesionales (JP) y sus Prácticas Educativas de Verano (PEV).

Son dos iniciativas que tienen como objetivo garantizar el desarrollo de profesionales y fomentar el networking.

La empresa, que actualmente emplea a más de 19.000 personas, visitará Salta, Tucumán, San Juan, Mendoza, Buenos Aires, Santa Fe, Córdoba, Chubut y Neuquén, y focalizará en jóvenes orientados a las Ingenierías, las Ciencias Económicas y Sistemas, entre otras carreras.

Las principales habilidades que están buscando en el Grupo Techint son la efectividad, el trabajo en equipo, el manejo de los tiempos y prioridades, la búsqueda constante de la innovación y la mejora a través de la incorporación de nuevas tecnologías. 

También todo lo relacionado con la economía del conocimiento como inteligencia artificial, automación, robotización, machine learning, big data, que seguirán en crecimiento.

El Programa de Prácticas Educativas de Verano (PEV), que cumple 40 años y ya ayudó a 7000 jóvenes en toda la Argentina, está orientado a estudiantes universitarios avanzados que buscan dar sus primeros pasos en el mundo laboral a través de una experiencia de tres meses trabajando en compañías líderes. 

Desde el 6 de enero de 2025, podrán formar parte de equipos de trabajo que les permitirán complementar su formación académica.

Por otro lado, el Programa de Jóvenes Profesionales (JP) -pionero en la Argentina- está dirigido a graduados recientes o estudiantes en su último año de carrera que busquen una incorporación efectiva. 

A lo largo de la experiencia, los participantes tendrán la oportunidad de capacitarse, hacer networking con colegas de todo el mundo y rotar de áreas para tener una visión global de la compañía.

Desde su creación, hace 41 años, pasaron más de 6000 personas. Actualmente, hay 589 jóvenes profesionales activos, y el 51% de los altos directivos de la compañía empezaron su carrera como JP.
Cómo postularse

La convocatoria durará hasta el 30 de noviembre y serán recibidos aquellos estudiantes universitarios que hayan aprobado por lo menos el 50% de la carrera o graduados de las siguientes carreras: Ingeniería Industrial, Mecánica, Eléctrica, Electricista, Electrónica, Electromecánica, Química, Materiales, Petróleo o Sistemas, Contaduría, Recursos Humanos, Comunicación, y Administración.

Cómo acceder

Para postularse, los estudiantes deben ingresar en careers.techint.com, filtrar por la palabra clave “PEV” o “JP”, y seleccionar la localidad en la que les gustaría aplicar. 

Una vez postulado, y si el perfil coincide con los requisitos, la empresa se pondrá en contacto para iniciar el proceso de selección.

Los ingresantes como JP contarán con beneficios tales como una semana adicional de vacaciones, cobertura médica, bonos por performance y por resultados de la compañía, cobros adicionales por almuerzo, descuentos en gimnasios y diversas marcas, capacitaciones en idiomas y convenios con universidades, formación constante y cursos.

Las fechas de la gira

   10/10 en Mar del Plata
   15/10 en Córdoba
   17/10 en Comodoro Rivadavia
   18/10 en San Juan
   17/10 en Mendoza
   24/10 en Santa Fe
   31/10 en Neuquén
   31/10 en Rosario
   31/10 en San Nicolás
   7/11 en La Plata
   14/11 en Ciudad de Buenos Aires y Gran Buenos Aires

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A partir de este mes, Argentina dejó de importar gas desde Bolivia, marcando el fin de una relación comercial que se inició en la década de 1970 y se profundizó en los últimos 20 años. Sin embargo, el desarrollo de Vaca Muerta y la finalización de obras clave han cambiado el escenario energético del país y se genera gran expectativa por ello. 

El próximo jueves 10 de octubre se inaugurará el proyecto de reversión del Gasoducto Norte, una obra financiada con una inversión total de aproximadamente 740 millones de dólares. 

De esa cifra, 540 millones provinieron de un crédito otorgado por el Banco de Desarrollo para América Latina y el Caribe (CAF). Esta obra, que cambia el sentido del flujo del gas en el ducto que anteriormente importaba gas de Bolivia, permitirá que el gas producido en Vaca Muerta llegue a las provincias del norte argentino.

Desde este mes, los usuarios residenciales, las estaciones de servicio de GNC y las industrias de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy podrán abastecerse con gas de producción local. A medida que se expandan las redes de gasoductos, los volúmenes de suministro de gas local seguirán creciendo.

El impacto económico del cambio energético

El precio promedio anual del gas producido en Argentina es de 3,5 dólares por millón de BTU (British Thermal Units), llegando incluso a bajar a 2 dólares en los meses de verano. En contraste, la importación de gas desde Bolivia costaba alrededor de 11,8 dólares por millón de BTU, mientras que las compras de gas natural licuado (GNL) tenían un valor promedio de 11,1 dólares. 

Este año, el precio promedio del gas en Argentina ha sido de 4,77 dólares, con el 90% de este abastecimiento proveniente de la producción local. Para el año 2025, se espera que la reducción de las importaciones, especialmente tras eliminar las compras a Bolivia y mantener el nivel actual de importación de GNL, reduzca el precio promedio del gas a 4,10 dólares por millón de BTU, una disminución del 14% respecto al costo actual.

Producción récord y el potencial de Vaca Muerta

La producción nacional de gas ha alcanzado cifras récord, con un pico de 153 millones de metros cúbicos diarios en agosto, el nivel más alto en los últimos 21 años. De este total, el 65% proviene de la producción no convencional de Vaca Muerta, gracias al avance de la tecnología de fractura hidráulica (fracking), que ha permitido la explotación de esta formación geológica. 

Hace dos décadas, Vaca Muerta no era considerada una opción viable debido a la dureza de su roca, pero la evolución del fracking ha cambiado el panorama.

Por otro lado, mientras Vaca Muerta aumenta su producción, las reservas de gas de Bolivia, que abastecen también a Brasil, han experimentado un notable declive. Esto genera preocupación en el país vecino, donde la generación de energía depende en gran medida de sus centrales hidroeléctricas, las cuales están sujetas a la variabilidad climática. 

Brasil ya vivió una crisis hídrica en la década de 1990, lo que motivó la construcción de un gasoducto desde Bolivia hasta ciudades como San Pablo y Porto Alegre. Sin embargo, hoy este ducto tiene una capacidad ociosa del 60%, lo que abre la posibilidad de que Argentina exporte su gas a Brasil en el futuro cercano.

Con esta expectativa, el Gobierno ha habilitado la libre competencia para la exportación de gas, un paso clave para ampliar los mercados a los que se podrá llegar con el gas de Vaca Muerta. Después de dos décadas de dependencia energética, Argentina está en camino de lograr un cambio significativo en su matriz energética. 

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La compañía Pampa Energía inauguró el parque eólico Pampa Energía VI en la zona de Bahía Blanca, en la provincia de Buenos Aires. Los trabajos demandaron una inversión de 260 millones de dólares y cuentan con una potencia instalada de 140 MW.

El acto de inauguración contó con la presencia del flamante secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, el intendente de Bahía Blanca Federico Susbielles y autoridades locales y empresarias.

Uno de ellos fue el presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin, quien destacó que «el crecimiento de las energías renovables es un claro ejemplo de que cuando hay políticas de Estado que se respetan a lo largo de los años, independientemente de los cambios de gobierno, el sector privado responde con inversiones de miles de millones de dólares”.

Mindlin explicó que “éstos proyectos generan importantes ahorros de divisas para el país. Porque en lugar de importar combustible para generar energía, que son más caros y muy contaminantes, usamos inteligentemente nuestros recursos naturales, en este caso el viento”.

Y remarcó que «el gobierno nacional está consolidando, después de muchos años, una política de déficit fiscal cero. Sabemos que los argentinos están haciendo un enorme esfuerzo, especialmente los más vulnerables. Como empresarios tenemos el deber de acompañar ese esfuerzo, continuando y acelerando nuestras inversiones en el país, generando más actividad y más empleo”.

Cómo es el nuevo parque eólico

El parque es el quinto que construye Pampa Energía al sudeste de la provincia de Buenos Aires desde 2018, y en este caso cuenta con una potencia instalada suficiente para alimentar la demanda de 200.000 hogares. Pero en conjunto, estos parques suman 427MW de generación eólica y le permiten a Pampa Energía consolidarse como una de las empresas líderes del sector.

El Parque Eólico Pampa Energía VI (PEPE VI) está compuesto por 31 aerogeneradores y es el primero en el país en estar conectado a una línea de 500 kV. Para su puesta en marcha fue necesario la construcción una estación transformadora y línea de extra alta tensión de 8 kilómetros.

Pampa es una de las mayores generadoras de energía eléctrica del país, con una potencia total de 5472MW, a través de nueve centrales térmicas, tres centrales hidroeléctricas y cinco parques eólicos. Además, según datos de Cammesa, es la empresa privada que más energía genera desde 2018, con un aporte del 15% sobre el total de la Argentina.

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El gobernador Marcelo Orrego se reunió en Londres con Adam Lundin, de la empresa Lundin, y confirmó lo adelantado por BHP sobre el buen avance de los acuerdos entre ambas compañías. Se estima que para el primer trimestre del próximo año contarán con todas las homologaciones y autorizaciones necesarias para aprobar la fusión en los proyectos Josemaría y Lundin. A partir de entonces, tanto Lundin como BHP se comprometieron a presentar un cronograma específico con los plazos del proyecto y los montos definitivos de la inversión.

En la reunión también estuvieron presentes los ministros de Minería, Juan Pablo Perea, y de Producción, Trabajo e Innovación, Gustavo Fernández. Durante el encuentro, se dialogó sobre la importancia de la próxima construcción del camino hacia la mina y el impacto positivo para la provincia de San Juan. Se destacó que la mano de obra y los proveedores que participan en la obra sean locales, compromiso que la empresa consolida.

Lundin, además, confirmó la ampliación de la exploración en el proyecto Lunahuasi, ubicado en el distrito Vicuña. Este plan de exploración, junto con los trabajos en Josemaría y Filo del Sol, consolidará al distrito Vicuña como el área de mayor exploración en Argentina en la próxima campaña, con 18 pozos en operación.

La reunión tuvo lugar en el marco de la London Metal Exchange Week, un evento que reúne a los principales actores e inversores mineros de Europa y el mundo. Este viaje fue financiado por el Consejo Federal de Inversion

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En Londres, el gobernador Gustavo Sáenz, en el marco del evento LME Week: Seminario de Metales LME 2024 (evento para los sectores mundiales de metales y minería), mantuvo un encuentro con el CEO de Rio Tinto (angloaustraliana), Jakob Stausholm, oportunidad en la que la segunda empresa minera y metalúrgica más grande del mundo con operaciones en 35 países confirmó la intención de construir una planta de carbonato de litio en la Provincia de Salta

La multinacional minera Rio Tinto ha anunciado su intención de construir una planta de carbonato de litio en la provincia de Salta como parte de su estrategia para expandir su participación en el mercado de minerales críticos. La empresa se acogerá al Régimen de Fomento de Inversión para las Exportaciones (RIGI), con el objetivo de producir 50.000 toneladas anuales de carbonato de litio.

El proyecto representará una inversión de 2 mil millones de dólares, lo que lo convierte en una de las mayores iniciativas industriales en la región. La planta está programada para comenzar su construcción el próximo año y se espera que impulse el desarrollo económico de la zona, generando empleo y fomentando la innovación tecnológica en minería sostenible.

Durante la reunión el Gobernador Sáenz agradeció al CEO de la empresa minera por confiar en Salta ya que dicho proyecto “desarrollará una oportunidad para promover el crecimiento económico, generar empleo y posicionar a Salta y la región como un actor clave en la producción de litio a nivel mundial”. Además tiene como objetivo implementar tecnologías sostenibles para minimizar el impacto ambiental durante la extracción y procesamiento del mineral.

Este anuncio consolida a Rio Tinto como un actor clave en el suministro de litio, un mineral esencial para la producción de tecnologías vinculadas a la transición energética global.

Rio Tinto tiene presencia en Salta con el proyecto de litio Rincón, donde la empresa prevé invertir U$350 millones en la construcción de una planta de procesamiento de carbonato de litio grado batería, con entrada en producción estimada para fin de año, mientras trabaja en el desarrollo de una planta mayor.

Está ubicado en el Salar de Rincón, departamento Los Andes, fue adquirido por Rio Tinto a principios de 2022 con una inversión de 825 millones de dólares. Está con la construcción de una planta de procesamiento de carbonato de litio grado batería con una capacidad de 3000 toneladas anuales con tecnología de extracción directa.

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La formación de Vaca Muerta, pilar fundamental de la producción de petróleo y gas no convencional en Argentina, experimentó una significativa reducción en su actividad de fracking durante el mes de septiembre, según revela un informe reciente de Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage.

Los datos muestran que en septiembre se completaron 1.403 fracturas en el segmento shale, lo que representa una caída del 4,65% en comparación con las 1.465 punciones registradas en agosto. Esta disminución posiciona a septiembre como el tercer mes con menor actividad en lo que va del año, superado únicamente por enero y febrero.

“Esta baja en las etapas de fractura refleja una tendencia preocupante en la producción de la formación no convencional de Vaca Muerta”, comentó un analista del sector. “Si bien las fluctuaciones en la actividad productiva no son inusuales, áreas clave como Fortín de Piedra, El Mangrullo, Aguada Pichana Este, Rincón del Mangrullo y Sierra Chata han mostrado una reducción en su producción, contribuyendo a esta caída general”.

En cuanto a lo que hace a empresas de servicio, Halliburton y Schlumberger se encuentran participando en el 61% de las operaciones en Vaca Muerta. Halliburton completó 470 fracturas distribuidas entre 9 para Tecpetrol y 438 para YPF. Por su parte Schlumberger completó 383 operaciones repartidas entre 136 para Vista y 247 para YPF.

Asimismo, Calfrac desarrolló 164 punciones para PAE. Mientras que Tenaris desarrolló 241 fracturas correspondiendo 133 para Tecpetrol y 108 para Phoenix. La empesas Weatherford realizó 145 etapas de fractura para Pluspetrol.

Expertos del sector señalan varios factores que podrían estar contribuyendo a esta disminución:

1. Las fluctuaciones en los precios internacionales del petróleo y el gas, que pueden influir en las decisiones de inversión de las empresas operadoras.

2. Desafíos operativos relacionados con las condiciones geológicas y técnicas en ciertas áreas de la formación.

3. Posibles cambios en las políticas gubernamentales y regulaciones ambientales que podrían estar impactando en la actividad de fracking.

La caída en la actividad no solo afecta la producción de hidrocarburos, sino que también tiene repercusiones en la economía local. “Una menor actividad puede traducirse en una reducción de empleos tanto temporales como permanentes, así como en una disminución en la demanda de servicios y suministros relacionados con la industria”, explicó un economista local.

A pesar de estos datos desalentadores, las perspectivas a largo plazo para Vaca Muerta siguen siendo positivas. La formación continúa siendo una de las reservas de shale más grandes del mundo, y los expertos esperan que la actividad se recupere a medida que las condiciones del mercado mejoren y se implementen nuevas tecnologías para optimizar las operaciones.

“Es importante recordar que la industria del petróleo y gas es cíclica por naturaleza”, comentó Fucello. “Aunque septiembre haya sido un mes flojo, Vaca Muerta sigue siendo un activo estratégico para Argentina y su potencial a largo plazo permanece intacto”.

Importancia de Conocer las Etapas de Fractura en Argentina

Métrica de Actividad: En Argentina, la actividad de los yacimientos no convencionales se mide en términos de etapas de fractura, a diferencia de los yacimientos convencionales que se miden por cantidad de pozos o equipos de perforación activos.

Indicador Económico: Las etapas de fractura se han convertido en un indicador preciso de la actividad económica del sector, tanto directa como indirectamente, y son utilizadas por el sector privado y público.

Predicción de Producción: Estudios muestran una correlación directa entre la cantidad de etapas de fractura y la producción futura de hidrocarburos, haciendo crucial medir estas etapas tanto a nivel sectorial como empresarial.

Composición de una Etapa de Fractura:Arena: Aproximadamente 250 toneladas.Agua: 1.500 m³ inyectados a más de 10.000 PSI en boca de pozo.

Relevancia Económica: La cantidad de etapas de fractura permite medir el movimiento económico, de equipamiento y logístico asociado, facilitando la predicción de la producción inmediata de hidrocarburos.

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Pluspetrol, compañía líder en exploración y producción de hidrocarburos, ha sellado un acuerdo con la provincia de Neuquén para ceder parte de su línea de media tensión, lo cual permitirá proveer electricidad a un nuevo sector urbano de la meseta de la ciudad, recientemente incorporado al tejido municipal a través de la Ley Nº 3332. 

El convenio fue firmado por el Gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, el Country Manager de Pluspetrol en Argentina, Julián Escuder, y el presidente del Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN), Mario Moya.

“Este acuerdo es un paso clave, tanto para la comunidad como para nuestras operaciones en Neuquén; refleja nuestro compromiso con la infraestructura energética que es un pilar fundamental para el desarrollo urbano planificado”, destacó Julián Escuder, Country Manager de Pluspetrol en Argentina.

Como parte del entendimiento, la compañía cederá al EPEN una parte del trazado de su línea de media tensión de 33 KV, permitiendo la construcción de una nueva de alta tensión de 132 KV desde la estación transformadora Centenario. Esta infraestructura no solo garantizará el suministro eléctrico al nuevo sector urbano, sino que también fortalecerá la red energética para Pluspetrol y otros actores importantes de la región.

El proyecto permitirá a la provincia avanzar en su Plan Maestro de Urbanización, asegurando que los nuevos desarrollos cuenten con un servicio eléctrico seguro y eficiente. Además, la línea de alta tensión será fundamental para la transmisión de la energía generada por el futuro Parque Solar, que en su fase inicial proveerá 50 MW con potencial de expansión, contribuyendo así al uso de energías renovables y a la protección del medioambiente.

Este acuerdo refleja el compromiso de Pluspetrol con el desarrollo de la infraestructura en la provincia del Neuquén. La estación transformadora y la nueva línea de 132 KV no solo abastecerán a los nuevos desarrollos, sino que también conectarán al Parque Solar con el Sistema Interconectado Nacional, mejorando la estabilidad y confiabilidad del suministro eléctrico en toda la región.

Pluspetrol es una compañía de energía privada, internacional e independiente con foco en exploración y producción de hidrocarburos. Tiene su origen en Neuquén Argentina, hace más de 45 años. Pluspetrol tiene presencia en Argentina –donde es el cuarto productor de gas y de petróleo-, en Perú –donde es el primer productor de gas y de petróleo–, en Colombia, Ecuador, Estados Unidos, Países Bajos, y Uruguay.

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