El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, presentó en la sede de New York Stock Exchange (NYSE) el plan estratégico para los próximos 5 años, acompañado por los principales miembros del management de la compañía. “Vamos a hacer una YPF de 1 millón de barriles equivalentes para el 2030”, confirmó Marín ante los principales analistas e inversores que siguen con atención lo que ocurre en Vaca Muerta.

En el plan a 5 años se estima que la compañía alcanzaría una producción de 1 millón de barriles equivalentes día (BOE/día). Si se toma la producción con los socios, la compañía va a operar 2 millones de BOE día para 2030.

La inversión se ubicaría en torno a los 7.000 millones de dólares y el EBITDA alcanzaría los 11.000 millones de dólares en un escenario de precios de crudo a 70 dólares. De todas maneras, el presidente de YPF aclaró que “la compañía es resiliente a precios bajos de crudo.

“Con un barril a 45 dólares vamos a poder desarrollar todo el plan y poner en valor Vaca Muerta”, afirmó.

El foco en la eficiencia y la mejora continua le permitirá a la compañía poder desarrollar Vaca Muerta a 5 dólares el barril, lo que ubica a YPF en forma muy competitiva en el mundo. “Vamos a ser una de las 10 mejores productoras de shale del mundo y la primera exportadora de la Argentina”, remarcó Marín.

Para este año, YPF prevé invertir 5.000 millones de dólares de los cuales el 65 % se destinarán al desarrollo de Vaca Muerta. El objetivo es alcanzar una producción de 190.000 barriles para fin de 2025.

“Es un crecimiento extraordinario el que vamos a lograr en dos años. Estamos muy orgullosos de lo que estamos haciendo en YPF”, señaló Marín.

El EBITDA se ubicaría en el orden de los 5.000 millones de dólares en función de la volatilidad del crudo en el mercado mundial. También, se redujo la necesidad de financiamiento de deuda para este año y la exposición al mercado internacional.

A partir de este plan estratégico, YPF tiene como objetivo ubicarse entre las 10 empresas más importantes del mundo en no convencional, líder en el sector de refinación y producción de combustibles, primera exportadora del país, y con una situación financiera sustentable que le permita generar valor para el país y sus accionistas, se indicó.

Naturgy Argentina celebra su destacado desempeño en el reciente ranking de Las 100 mejores empresas en Imagen, elaborado por SEL Consultores y publicado por la prestigiosa Revista Apertura en su edición 2025. La compañía se ubicó en el tercer puesto de la categoría Servicios públicos, consolidando su liderazgo y compromiso en el sector energético.

Este reconocimiento subraya la trayectoria y el esfuerzo continuo de Naturgy Argentina por brindar un servicio esencial y de excelencia a sus clientes en todo el país. La posición alcanzada refleja el profesionalismo de sus equipos, la constante inversión en infraestructura y tecnología, y
el compromiso con la innovación y la sostenibilidad, en un contexto de rebranding para sus tres compañías: Naturgy BAN, Naturgy NOA y Naturgy San Juan que ahora son Naturgy Argentina.

“Este puesto en el ranking de Apertura nos impulsa a seguir trabajando con la misma pasión y compromiso para ofrecer un servicio de calidad que contribuya al bienestar de la sociedad y al desarrollo del país. Estamos en un proceso de transformación y unificación de procesos que
mejoran a diario nuestro vínculo con los clientes”, aseguró Veronica Argañaraz y mi cargo.

El ranking de la Revista Apertura se ha convertido en un clásico en el ámbito empresarial argentino y su elaboración considera diversos factores como la confiabilidad, la ética ytransparencia en los negocios, la inversión en el país y la gestión sustentable de las empresas. La
encuesta es respondida por empresarios, consultores y periodistas. La posición alcanzada por Naturgy Argentina en la categoría Servicios públicos es el resultado del trabajo de todos los equipos de la empresa que construyen a diario la reputación de la marca.

Naturgy Argentina agradece este importante reconocimiento y reafirma su compromiso de seguirtrabajando para ofrecer un servicio energético , eficiente y sostenible para todos los argentinos.

Acerca de Naturgy Argentina

Es una compañía multinacional líder en el sector energético y pionera en la integración del gas y la electricidad en Latinoamérica y
España con presencia en más de 20 países. Naturgy Argentina es accionista mayoritario de las empresas Naturgy BAN, Naturgy
NOA y Naturgy San Juan.

El gobierno nacional estableció, a través del decreto 263/2025, un plazo de QUINCE (15) días contados a partir del jueves 10 de abril para llamar al Concurso Público Nacional e Internacional para “la venta del paquete accionario mayoritario o controlante de las sociedades ALICURÁ HIDROELÉCTRICA ARGENTINA S.A., CHOCÓN HIDROELÉCTRICA ARGENTINA S.A., CERROS COLORADOS HIDROELÉCTRICA ARGENTINA S.A. y PIEDRA DEL ÁGUILA HIDROELÉCTRICA ARGENTINA S.A.

El concurso público referido fue dispuesto por el Decreto 718 del mes de agosto de 2024, modificado por el Decreto 895/2024, y comprende a esas usinas hidroeléctricas patagónicas que, realizadas por el Estado Nacional, fueron concesionadas por 30 años a operadores privados en la década del 90, y ya caducaron. La Administración Milei dispuso entonces ahora esta venta accionaria mayoritaria.

A través del decreto 718/24 se dispuso que dentro de los 180 días corridos siguientes a su entrada en vigencia, la Secretaría de Energía (en la órbita del ministerio de Economía) llamaría a Concurso Público Nacional e Internacional ” competitivo y expeditivo”, para la venta del paquete accionario mayoritario o controlante de cada una de las Sociedades mencionadas. Energía fijará las pautas del mencionado concurso.

A través del Decreto 644/2024 se creó la “AGENCIA DE TRANSFORMACIÓN DE EMPRESAS PÚBLICAS” como Unidad Ejecutora Especial Temporaria, en el ámbito de Economía.

Mediante el Decreto 895/24 se estableció que dentro de los 180 días corridos siguientes a su entrada en vigencia la referida Agencia de Transformación de Empresas Públicas en coordinación con la S.E. llamarían al Concurso para vender el paquete accionario mayoritario de cada una de las hidroeléctricas.

También se dispuso su participación conjunta en la elaboración y aprobación de los Pliegos de Bases y Condiciones Generales y Particulares y demás documentación contractual necesaria para llevar adelante las privatizaciones.

Desde el momento en que estaban a punto de caducar las concesiones antes referidas los gobiernos de las provincias del Neuquén y de Río Negro -sobre cuyos ríos se construyeron las hidroeléctricas- plantearon al gobierno nacional anterior su interés en participar de la futura operación de estas Centrales. Incluso se analizó la creación de una Sociedad Nación-Provincias.

Con el cambio de gobierno esa alternativa fue descartada, pero con el compromiso de que el nuevo esquema privatizador sería puesto a la consideración técnica y económica de ambos gobiernos provinciales. Cuestiones tales como las regalías y los precios de la energía generada para sus provincias forman parte del menú en el análisis.

Por ello, en los considerandos de nuevo decreto ahora oficializado se hace hincapié en que “teniendo en cuenta lo solicitado en la Nota del 7 de abril de 2025 por los Gobernadores de las Provincias del Neuquén y de Río Negro (Rolando Figueroa y Alberto Weretilneck), resulta pertinente establecer un nuevo plazo para llamar a Concurso Público Nacional e Internacional, de modo que dichas provincias cuenten con un término razonable para que sus equipos técnicos puedan hacer un análisis completo del proceso que se inicia y así poder transmitir al Estado Nacional una acabada respuesta sobre el tema”.

Entonces, Energía comunicó que “se prorrogan al 25/4 las concesiones de las 4 centrales hidroeléctricas del Comahue”. Y que “De esta forma, el 25/4 será la fecha en que se convoque a concurso público nacional e internacional para vender el paquete accionario mayoritario de cada una de las 4 sociedades y que continúen siendo operadas por empresas privadas”.

“El plan sigue siendo la concesión por 30 años”, Y “la prórroga es para poder seguir trabajando conjuntamente con las provincias de Rio Negro y Neuquén”, indicó la cartera a cargo de María Tettamanti.

Hay viajes que nos llevan lejos, y otros que nos acercan a lo esencial. En su cuarta temporada, “Bitácora de Viaje” vuelve para revelarnos esos relatos que laten en los rincones más sorprendentes de la Patagonia. Conducido por el escritor y periodista Leandro Vesco, este ciclo de Camuzzi nos invita a descubrir la magia de Río Negro a través de su gente y sus historias de esfuerzo, creatividad y transformación.

“Viajar es mucho más que moverse de un lugar a otro. Es escuchar, sorprenderse y emocionarse con cada historia. En esta nueva temporada, confirmamos una vez más que las mejores historias están donde menos te lo esperas”, destaca Leandro Vesco quien recorrió con su equipo 9.000 km de ruta y caminos para grabar esta producción.

En los primeros episodios, “Bitácora de Viaje” nos sumerge en cuatro destinos de Río Negro, donde la realidad supera la ficción y cada relato deja huella:
Las Grutas – Sillas anfibias: inclusión en el paraíso del Golfo San Matías

Las Grutas es mucho más que el balneario más importante de la Patagonia. Es un oasis de aguas cálidas y arenas doradas, un lugar donde el mar abraza con su oleaje templado. Pero el verdadero tesoro de este episodio no está solo en sus playas, sino en el espíritu de inclusión que las recorre: una escuela técnica, con el apoyo de Camuzzi, diseñó y donó sillas anfibias para que todas las personas puedan disfrutar del mar sin barreras. Un homenaje a la creatividad y la empatía que redefine lo que significa veranear en libertad.

San Antonio Oeste – Una vida dedicada a ayudar

San Antonio Oeste es una joya en la costa rionegrina, famosa por su puerto de aguas profundas y sus productos de mar. Pero detrás de la brisa salina y las postales de ensueño, se esconde una historia de sacrificio y solidaridad. Mónica Sosa ha convertido su vida en un puente hacia el bienestar de los demás. Junto a su hija, administra el parador Caribe Patagónico en la idílica playa Punta Perdices, donde el mar es tan cristalino que parece un espejo del cielo. Aquí, los viajeros no solo encuentran buena comida, sino un refugio donde cada plato cuenta una historia de amor y esfuerzo

Viedma – El secreto de los mejores dulces y frutos secos

A orillas del majestuoso río Negro, Viedma despliega su encanto entre chacras y frutales. Es aquí donde la tierra fértil da vida a uno de los emprendimientos más fascinantes de la Patagonia: Zopilote. Detrás de cada frasco de dulces caseros y cada puñado de nueces se esconde un secreto familiar que ha trascendido generaciones. Este episodio nos invita a recorrer el alma de una tradición que combina el sabor, la paciencia y el amor por lo auténtico.

Las Grutas – Rocas Coloradas: el misterio de una biblioteca frente al mar
Hay lugares que parecen sacados de un sueño, y Rocas Coloradas es uno de ellos. A solo cinco kilómetros de Las Grutas, el tiempo se detiene entre formaciones rojizas de feldespato que emergen como testigos milenarios de la historia geológica de la Tierra. En este escenario místico, Mailén Hughes ha construido una biblioteca de adobe donde los viajeros pueden perderse en la lectura con el mar como telón de fondo. ¿Qué secretos esconden estas páginas abiertas al viento? Un episodio que nos recuerda que la cultura y la naturaleza pueden fusionarse para crear algo extraordinario.

La cuarta temporada de “Bitácora de Viaje” promete despertar emociones y revelar la esencia de la Patagonia como nunca antes. No te pierdas esta travesía única: seguí los episodios en las redes sociales de Camuzzi (@camuzzigas) y suscribite a su canal de YouTube para descubrir cada historia en primera persona.

Acerca de la compañía

Camuzzi es la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina en términos de volumen, cubriendo el 45% del territorio nacional en dos regiones contiguas. Bajo un complejo sistema de gasoductos de transporte, ramales y redes de distribución que supera los 60.000 km lineales de extensión, la compañía abastece a más de 2.000.000 de usuarios de siete provincias del país: Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego.

La Secretaría de Energía de la Nación oficializó la prórroga por diez años de la concesión de explotación sobre el lote Aries Norte, ubicado en la Cuenca Marina Austral, a partir del 7 de noviembre de 2027 y hasta el 6 de noviembre de 2037. La medida alcanza al consorcio conformado por Total Austral S.A. Sucursal Argentina (37,5 %), Wintershall Dea Argentina S.A. (37,5 %) y Pan American Sur S.A. (25 %).

El yacimiento Aries Norte, geológicamente vinculado con el área Aries, enfrenta una etapa de producción declinante, afectada por inestabilidad en los pozos horizontales Ari.PH-2 y Ari.PH-3. No obstante, las empresas titulares presentaron un plan de inversiones por 27 millones de dólares, aprobado como condición para la vigencia de la concesión.

Durante 2024, la producción promedio fue de 1,5 millones de metros cúbicos diarios de gas y 63 metros cúbicos diarios de petróleo, con reservas estimadas al cierre de 2023 de 2.775 millones de metros cúbicos de gas y 193 mil metros cúbicos de petróleo.

En el nuevo esquema aprobado, las empresas abonarán al Estado nacional un porcentaje del quince por ciento (15 %) en concepto de regalías sobre el producido de los hidrocarburos extraídos. Este porcentaje se ajusta a lo previsto por la Ley 17.319 y sus normas complementarias.

La resolución confirma además que las firmas no registran deudas líquidas ni exigibles en materia de canon ni de regalías, y que han cumplido con los requisitos ambientales vigentes.

Regalias

Si bien la ley establece como regla general una regalía del doce por ciento (12 %), los acuerdos de prórroga o nuevas concesiones pueden incluir porcentajes superiores —como el quince por ciento (15 %) dispuesto en este caso— siempre que exista acuerdo expreso con el Estado y se respeten los marcos legales vigentes

Por su parte, el canon es un pago periódico y fijo que los concesionarios deben abonar por la mera tenencia del derecho de explotación sobre un área determinada, independientemente de que exista o no producción efectiva. Su función es evitar el acaparamiento especulativo del recurso, garantizar la ocupación activa del subsuelo y reflejar un compromiso mínimo con el desarrollo del área.

Las regalías, por su parte, constituyen un porcentaje sobre el valor comercial de los hidrocarburos efectivamente extraídos. Funcionan como una retribución económica al Estado por la transferencia temporal del recurso natural. El porcentaje base fijado por ley es del doce por ciento (12 %), aunque puede elevarse hasta el quince por ciento (15 %) o más en función de acuerdos específicos o del régimen que se aplique, como se observa en este caso.

Ambos instrumentos son esenciales para equilibrar el incentivo a la inversión privada con la captación pública de renta petrolera. En yacimientos maduros como Aries Norte, donde los costos unitarios tienden a subir, el anticipo de las prórrogas puede permitir extender la vida útil del campo mediante técnicas de recuperación mejorada, al tiempo que se asegura la continuidad fiscal del ingreso por regalías.

En suma, la decisión oficial busca preservar la sostenibilidad productiva del área y al mismo tiempo asegurar una renta razonable para el Estado, en un escenario energético que requiere previsibilidad y estímulo a la inversión de largo plazo.

YPF Luz inauguró su quinto parque renovable en la localidad de General Levalle, a 380 kilómetros de la ciudad de Córdoba. Cuenta con tecnología de vanguardia y dimensiones sin precedentes al tener los aerogeneradores de mayor potencia en el país.

Con un total de 25 aerogeneradores de 6,2 MW de potencia totaliza 155 MW de energía renovable y eficiente; un 50 % más que la media instalada (4 a 4,5 MW) en la mayoría de parque eólicos de Argentina, que necesitan de aproximadamente 30 aerogeneradores o más para alcanzar la misma potencia total.

Es una de las obras de mayor envergadura para YPF Luz, que requirió una inversión de más de 250 millones de dólares.

La energía que produce el parque se comercializa a clientes industriales a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). Para este proyecto, se firmaron nuevos contratos de abastecimiento de energía (conocidos como PPA’s) con 40 clientes, demostrando la confiabilidad que tienen las empresas argentinas en YPF Luz.

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, destacó: “Sentimos un gran orgullo al inaugurar un nuevo parque renovable en la provincia de Córdoba”. Y agregó: “Este parque demuestra nuestro compromiso con el crecimiento energético de Argentina, al acompañar a las empresas e industrias del país con un abastecimiento energético confiable y costo- eficiente que les permite descarbonizar operaciones. Agradezco a todos los que nos acompañaron en este camino para ver materializado este nuevo hito”.

El acto de inauguración, que se llevó a cabo en las inmediaciones del parque, contó con la presencia del gobernador de la provincia de Córdoba, Martín Llaryora; la intendenta de General Levalle, Laura Rodríguez Paredes y el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano.

Además, estuvieron presentes clientes de las industrias y empresas que ya operan con energía renovable del parque.

Con la inauguración del Parque Eólico General Levalle, la compañía alcanza una capacidad instalada total de 3,4 GW, de los cuales 652 MW corresponden a energía renovable.

Durante 2025 continuará con la construcción de proyectos como el Parque Eólico CASA, en Olavarría, y el Parque Solar Fotovoltaico El Quemado, en Mendoza. De esta manera superará los 3,8 GW de potencia instalada total, de los cuales más de 1GW serán renovables.

Parque Eólico General Levalle en números

• Inversión: más de U$S 250 MM.
• Factor de capacidad estimado: más del 50 %.
• Capacidad instalada: 155 MW.
• Energía equivalente a las necesidades de más de 190.000 hogares.
• Más de 300 personas empleadas durante la construcción.
• Tecnología de los aerogeneradores: Vestas.
• Potencia máxima de cada aerogenerador: 6,2 MW.
• Palas: 79,35 m (10 metros más altas que el obelisco).
• Área de barrido: 20.612 m2 (equivalente a la superficie de cuatro canchas de fútbol).
• Para la conexión de PEGL a la red nacional de interconexión, YPF Luz construyó una
  subestación eléctrica y un edificio de control, instalaciones que permiten conectar la energía del parque al sistema eléctrico.

TGN fue reconocida recientemente por Great Place to Work entre las empresas que ponen a las personas en el centro de su estrategia, privilegiando el bienestar laboral. El ranking evaluó a 340 empresas argentinas y, en la categoría de 251 a 1000 colaboradores, TGN fue reconocida entre los Mejores Lugares para Trabajar (GPTW).

La encuesta realizada por la prestigiosa ONG arrojó óptimos resultados que reflejan las experiencias y emociones de quienes integran el plantel de TGN:

• 89% de sus empleados considera que es un excelente lugar para trabajar, un porcentaje superior al promedio de las empresas del mercado que se sitúa en el 85%;
• 92% de los empleados considera que los líderes de Transportadora de Gas del Norte gestionan el negocio de manera honesta y ética;
• 89% valora la flexibilidad para equilibrar su vida personal y profesional;
• 90% del personal percibe un trato justo sin importar su posición dentro de la empresa;
• 93% se siente orgulloso de trabajar allí;
• 89% asegura que puede mostrarse tal cual es en su lugar de trabajo.

Estos guarismos adquieren mayor relevancia si se tiene en cuenta que en la plantilla de TGN conviven cuatro generaciones distintas con una vasta heterogeneidad entre sus colaboradores.

Alejandro Pacini, director de Recursos Humanos de TGN, expresó: “Trabajamos en cultivar una mentalidad que impulse a las personas a pensar diferente y atreverse a probar ideas que nos lleven a un siguiente nivel como organización. Para esto, es clave que se sientan seguras de expresarse, opinar y cuestionar, estimulando la creatividad a través de la combinación de perfiles y experiencias. Es un win-win, en donde las personas tienen la oportunidad de aprender de otros y a la vez trabajamos para acompañar a la estrategia de la compañía”.

TGN recibe con orgullo este reconocimiento, que pone en valor la gestión diaria y las actividades que se llevan adelante para promover un buen clima laboral que potencie el crecimiento profesional de cada uno de los integrantes de la compañía.

Acerca de TGN

TGN es la operadora regional de ductos y proveedora de soluciones confiables para el desarrollo de proyectos energéticos.

Opera y mantiene 11.256 km de gasoductos de alta presión y 22 plantas compresoras y es la responsable de transportar el 40% de gas inyectado en gasoductos troncales argentinos a través de los Gasoductos Norte y Centro Oeste.

Su ubicación geográfica estratégica en el país y en la región la convierte en el único operador que vincula sus gasoductos a nivel regional con Chile, Brasil, Bolivia y Uruguay.

Su sólida experiencia en la industria y un equipo de profesionales altamente calificado le permite brindar servicios de alta especificidad para la industria nacional y regional.

El accionista controlante de TGN es Gasinvest S.A. (una sociedad conformada en partes iguales por Tecpetrol S.L. y Compañía General de Combustibles S.A.) que posee el 56% del capital social; el 24% le pertenece a SouthernCone Energy Holding Company Inc. y el 20% restante cotiza en Bolsas y Mercados Argentinos S.A. (BYMA).

YPF inauguró el Real Time Intelligence Center (RTIC) en el Complejo Industrial La Plata. Este centro de operaciones en tiempo real permite optimizar los procesos de producción de combustibles, lubricantes y especialidades petroquímicas, optimizando costos y mejorando la productividad.

“Hoy inauguramos el Real Time Intelligence Center, que es el primero de su tipo en el downstream en la Argentina. Lo que nosotros queremos hacer es poner a YPF muy alto, que sea la mejor compañía de Latinoamérica y, ¿por qué no?, del mundo, y que sea reconocida por su eficiencia, productividad y generación de valor para la compañía y para nuestro país”, afirmó el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.

Desde la sala RTIC, ubicada en el tercer piso del edificio de Administración del Complejo Industrial, se pueden observar en tiempo real las operaciones de todas las unidades con la finalidad de corregir desvíos para optimizar la producción y obtener mejores rendimientos por barril procesado.

El RTIC constituye un hito para el sector Downstream de YPF ya que permitirá lograr mayores niveles de eficiencia en la producción y llevar las operaciones a un nivel superior.
Real Time Intelligence Center.

La sala funciona las 24 horas los 365 días del año. Trabaja un equipo de once ingenieros, cuya responsabilidad es mantener las unidades en su punto óptimo de performance.

Con toda la información disponible, sumada a la utilización de elementos de Inteligencia Artificial (IA), los operadores de la sala puedan tomar – minuto a minuto- las mejores decisiones, midiendo con precisión cuándo se generan desvíos en algún eslabón de la cadena de la cadena de producción.

El RITC constituye un pilar clave de la estrategia 4×4 de la compañía que tiene como objetivo, entre otros, aprovechar todo el potencial de las operaciones de YPF.

La Refinería La Plata es la más importante de la Argentina y la compañía trabaja para posicionarla como la mejor de la región en el marco de su centenario.

Acerca del alterado contexto internacional y los precios del petróleo a la baja por estos días, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, afirmó “Estoy convencido de que la energía es un compromiso a largo plazo”. “En mi vida he visto el barril a 8 dólares, a menos 36 dólares, subir y bajar mucho la cotización, pero en YPF estamos en camino a convertirnos en una compañía del No Convencional, lo que nos permite ser resilientes ante los precios bajos del crudo”.

“En YPF salimos de todos los campos maduros porque no era para YPF, y nos hicimos resilientes a 45 dólares el barril. Con ése precio podemos desarrollar todo Vaca Muerta”, afirmó en declaraciones periodísticas (Infobae).

La cotización del crudo Brent se ubicaba el martes en torno a los 64 dólares el barril, en tanto que el crudo WTI rondaba los 61 dólares el barril.

Marín enfatizó que “en YPF hemos cambiado porque realizamos una curva de aprendizaje. Hoy somos una compañía que produce (crudo y gas) en el No Convencional, y nuestrsas inversiones van al No Convencional”, y afirmó que podemos producir “con un barril a un precio de 45 dólares por supuesto que ganamos menos plata, pero no perdemos plata”.

“Hoy competimos de manera sólida con el Permian (formación geológica del NC) de los Estados Unidos”, señaló.

Acerca de la situación internacional opinó que “afrontamos las incertidumbres propias de grandes negociaciones, hay escenarios para arriba, para abajo”, pero no apuesta a un escenario apocalíptico “Las cosas caen, y empiezan a rebotar después”, graficó en el aire.

La Secretaría de Energía de la Nación publicó, a través de la Resolución 147/2025, el procedimiento y las condiciones de seguridad que tendrán que cumplir las estaciones de servicio para operar en la modalidad de autodespacho (de los usuarios) de combustible líquido.

El nuevo procedimiento, comunicó la cartera a ccargo de María Tettamanti, “será más fácil y más rápido debido a que se quitan diferentes trabas burocráticas”. “Se le brinda más autonomía a los operadores, que ya no tendrán que pedir autorización a la Secretaría de Energía antes de adaptar la estación para el autodespacho”.

Además, se indicó, “una vez finalizados los trabajos, la entidad auditora presentará la documentación ante la Secretaría de Energía y en ese momento la estación ya podrá comenzar a funcionar en esta nueva modalidad, evitando demoras para la empresa”.

“La implementación del autodespacho de combustible líquido será optativa, a elección de los expendedores, quienes podrán aplicarla en sus instalaciones de forma total, simultánea o alternada”, describió Energía.

Y detalló que “la desregulación de este sector, que comenzó con el Decreto 46/2025 de enero último, tendrá un beneficio directo para los usuarios ya que garantizará un servicio continuo durante las 24 horas, a la vez que le dará más libertad a los estacioneros”.

La medida venía siendo solicitada por las entidades empresarias expendedoras de combustibles, y de hecho en los últimos meses varias de ellas preanunciaron su apoyo en comunicados.

La publicación oficial de la resolución 147 se concretó 48 horas antes del paro nacional dispuesto por la CGT, que tiene a uno de sus co-secretarios generales representante del sindicato de trabajadores de estaciones de servicio.

Energía puntualizó que “la medida (de autodespacho por parte del usuario particular) permitirá la aplicación de nuevos modelos y tecnologías, la optimización de la seguridad y funcionalidad de las instalaciones y su adaptabilidad en función de la demanda”.

“El autodespacho ofrecerá una garantía para la integridad física de los trabajadores de las estaciones de servicio que, en determinadas zonas del país, se ven expuestos durante el horario nocturno a reiteradas situaciones de violencia e inseguridad”, se argumentó.

“A su vez, para hacer posible esta nueva modalidad, será importante la responsabilidad de los operadores para trabajar de manera profesional, cumpliendo los lineamientos de la resolución de la Secretaría”, señala Energía.

Dicha cartera, bajo la órbita del ministerio de Economía, destacó que “con esta medida, el Gobierno Nacional avanza en su camino por garantizar una amplia libertad en la circulación de bienes y servicios y de simplificar y eliminar las trabas burocráticas que afectan su normal prestación, promoviendo el desarrollo de la industria y ampliando la oferta de servicios para los consumidores”.

Los empresarios expendedores de combustibles nucleados en CECHA y todas sus Cámaras y Federaciones asociadas comunicaron que “los propietarios de estaciones de servicio no adherimos al paro general dispuesto por la CGT para el día 10 de abril”.

“En consecuencia, nuestros establecimientos a lo largo y lo ancho del país continuarán su actividad con absoluta normalidad, respetando en todo caso el derecho de huelga de aquellos empleados que decidieran acompañar la medida”, señalaron.

En ese contexto, el Sindicato de Obreros y Empleados de Estaciones de Servicio SOESGyPE confirmó su adhesión plena a la medida y dispuso que las bocas de expendio trabajen únicamente con un cronograma de emergencia para asistir a ambulancias, bomberos y fuerzas de seguridad.

“No habrá carga de combustible durante toda la jornada del jueves. Solo se atenderán urgencias. Las estaciones no abrirán al público general”, confirmó Carlos Acuña (h), secretario adjunto del gremio, en diálogo con surtidores.com.ar.

América Latina y el Caribe avanza en su transición energética, alcanzando un 69 % de renovabilidad, con liderazgo de la hidroenergía y la energía solar.

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) presentó su Nuevo Reporte de Generación Eléctrica en América Latina y el Caribe (ALC), que ofrece un análisis detallado del comportamiento del sistema eléctrico en la región. El informe incluye datos sobre generación eléctrica, participación de las distintas fuentes de energía, así como comparaciones interanuales, mensuales y variaciones estacionales.

Además de los datos correspondientes al mes de diciembre de 2024, se incorporó un análisis detallado de la generación eléctrica a lo largo de todo el año.

Durante 2024, América Latina y el Caribe registró un incremento de 5,5 % en la generación eléctrica, impulsado principalmente por la expansión de centrales eólicas y solares fotovoltaicas, y por una mayor participación del gas natural en la matriz eléctrica regional.

Un desglose de las fuentes de generación de electricidad en 2024 permitió establecer que la Hidroenergía representó el 45 % del total, el Gas natural: 25 %, la energía Eólica: 12 %, la de fuente Solar: 7 %, la Bioenergía: 4 %, el Carbón mineral: 2 %, la energía Nuclear: 2 %, los Derivados del petróleo: 2 %, y la Geotérmica: 1 por ciento.

El informe de la OLADE destaca que “gracias a esta diversificación, el índice de renovabilidad —que mide la proporción de electricidad generada a partir de fuentes renovables— alcanzó el 69 por ciento”.

En términos mensuales, se evidencian patrones estacionales:

Agosto de 2023: peak de generación de 151 TWh; Mayo de 2024: peak de generación máximo anual con 159 TWh, Diciembre de 2024: 149 TWh, lo que representa un aumento interanual del 1,3 % frente al mismo mes de 2023.

En diciembre de 2024 la hidroenergía lideró con 46 % de participación y la generación renovable total alcanzó los 109 TWh. El informe destaca que alrededor de diez países de la región superaron el 75 % de renovabilidad, al tiempo que se observaron disminuciones significativas en el uso de fuentes no renovables: Derivados del petróleo: -62 %, Carbón mineral: -49 por ciento.

“Este avance reafirma el compromiso de la región con la sostenibilidad y la seguridad energética, posicionando a América Latina y el Caribe como referente global en la transición hacia un sistema eléctrico más limpio y resiliente”, señala el informe.

Descarga el reporte en el siguiente enlace: https://www.olade.org/publicaciones/reporte-de-generacion-electrica-en-america-latina-y-el-caribe/

Oldelval, líder en el segmento de transporte de petróleo por oleoducto y actor clave en el desarrollo de la Cuenca Neuquina, encabezó la inauguración del Proyecto Duplicar, una obra de infraestructura que aumentará de forma permanente la capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina hacia el Atlántico para acompañar el crecimiento de producción de crudo de Vaca Muerta. La obra requirió una inversión de USD 1.400MM.

El acto, que contó con la participación de la Secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti se llevó a cabo en la Estación de Bombeo Allen de Oldelval (Ruta 6 – km 10,9 – Rio Negro) y, además, se trasmitió en vivo por el canal de YouTube de la empresa.

“Hoy estamos inaugurando la obra de infraestructura privada más importante de los últimos 20 años en la Argentina. El Proyecto Duplicar es una bisagra fundamental para el desarrollo de la cuenca neuquina y del país. Esta obra hoy permite que Vaca Muerta exprese todo su potencial, lo que llevará a multiplicar las exportaciones, con el consecuente beneficio de ingreso de las tan necesitadas divisas para la Argentina”, comenzó expresando Ricardo Hösel, CEO de Oldelval, quien también agradeció a todos los empleados y clientes de la compañía, además de resaltar la labor de los contratistas y entes gubernamentales.

Por último, anunció otros dos ambiciosos proyectos de la empresa, que iniciarán a mitad de año: “Lejos de detenernos y relajarnos, estamos listos para nuevos desafíos. Las obras de ampliación de Oldelval continúan con Duplicar X y Duplicar Norte, 2 obras que, en conjunto, superarán los 900 MM de dólares y que permitirán seguir ampliando la capacidad de transporte de petróleo de la cuenca neuquina hasta los 900 mil barriles por día para 2026”.

Con el Proyecto Duplicar en marcha, Oldelval pasará de transportar 225.000 barriles día a 540.000 barriles día, por lo que adicionará a su sistema de transporte 315.000 barriles día. El 100% del proyecto Duplicar, tendrá destino de exportación, otorgará previsibilidad a las compañías productoras, y generará 8.000 millones de dólares anuales adicionales para el país.

Duplicar fue una obra de extraordinarios desafíos que atravesó ríos, rutas y demás interferencias y que fue concretada en 24 meses, antes de lo comprometido y con excelentes índices de seguridad de las personas.

Al respecto, Federico Zárate, Gerente de Proyectos en Oldelval, añadió: “Duplicar no es solo un proyecto de infraestructura es una muestra concreta de lo que podemos lograr cuando se combina conocimiento técnico, experiencia y, sobre todo, pasión por lo que hacemos. Logramos llegar a este importante hito, atravesando un contexto donde la importación de materiales, indispensables para el proyecto, se hacía imposible y en conjunto con las contratistas y el equipo de trabajo logramos establecer estrategias constructivas diferentes a las planificadas originalmente para tener el menor impacto posible en los tiempos”,

Cabe destacar que el Proyecto Duplicar no solo tiene un importante impacto para el sector energético, sino también lo tuvo en las comunidades locales de las provincias Rio Negro, La Pampa y Buenos Aires por donde atravesó la traza del oleoducto. A lo largo de los 525 kilómetros de obra, que involucraron a más de 2.400 trabajadores directos y más de 6000 indirectos, generó un notable dinamismo en las economías locales. El movimiento constante de personas y equipos impulsó el surgimiento de nuevos emprendimientos y servicios, como comercios, alojamientos y proveedores de insumos, que aprovecharon el flujo de la obra para generar ingresos y oportunidades de negocio.

Participaron del acto el Subsecretario de Combustibles, Federico Veller; el ex gobernador de Neuquén, Jorge Sapag; el Ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquen, Gustavo Medele; el Vice gobernador de la provincia de Rio Negro Pedro Pesatti; autoridades provinciales, intendentes, diputados, clientes, proveedores y sindicatos.

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 14/04/2025 al 30/04/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

Se recibieron 33 ofertas por un volumen total diario de 18.650.000 metros cúbicos. Los Precios Promedio Ponderados fueron U$S 2,72 el Millón de BTU en el PIST, y U$S 3,63 el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.

Los precios PIST fueron desde U$S 2,58 a U$S 2,81 el MBTU, y los precios en GBA fueron desde U$S 3,23 a U$S 3,94 el MBTU.

De las 33 ofertas presentadas 11 llegaron de productores en Neuquén (6 millones de m3/d); 5 desde Chubut (1,7 millones de m3/d); 5 ofertas desde la cuenca Noroeste (1,950 millones de m3/d); 8 ofertas desde Tierra del Fuego (6,8 millones de m3/d), y 4 desde Santa Cruz (2,2 millones de m3/d).

La Secretaría de Energía, dependiente del Ministerio de Economía de la Nación, aprobó mediante la Resolución 145/2025, publicada el 4 de abril en el Boletín Oficial, un procedimiento específico destinado a regular las exportaciones de Gas Natural Licuado (GNL), dando así cumplimiento al marco normativo vigente establecido por la Ley 27.742 y su reglamentación.

La Resolución, firmada por la Secretaria de Energía María Carmen Tettamanti, establece que las exportaciones de GNL serán gestionadas a través de la Subsecretaría de Combustibles Líquidos, organismo responsable del control registral, evaluación de proyectos y emisión de certificados de autorización. El trámite deberá realizarse mediante la Plataforma de Trámites a Distancia (TAD).

Entre los requisitos que deberán cumplirse para obtener la autorización, se destacan la presentación de documentación certificada que acredite la disponibilidad propia proyectada, sustentada en planes de inversión o en contratos firmes con productores que cuenten con reservas probadas, posibles, probables o recursos prospectivos, y capacidad de producción comercial suficiente para cumplir con los volúmenes previstos durante al menos cinco años. También se deberá presentar la información anual sobre reservas y recursos hidrocarburíferos certificada por auditores externos.

Además, los interesados deberán informar detalladamente las cantidades máximas anuales, mensuales y diarias proyectadas para exportar, junto con la constancia del inicio del trámite de adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), en caso de corresponder. Otro requisito clave es la presentación de documentación técnica completa sobre las instalaciones previstas para transporte, licuefacción, almacenamiento y exportación de GNL, incluyendo localización y financiamiento.

La Secretaría de Energía dispondrá de un plazo máximo de 120 días hábiles para formular posibles objeciones a las solicitudes, pudiendo requerir aclaraciones o información adicional. En caso de que no existan objeciones, se otorgará una Autorización de Libre Exportación de GNL, documento que asegura al titular la exportación continua y sin interrupciones durante hasta 30 años desde la puesta en marcha de las plantas de licuefacción.

Asimismo, la normativa establece claras causales para objeciones y revocaciones, incluyendo falta de disponibilidad interna de gas, irregularidades documentales, y prácticas anticompetitivas.

Esta medida se enmarca dentro de la política nacional de promoción de la libertad económica, facilitando la exportación energética y atrayendo grandes inversiones en el sector, alineándose con los principios consagrados por la Ley N° 27.742 y el Decreto N° 70 de diciembre de 2023.

El nuevo procedimiento entró en vigencia inmediatamente tras su publicación oficial, sentando un precedente importante en la política energética del país y proporcionando previsibilidad jurídica para inversores nacionales e internacionales interesados en la producción y exportación de Gas Natural Licuado desde la Argentina.

La reintroducción de aranceles generalizados por parte de Estados Unidos marca un viraje explícito en su política económica exterior. Bajo la presidencia de Donald Trump, y en un gesto cargado de simbolismo político —formalizado durante el denominado Liberation Day— se anunció que todas las importaciones deberán pagar un mínimo del 10% de aranceles a partir del 9 de abril. Esta decisión, de naturaleza global, afecta de lleno a países emergentes como Argentina, India, Brasil y Tailandia, pero también a los socios tradicionales como la Unión Europea.

La economía y los mercados financieros de Argentina experimentaron movimientos significativos con caída de acciones y aumento del riesgo país. Las acciones argentinas en Wall Street registraron descensos de hasta un 11%, mientras que el riesgo país se elevó a 878 puntos básicos, reflejando la creciente preocupación de los inversores.

Para la Argentina, el impacto inmediato es doble: económico y estratégico. Hasta ahora, los productos argentinos enfrentaban en promedio un arancel de apenas 1,2% en su ingreso a Estados Unidos, lo cual representaba una ventaja competitiva relativa, sobre todo en sectores sensibles como agroindustria, química, textiles y metales. Con la nueva política, ese diferencial se esfuma.

La Cámara de Comercio de los Estados Unidos en Argentina (AmCham) advierte que la aplicación uniforme de este piso arancelario tendrá efectos particularmente adversos para exportadores argentinos en rubros como textiles (Argentina paga 20,9% a EE.UU. y recibía 6,1%), cuero y calzado (19,8% vs. 7,1%), o productos industriales, donde la asimetría arancelaria había sido históricamente favorable a la Argentina. Esta reconfiguración no sólo pone en jaque ventajas específicas, sino que también altera los términos de las negociaciones en curso.

El gobierno argentino, encabezado por Javier Milei, había iniciado un diálogo con Washington para avanzar en un esquema de desgravación arancelaria selectiva, sin avanzar hacia un tratado de libre comercio integral. Esta lógica de “acuerdo de complementación económica” buscaba pactos parciales y sectoriales, preservando márgenes de maniobra nacional y atendiendo a los límites normativos del Mercosur. La ofensiva arancelaria de Trump, sin embargo, altera los términos de ese diálogo. Lejos de dinamitarlo, podría abrir una nueva ventana de oportunidad: ante la generalización del castigo arancelario, Argentina podría negociar desde una posición de excepción, apelando al vínculo político entre Milei y Trump y al discurso de “alineamiento natural” que el actual gobierno argentino ha desplegado como eje estratégico.

Pero el verdadero alcance de esta política se medirá más allá del plano bilateral. Lo que está en juego es una potencial dislocación de las cadenas globales de valor. En los hechos, la imposición arancelaria podría provocar un redireccionamiento de flujos comerciales, estrategias de triangulación vía países con acceso preferencial al mercado estadounidense (como México), y un reacomodamiento de inversiones transnacionales. China, por ejemplo, podría buscar instalar capacidad productiva en terceros países para evitar los aranceles, lo que abriría oportunidades indirectas para regiones periféricas. Sin embargo, todo dependerá de la duración y credibilidad de esta nueva política comercial: si se percibe como un giro estructural, el mundo se reorganizará; si se lee como una táctica electoral, los efectos serán más acotados.

No debe subestimarse tampoco el riesgo sistémico financiero. La historia reciente ofrece lecciones claras. En 2018, el endurecimiento arancelario de Trump provocó una respuesta defensiva de China, que incluyó la devaluación del yuan, afectando el flujo de capitales hacia economías emergentes y precipitando crisis cambiarias, entre ellas, la que afectó a la Argentina bajo la presidencia de Mauricio Macri. Si una nueva guerra comercial escalara —especialmente si China responde con contramedidas o movimientos en su política monetaria— los mercados podrían reaccionar con volatilidad. De hecho, el precio del petróleo Brent cayó más de 6% tras el anuncio, y el índice DXY del dólar estadounidense mostró una contracción inusual, signos de que los operadores financieros temen una escalada proteccionista con consecuencias globales.

En este contexto, la balanza comercial bilateral entre Argentina y Estados Unidos —que fue superavitaria en 2024 por primera vez en años, debido más a la recesión interna que al dinamismo exportador— podría volver rápidamente al terreno negativo. La fragilidad de ese superávit quedó expuesta: se sustentó en una fuerte contracción de importaciones (US$ 6.193 millones) más que en una expansión de exportaciones (US$ 6.395 millones), en un año donde el consumo y la inversión estuvieron deprimidos. AmCham anticipa que este equilibrio será transitorio, y que con la reactivación económica regresarán los déficits estructurales.

Frente a este panorama, Argentina se encuentra ante un doble desafío. Por un lado, necesita preservar su acceso al mercado estadounidense, fundamental para una economía que busca insertarse en cadenas globales con valor agregado. Por otro, debe protegerse frente a la volatilidad externa que podría derivarse de una escalada comercial global. La clave radicará en una diplomacia económica activa, una lectura estratégica de las nuevas reglas de juego, y una política comercial capaz de identificar sectores sensibles y negociar con pragmatismo. La era de la globalización abierta quedó atrás. En la actual fase de competencia regulada, la ventaja será de quienes negocien con inteligencia, no de quienes reclamen equidad desde la periferia.

El Ente Nacional Regulador del Gas aprobó los Cuadros Tarifarios de Transición que las distribuidoras de gas natural por redes aplicarán para facturar los consumos del mes de abril considerando las categorías de usuarios y las zonas en las que residen.

El incremento tarifario dispuesto (en el VAD y en gas en el PIST) tiene una incidencia de 1,8 por ciento, indicó la Secretaría de Energía, y la transición hacia la puesta en vigencia de la Revisión Quinquenal Tarifaria culmina el 9 de julio.

Los nuevos cuadros aprobados por el Ente Regulador fueron publicados en una serie de resoluciones (184 a 193/2025) y corresponden a las empresas licenciatarias MetroGAS, Naturgy BAN, Naturgy NOA, Litoral Gas, Distribuidoras Gas del Centro, Distribuidora Gas Cuyana, Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi Gas del Sur, Gasnea, y Redengas.

Las nuevas tarifas rigen para los usuarios Residenciales N1 (de altos ingresos) que pagaTarifa Plena), N2 y N3 (ingresos bajos y medios) con subsidio parcial del Estado para un consumo limitado, y tarifa plena para lo que exceda dicho mínimo.

También para los usuarios SG-P (Servicio para usos no domésticos en donde el cliente no tiene una cantidad contractual mínima (no hay un contrato de servicio de gas). La categoría tarifaria SGP se encuentra subdividida en tres (3) grandes grupos (P1, P2 y P3) en función del consumo registrado en los últimos doce (12) meses.

A modo de referencia cabe indicar que, en el caso de MetroGAS, un Usuario Residencial N1 (altos ingresos) con consumo R2 3 (entre 801 y 1000 m³ de gas al año) tendrá un Cargo Fijo mensual (sin impuestos) de $ 12.544.04 si vive en CABA, y de $ 11.244,98 si vive Buenos Aires (Conurbano), y en ambos casos un Cargo por m3 de consumo de $ 205,45.

El ministerio de Economía justificó el incremento tarifarios “…a fin de mantener los precios y tarifas del sector en valores reales lo más constantes posibles, y de evitar así un proceso de deterioro de los mismos que no permitan el sustento del sector y hasta amenacen su continuidad”.

La Secretaría de Energía estableció, a través de las resoluciones 140 y 141/2025 nuevos precios para los biocombustibles durante el mes abril.

La R-140 Fijó en $ 1.192.226 por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (de Biocombustibles) para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de abril de 2025 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los 7 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.

En tanto, por la R-141 se fijó en $ 772,72 por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar, y en $ 708,23 por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz, destinados a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de la Ley de Biocombustibles, para las operaciones durante abril y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

El plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los 30 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.

El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, firmaron un Memorando de Entendimiento (MOU) para avanzar en la cesión de las 10 áreas convencionales que la compañía opera en dicha provincia.

Mediante este MOU, Santa Cruz, Formicruz e YPF se comprometen a negociar y ejecutar un acuerdo definitivo para la cesión de las concesiones de explotación de YPF a Formicruz, la empresa provincial de energía, y definirán un “Programa de Saneamiento Ambiental y Abandonos”, entre otros puntos.

El programa de saneamiento ambiental es un requisito esencial planteado por la Gobernación.

Marín declaró “Quiero agradecer al gobernador de Santa Cruz por el trabajo que realizamos para llegar a este acuerdo que es beneficioso para ambas partes. La provincia podrá avanzar en el desarrollo de un nuevo ecosistema de pymes que van a poder continuar potenciando la actividad convencional, y por nuestro lado la compañía continuará poniendo foco en su estrategia 4×4” (de reestructuración de negocios, con foco en yacimientos no convencionales, como Vaca Muerta).

Los Bloques incluidos en el MOU con Santa Cruz : Cerro Piedra – Cerro Guadal Norte, Barranca Yankowsky, Los Monos, El Guadal-Lomas del Cuy, Cañadón Vasco, Cañadón Yatel, Pico Truncado-El Cordón, Los Perales–Las Mesetas, Cañadón León-Meseta Espinosa, Cañadón de la Escondida-Las Heras, y las concesiones de transporte asociadas a las Áreas.

El Memorando se firmó en la casa de la provincia de Santa Cruz en Buenos Aires y se encuentra sujeto a la aprobación del Directorio de YPF, indicó la petrolera.

La retirada de las áreas maduras

Marín reiteró la semana pasada que el objetivo de que “este año YPF quede afuera” de la producción convencional en yacimientos hidrocarburíferos maduros en varias cuencas.

Describió en este sentido avances en los procesos de cesión de áreas (Plan Andes) a otras operadoras en Mendoza, en Neuquén, en Río Negro y en Chubut.

“En Santa Cruz y en Tierra del Fuego estamos negociando con los gobiernos provinciales” (que condicionan la decisión) explicó Marín. Consideró que “YPF salió tarde de algunos campos maduros en estas provincias”, y aseveró que se toma en cuenta “salir lógicamente, con paz social” .

En alusión a estas dos provincias había descripto que “Estamos saneando el medio ambiente en cabeza de YPF, y cuando hagamos la saneamiento avanzaremos con la reversión” (de las áreas a las provincias). “Infiero que la política jugó fuerte para que YPF (de mayoría accionaria estatal) haya perdido plata durante muchos años manteniendo estas locaciones”, señaló Marín desde Neuquén.

En base a los criterios fijados por el Ministerio de Economía, la Secretaría de Energía dispuso, a través de la Resolución 139/2025, la entrada en vigencia a partir del 1 de abril de nuevos precios del gas en el PIST (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte), y nuevos cuadros tarifarios para el servicio de Distribución de gas natural por redes, con un aumento de 2,5 por ciento.

A modo de ejemplo, el precio del gas PIST en abril para los usuarios atendidos por MetroGAS es de U$S 3,085 por Millón de BTU; y es de U$S 3,128 por MBTU en el área de Naturgy BAN. Rige para los Usuarios categorizados N1, N2 y N3, y para los del Servicio General P (servicio de gas para usos no domésticos, en el que el cliente no tiene una cantidad contractual mínima).

Los usuarios N1 pagan tarifa plena, en tanto que para los Usuarios N2 y N3 (Ingresos bajos, e Ingresos medios) se aplica una bonificación tarifaria hasta cubrir un límite de consumo, debiendo pagar tarifa plena para el consumo que exceda dichos mínimos según cada categoría.

La S.E., a cargo de María Tettamanti, instruyó al ENARGAS a que disponga que las facturas que emitan las prestadoras del servicio público de distribución y subdistribución de gas por redes de todo el país reflejen el precio de gas natural en el PIST establecido y, en los casos que corresponda, las bonificaciones dispuestas por la Resolución 24/2025 de la Secretaría.

En los considerandos de la R-139 se hace referencia a que “a través de la Resolución 384/2024 la S.E. dispuso la prórroga, por un plazo de SEIS (6) meses contados a partir del 1° de diciembre de 2024, del Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados establecido en el Decreto 465/24.

En tal contexto, el Ministerio de Economía instruyó a Energía a “continuar para el mes de abril de 2025 con el sendero de actualización de precios y tarifas del sector energético, en un contexto de notoria desaceleración inflacionaria verificada a la fecha, y con el objetivo de mantener dichos precios y tarifas en valores reales lo más constantes posibles”.

Entonces, Economía instruyó a la S.E. para incrementar las tarifas de distribución de gas natural en el 2,5 por ciento, y aplicar también el nuevo precio (dolarizado) de gas natural en el PIST.

También recuerda la R-139 que “a través del Decreto 1023/2024 se dispuso la prórroga de la emergencia del Sector Energético Nacional declarada por el Decreto 55/23, en los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal , y de transporte y distribución de gas natural, hasta el 9 de julio de 2025.

Por el citado decreto 1023 se “instruyó” a Energía para “establecer los mecanismos para la sanción de precios en condiciones de competencia y libre acceso, mantener en términos reales los niveles de ingresos y cubrir las necesidades de inversión, para seguir garantizando la prestación continua de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural en condiciones técnicas y económicas adecuadas para los prestadores y los usuarios de todas las categorías”.

YPF Digital (YDI), la sociedad que gestiona y potencia los activos digitales de YPF, firmó un acuerdo estratégico con Google Cloud, área que brinda servicios de nube y que permite a las compañías crecer en la era digital a través de una amplia gama de soluciones de infraestructura, almacenamiento, seguridad, análisis de datos e inteligencia artificial.

YPF Digital apuesta por evolucionar la App YPF, la primera billetera digital de una empresa energética del país, poniendo foco en la innovación y con el objetivo de potenciar la atención y los servicios ofrecidos para sus clientes. Una de las tecnologías de Google Cloud será la base para el desarrollo de servicios de Asistentes Virtuales (BOTs), para una atención más eficaz, personalizada. incorporando el análisis de datos y mayor seguridad de sus operaciones en la nube.

Guillermo Garat, presidente de YPF Digital, señaló que “Desde su lanzamiento en 2019, la App YPF se ha consolidado como la herramienta más visible de nuestra estrategia de digitalización, ofreciendo a los usuarios una experiencia mejorada en nuestra red de estaciones de servicio. YPF Digital es el vehículo por el cual buscamos acelerar esta transformación, con foco en la experiencia de usuario en la eficiencia operativa y en una cultura de innovación continua en todos nuestros servicios”,

.A los fines de avanzar con este acuerdo Garat, y Mauro Cercos, Gerente General de YPF Digital, se reunieron con Eduardo López, Presidente de Google Cloud para América Latina, Fernando Mollón, Head de Argentina, Chile, Colombia, Perú, Uruguay, Centroamérica y el Caribe; Natalia Scaliter, Gerente General de Google Cloud Argentina, Paraguay y Uruguay y Cristian Ferme, Responsable Comercial de Google Cloud para cuentas estratégicas.

“En Google Cloud, nos entusiasma colaborar con YPF Digital en su camino hacia la transformación de la movilidad en Argentina. Estamos seguros de que podremos llevar sus objetivos de negocio a nuevos horizontes, aprovechando el poder de la nube para crear soluciones centradas en el cliente y focalizadas en la innovación”, afirmó Natalia Scaliter, Gerente General de Google Cloud Argentina, Paraguay y Uruguay.

YPF Digital es la nueva compañía que integra los activos digitales a través de los cuales YPF se vincula con sus clientes. Partiendo de la integración de aplicaciones, el lanzamiento de nuevas soluciones y la aceleración del “time to market” para desarrollar ecosistemas centrados en las personas y su movilidad.

Google Cloud es la nueva forma de la nube, que ofrece herramientas de IA, infraestructura, desarrollo, datos, seguridad y de colaboración. Soluciones potentes de IA, totalmente integradas y optimizadas con su propia infraestructura a escala mundial. Clientes de más de 200 países y territorios recurren a Google Cloud como su socio tecnológico de confianza.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) activó dos resoluciones (223 y 224/2025) que establecieron los incrementos en la tarifa del Valor Agregado de Distribución (VAD Medio) para Edenor y Edesur a partir de abril, fijandola en el 3,5 por ciento (con una incidencia de 1,7 % al usuario final) , en tanto que el Precio Estacional de la Electricidad (PEST) correspondiente al segmento distribución no se verá ajustado.

Dichas resoluciones detallan los cuadros tarifarios a aplicar a los usuarios residenciales N1, N2 y N3, de altos, medios y bajos ingresos, estos dos últimos con subsidio parcial del Estado Nacional para un consumo básico, y luego con tarifa plena por el excedente.
El aumento rige también para los clubes de barrio y del pueblo.

El nuevo Valor Agregado de Distribución es de $ 40,686 para el caso de Edesur, y de $ 46,405 para Edenor.

En ambas resoluciones se puntualiza además que el ENRE modificó la fecha para activar las resoluciones referidas a la Revisión Quinquenal de las Tarifas (RQT): En principio prevista para el 31 de marzo, ahora se postergó hasta el 30 de abril.

Por otra parte, el ENRE publicó una serie de resoluciones (225 hasta 232) por las cuales oficializa un incremento de 4 por ciento en las tarifas del transporte de energía.

Las resoluciones comprenden a las empresas Transnea, Distrocuyo, Transener, Transnoa, Epen, Transcomahue, Transba y Transpa.

Economía indicó que “resulta razonable y prudente continuar para el mes de abril de 2025 con el sendero de actualización de precios y tarifas del sector energético”.

“En relación a la tarifa de transporte de energía eléctrica, que se incremente un 4 por ciento a fin de mantener los precios y tarifas del sector en valores reales lo más constantes posibles”.

Los precios de las naftas y gasoils en estaciones de servicio de las principales marcas que operan en el país registraron a partir del lunes 1 de abril incrementos del 2 por ciento promedio.

Estos ajustes a la suba resultan de una actualización parcial del Impuestos a los Combustibles Líquidos (ICL) y del Impuesto al Dióxido de Carbono (IDC) para el período que va del 1° al 30 de abril de 2025 (decreto 243/2025).

No obstante, y a través del mismo decreto el gobierno dispuso que “El incremento total en los montos de impuesto que resulte del remanente de la actualización correspondiente al primer trimestre del 2024 y de las actualizaciones correspondientes al segundo, tercer y cuarto trimestres del 2024, surtirá efectos respecto de la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil desde el 1° de mayo de 2025, inclusive”.

Con esta secuencia dispuesta por el ministerio de Economía se procura morigerar la inflación del abril.

Otro de los factores considerados al momento de actualizar precios es la incidencia a nivel local de la variación que registró el precio internacional del petróleo. Y en el caso de Argentina se toma como referencia el crudo Brent, que durante marzo registró oscilaciones cerrando el mes en torno a los U$S 75 el barril (casi 2 dólares más que el promedio de febrero). El crudo WTI cerró a 71,20 dólares.

También incide en la variación del precio local la devaluación del peso en relación al dólar durante marzo.

Esta actualización de precios ocurre en un contexto de ventas de combustibles amesetadas en el mercado local desde hace varios meses, en particular de las naftas y gasoils premium, aunque hubo algún repunte en el verano.

En el caso de YPF, la petrolera de mayor participación en el mercado local, el aumento base para todo el país es de 1,8 % considerando todos los productos, lo cual implica variaciones según zonas del país. En el caso de la región patagónica la suba supera al promedio antes indicado y tiende a reducirse la brecha con el resto del país.

A modo de referencia, los nuevos precios de YPF en estaciones de servicio ubicadas en CABA son los siguientes: Nafta Súper $ 1.194 el litro; Infinia Nafta $ 1.474; Diesel 500 (común) $ 1.209, y el Infinia Diesel $ 1.472.

En el caso de Shell (Raízen) precios de referencia en estaciones de la Ciudad de Buenos Aires son $ 1.259 para el litro de Nafta Súper; la VPower Nafta a $ 1.537; el Diesel Evolux (común) a $ 1.319, y el VPower Diesel a $ 1.539.

En próximas horas también subirán sus precios otras importantes marcas del mercado local, como el caso de AXION, y de Puma (Trafigura).

La Secretaría de Energía aprobó los “Lineamientos para la Asignación de Capacidad Incremental”, de transporte de gas en el marco del proyecto de ampliación del Gasoducto troncal Perito Pascasio Moreno, GPM (Ex GPNK) , y en Tramos Finales del sistema operado por Transportadora de Gas del Sur (TGS S.A.)

A través de la Resolución 136/2025, se estableció que el adjudicatario y TGS S.A. comercializarán con terceros interesados la capacidad de transporte resultante de la ampliación en el GPM y en Tramos Finales e implementarán los concursos de capacidad, asegurando la no discriminación (de productores interesados) en el acceso a la nueva capacidad de transporte.

La Capacidad Ofrecida en el Concurso GPM será de 14.000.000 m3/d de 9300 kcal/m3, medida en el Punto de Entrega Salliqueló, netos de gas retenido y, en su caso, los volúmenes de Capacidad Opcional.

En el Concurso Tramos Finales TGS, la Capacidad Ofrecida será de 12.000.000 m3/d de 9300 kcal/m3 en la zona de entrega GBA (gran Buenos Aires), netos de gas retenido, y 2.000.000 de m3/d de 9300 kcal/m3 con con entrega BA/BB (Buenos Aires/Bahía Blanca), netos de gas retenido.

La Ruta de la Capacidad Ofrecida en GPM será, Recepción Tratayén (Cabecera Tramo I del GPM) – Entrega Salliqueló (Interconexión del Tramo I del GPM con los Gasoductos Neuba II y Gasoducto Paralelo de Tramos Finales), para su posterior transferencia a los contratos de transporte que se asignen en el Concurso de Tramos Finales TGS.

La Ruta de la Capacidad Ofrecida en Tramos Finales será Recepción Salliqueló – Entrega GBA y Recepción Salliqueló-Entrega BA/BB.

El Decreto da intervención al Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), para que en el marco de su competencia implemente estos Lineamientos en relación con la asignación de capacidad en el sistema regulado de TGS S.A., en coordinación con la Secretaría de Energía.

El decreto 136/25 aprueba el Pliego de Cláusulas Generales y Especiales (Anexo II de la medida), para que Energía Argentina S.A. (ENARSA) lleve adelante la Licitación Pública conforme lo estableció la Resolución 169/2025 del Ministerio de Economía.

Se trata de la Resolución que delegó en la Secretaría de Energía la “responsabilidad de llevar adelante todos los trámites necesarios” para la concreción de la Iniciativa Privada propuesta por Transportadora de Gas del Sur, declarada de Interés Público Nacional por el decreto 1060 de noviembre de 2024.

Asimismo, el artículo 4 del nuevo decreto (136/25) “instruye a ENARSA y a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) a implementar las modificaciones contractuales al contrato existente relativo al servicio de transporte de gas natural efectuado por el GPM”, conforme el Decreto 1060/2024 y la Resolución 169/25 del Ministerio de Economía.

Las modificaciones contractuales al contrato existente se refieren a : “La cesión por parte de (la estatal) ENARSA, en su calidad de concesionario (del ducto) , a favor del adjudicatario de la capacidad de transporte incremental a través del contrato de reserva de capacidad correspondiente, cuyo modelo integrará la documentación licitatoria”.

También, al “compromiso expreso de TGS S.A. de realizar las obras de ampliación en tiempo y forma que sean necesarias para los tramos finales de su sistema licenciado, independientemente de que resulte o no adjudicatario en la licitación pública a llevarse adelante”.

Además, se refiere a “La conformidad de TGS S.A. a la rescisión del Contrato de Operación y Mantenimiento del Gasoducto que ha suscrito oportunamente con ENARSA.

Otra determinación importante de Energía es que también requiere “La renuncia de CAMMESA a ejercer su derecho de prioridad respecto de la capacidad incremental resultante de la ampliación contemplada en la Iniciativa Privada”.

Concluido el proceso de asignación, el Adjudicatario y TGS pondrán en conocimiento de la Autoridad de Aplicación y de la Autoridad Regulatoria el resultado de la adjudicación preliminar de la Capacidades Ofrecidas en el Concurso GPM y en el Concurso de Tramos Finales, la cual se considerará aprobada en caso de no mediar observaciones de una o ambas autoridades dentro de los 15 días hábiles de tal presentación. En caso de mediar observaciones, la posterior asignación requerirá acto expreso de aprobación.

Dentro del plazo mencionado se podrá requerir al Adjudicatario y/o a TGS que efectúen las adecuaciones pertinentes a fin de compatibilizar las asignaciones en ambos Concursos, para que los Oferentes reciban la contratación del transporte en el tramo completo, es decir desde Tratayén hasta GBA y/o Tratayén hasta BA/BB, según el caso.

El proyecto

A través del Decreto 1060/2024, el Gobierno Nacional declaró de Interés Público Nacional la iniciativa privada de la empresa Transportadora Gas del Sur (TGS) para ampliar el Gasoducto Perito Moreno y aumentar el transporte de gas desde Vaca Muerta, especialmente a la zona del Litoral.

El proyecto “Incremento de la Capacidad de Transporte de Gas Natural en la Ruta Tratayén – Litoral Argentino” tendrá una inversión de 500 millones de dólares y será la primera obra pública de iniciativa privada en la gestión Milei.

La iniciativa incluye la ampliación del Gasoducto Perito Moreno entre Tratayén (Neuquén) y Salliqueló (Buenos Aires) y los trabajos en 4 plantas compresoras. Esto permitirá sumar 14 millones de metros cúbicos diarios a la capacidad de transporte de gas a los 21 millones que ya está transportando, alcanzando así los 35 millones en toda la traza.

Del concurso para la adjudicación de las obras, que estará a cargo de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación, podrá participar cualquier empresa interesada.

El proyecto de TGS fue presentado dentro del Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI).

Oldelval (Oleoductos del Valle ), líder en el segmento de transporte de petróleo por oleoducto y actor clave en el desarrollo de la Cuenca Neuquina, anunció la inauguración, el viernes 4 de abril, del Proyecto Duplicar, una obra de infraestructura que aumentará de forma permanente la capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina hacia el Atlántico para acompañar el crecimiento de producción de crudo de Vaca Muerta.

La obra requirió una inversión de U$S 1.400 millones y con el Duplicar en marcha, Oldelval pasará de transportar 225.000 barriles día a 540.000 barriles día, por lo que adicionará a su sistema de transporte 315.000 barriles día.

Esa mayor capacidad de transporte tendrá como objetivo la exportación del crudo y otorgará previsibilidad a las compañías productoras. Generará 8.000 millones de dólares anuales adicionales para el país, se estima.

El acto inaugural será en la Estación de Bombeo Allen, de Oldelval (Ruta 6 – km 10,9 – Rio Negro) a las 11 horas, y además se podrá seguir en vivo por el canal de YouTube de la empresa, se informó.

Duplicar fue una obra de extraordinarios desafíos que atravesó ríos, rutas y demás interferencias y que fue concretada en 24 meses, antes de lo comprometido y con excelentes índices de seguridad de las personas. se describió.

El Proyecto Duplicar no solo tiene un importante impacto para el sector energético, sino que también lo tuvo en las comunidades locales de las provincias Rio Negro, La Pampa y Buenos Aires por donde atravesó la traza del oleoducto.

A lo largo de los 525 kilómetros de obra, que involucró a más de 2.400 trabajadores directos y más de 6.000 indirectos, se generó un notable dinamismo en las economías locales. El movimiento constante de personas y equipos impulsó el surgimiento de nuevos emprendimientos y servicios, como comercios, alojamientos y proveedores de insumos, que aprovecharon el flujo de la obra para generar ingresos y oportunidades de negocio, se destacó.

En el marco de la revisión, saneamiento o disolución de los Fondos Fiduciarios Públicos, el Ministerio de Economía definió, a través del Decreto 234/2025, el cierre definitivo del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (FFTEF) que, en línea con los 21 fondos disueltos anteriormente, registraba un pésimo uso de los recursos de la sociedad, falta de controles y de resultados, comunicó la cartera a cargo de Luis Caputo.

Este Fondo había sido creado en 1999 con el objetivo de financiar obras de ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica de alta tensión, para abastecer la demanda o interconectar regiones eléctricas.

En ese sentido, para los ingresos del Fondo se había establecido un porcentaje sobre el recargo de las tarifas que pagan las empresas distribuidoras y los grandes usuarios por compras en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), porcentaje que tuvo diversas modificaciones.

Economía señaló que “No obstante, una auditoría realizada por la Sindicatura General de la Nación (SIGEN) arrojó como resultado diversas falencias en el funcionamiento del FFTEF. Entre ellas se destaca el incumplimiento del Reglamento de Contrataciones; significativas demoras en la ejecución de las obras; inconsistencias en la registración de las operaciones y las transferencias efectuadas; la imposibilidad de realizar un control de trazabilidad de los fondos aplicados; y estados contables no auditados ni ajustados por inflación”.

En los considerandos del decreto ya oficializado se hace hincapié en que “dichas falencias documentales se condicen, a su vez, con defectos operativos, por cuanto se ha constatado que existen demoras excesivas en el cumplimiento de los plazos previstos para la finalización de las respectivas obras de ampliación del Sistema de Transporte Eléctrico, generándose incrementos en los costos directos, indirectos y por redeterminaciones de precios, lo que eleva el monto total de las obras”.

Asimismo, se puntualizó que “la disolución de este Fondo Fiduciario no alterará la continuidad de la política pública para financiar las obras necesarias para ampliar el sistema de transporte de energía eléctrica, tarea que seguirá a cargo de la Secretaría de Energía, dependiente del Ministerio de Economía”.

“En el caso particular del FONDO FIDUCIARIO PARA EL TRANSPORTE ELÉCTRICO FEDERAL (FFTEF), la finalidad de la política pública consistente en el financiamiento de ampliaciones en el sistema de transporte de energía eléctrica se mantiene, por lo que el recargo al aporte instituido en la Ley 15.336 y la Ley N° 11.672 y sus modificatorias mantiene su plena vigencia”, se puntualiza en los considerandos del decreto 234/2025.

Y se indica que, en tal sentido, es indispensable establecer que el 19,86 % de lo recaudado por el FFTEF deberá ser afectado a las obras que la Secretaría de Energía identifique como de ampliación del sistema de transporte de energía eléctrica en alta tensión destinada al abastecimiento de la demanda o a la interconexión de regiones eléctricas para mejora de calidad y/o seguridad de la demanda”.

También se puntualiza que “corresponde que el monto resultante del recargo señalado se afecte a la finalización de las obras pendientes de ejecución a la fecha del dictado de la presente medida, así como todo otro tipo de contrataciones necesarias para el debido control y fiscalización técnica de su ejecución”.

Las sumas líquidas, tenencias en títulos públicos y otros activos financieros representativos de inversiones del FFTEF al momento de su disolución serán transferidos a la cuenta que indique la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía.

Los desembolsos realizados por organismos de crédito o fomento al Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal deberán ser transferidos a la cuenta que indique la Secretaría de Energía para la extinción de dichos contratos de préstamo en el ámbito de la Secretaría de Finanzas del Ministerio de Economía.

El rol de comitente en los contratos de obra en los que fuera parte el FFTEF será asumido por la Secretaría de Energía.

“Atento a las falencias encontradas en el funcionamiento del FFTEF, el Gobierno reafirma su voluntad de lograr una gestión pública más eficiente, transparente y orientada al bienestar común, garantizando el uso racional de los recursos públicos y fortaleciendo el control sobre las finanzas públicas”, señaló Economía.

 
Donald Trump, revocó los permisos y exenciones concedidas a varias empresas petroleras, para exportar crudo desde Venezuela.
El gobierno de Venezuela confirmó la versión. “Hemos mantenido comunicación fluida con las empresas trasnacionales de petróleo y gas que operan en el país y que han sido notificadas por el gobierno de los Estados Unidos sobre la revocación de sus licencias”, dijo la vicepresidenta Delcy Rodríguez en un comunicado en Telegram.

Sin embargo, Rodríguez señaló que las empresas internacionales “no requieren licencia ni autorización de ningún gobierno extranjero” para operar en Venezuela debido a que este país no reconoce “jurisdicción extraterritorial alguna”.

La salida de Chevron prevista inicialmente para el 3 de abril, supone un revés económico para Venezuela, ya que la petrolera estadounidense había contribuido a la reactivación de la producción petrolera venezolana, que en febrero de este año, superó por primera vez el millón de barriles por día (bpd) desde junio de 2019, según cifras de la Opep.

Chevron es clave en la frágil estabilidad económica de Venezuela. Con su salida se interrumpe un flujo de divisas que mantenía bajo relativo control la devaluación del bolívar. Según estimaciones la petrolera favorece el ingreso de cerca de 200 millones de dólares mensuales en la economía.
Trump dio hasta el 27 de mayo a Chevron para terminar su relación con Venezuela.

La italiana Eni también confirmó que las autoridades estadunidenses le notificaron que ya no se le permitirá recibir pagos por la producción de gas en Venezuela mediante suministro de la empresa estatal venezolana PDVSA.

“Eni mantiene su compromiso de transparencia con las autoridades estadunidenses para identificar opciones que garanticen que los suministros de gas no sancionados, esenciales para la población, puedan ser remunerados por PDVSA”, informó en un comunicado. “Eni siempre opera en pleno cumplimiento del marco de sanciones internacionales”.

La decisión de Washington incluye a la petrolera estadunidense Global Oil Terminals, propiedad del millonario y donante del partido republicano Harry Sargeant III, a la francesa Maurel et Prom y a Repsol, según tres fuentes citadas por Bloomberg. Estas compañías deberán poner fin a sus operaciones en Venezuela antes del 27 de mayo, explicaron.

A raíz de la noticia Repsol cayó más de un 2,6 % en la apertura del mercado bursátil de fin de mes, situándose en 13,31 dólares por acción.
La medida también afecta las licencias emitidas a empresas de gas venezolano que tengan relación comercial con PDVSA.

Estos permisos fueron emitidos por el Departamento del Tesoro estadunidense con formato de licencias, exenciones o cartas de conformidad para permitirles operar en Venezuela y exportar el petróleo de PDVSA sin que les afecten las sanciones impuestas por Washington.
En lo que se refiere a la estadunidense Global Oil Terminals, también deberá poner fin a todas las transacciones con PDVSA antes del 2 de abril abonando cualquier monto pendiente por la compra de petróleo para asfaltado.
The Wall Street Journal informó el viernes que la petrolera de Sargeant había recibido la orden de salir de Venezuela, y citó como fuente una carta remitida por el Departamento del Tesoro a la compañía.
Global Oil Terminals recibió en mayo una exención de dos años para comprar y transportar asfalto a Estados Unidos y países del Caribe.

El eventual fin del conflicto bélico entre Rusia y Ucrania tendría implicancias profundas en los mercados globales del petróleo y del gas natural, generando movimientos significativos en sus precios internacionales. Uno de los efectos inmediatos sería una disminución de la prima de riesgo geopolítico que la guerra ha instalado en los mercados energéticos, la cual ha elevado considerablemente los precios tanto del petróleo como del gas natural debido a los temores sobre la estabilidad del suministro ruso hacia Europa.

Un acuerdo de paz firme permitiría una normalización paulatina del suministro energético desde Rusia hacia Europa, particularmente de gas natural, cuya oferta ha sido dramáticamente reducida desde el inicio del conflicto. Esta situación derivaría en una caída notable de los precios del gas en el mercado europeo, aliviando también la presión sobre los mercados internacionales de Gas Natural Licuado (GNL), fuertemente demandado ante la necesidad de Europa de diversificar sus fuentes de aprovisionamiento.

Asimismo, se podría esperar una recuperación parcial de las exportaciones rusas de crudo, actualmente restringidas por sanciones impuestas por Occidente en respuesta al conflicto. Un relajamiento parcial o total de estas sanciones, facilitado por un eventual acuerdo diplomático, incrementaría gradualmente la oferta global de petróleo, ejerciendo una presión a la baja en sus cotizaciones.

Paralelamente, los mercados financieros y especulativos reaccionarían positivamente ante la expectativa de estabilidad geopolítica. Esta nueva percepción reduciría la especulación alcista y la volatilidad que han caracterizado a los mercados energéticos durante los últimos tiempos, provocando una corrección inicial a la baja en los precios del petróleo. Sin embargo, se estima que esta baja inicial podría estabilizarse en niveles ligeramente superiores a los registrados antes del conflicto, debido a factores estructurales persistentes, como la sostenida demanda energética global.

En efecto, aunque el fin de la guerra reduciría considerablemente la presión alcista inmediata sobre los precios energéticos, no eliminaría por completo otros factores estructurales claves. Entre ellos destacan la disminución sostenida de las inversiones globales en exploración y producción de hidrocarburos, impulsada por la transición energética hacia fuentes renovables, así como la fuerte recuperación económica y energética de regiones como Asia, que mantendrán alta la demanda global de petróleo y gas natural.

En apretada síntesis: los precios del petróleo y del gas natural inicialmente podrían sufrir una baja, debido a la reducción inmediata en la prima de riesgo geopolítico y a la recuperación gradual de la oferta energética rusa hacia Europa. Sin embargo, tras esa caída inicial, es probable que los precios se estabilicen en niveles ligeramente superiores a los anteriores al conflicto, impulsados por factores estructurales persistentes, como la sostenida demanda global de energía y la disminución de inversiones en hidrocarburos debido a la transición energética.

A.B.A.

El reciente anuncio del ministro Luis Caputo sobre un eventual acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI) por US$ 20.000 millones dominó la dinámica financiera de la última semana. Sin embargo, la reacción inicial en los mercados financieros resultó ambivalente, especialmente debido a la ausencia de una confirmación inmediata por parte del propio FMI, lo cual generó inquietudes en diversos sectores económicos.

La incertidumbre fue alimentada por la sucesión de aclaraciones posteriores al anuncio oficial. En las siguientes 24 horas, distintos voceros, incluyendo al portavoz formal Manuel Adorni, tres asesores cercanos al ministro Caputo y al economista José Luis Espert, debieron intervenir públicamente para matizar y precisar las declaraciones iniciales del ministro.

Según el análisis realizado por Epyca Consultores, el anunciado monto de US$ 20.000 millones debe comprenderse en dos partes claramente diferenciadas. Por un lado, US$ 13.900 millones que serán aportados por el FMI en cuotas destinadas específicamente al refinanciamiento de vencimientos previos de deuda argentina hasta finales del año 2026. Aunque formalmente se trataría de un nuevo endeudamiento, en términos prácticos estos fondos representan una operación de refinanciación, brindando un alivio financiero al calendario de pagos del país.

Por otra parte, los restantes US$ 6.100 millones son considerados auténticamente como nueva deuda, y tienen como destino reforzar las reservas internacionales del Banco Central de la República Argentina (BCRA). Al respecto, se ha confirmado la existencia de un acuerdo preliminar a nivel técnico, pero no existen certezas sobre el momento exacto en que este monto sería desembolsado, ni si se realizará en un único pago o en varias cuotas sucesivas.

Cabe destacar que estos fondos provendrían en forma de Derechos Especiales de Giro (DEG), activos que incrementan las reservas brutas pero no tienen liquidez inmediata para atender directamente eventuales demandas cambiarias. Sin embargo, precedentes recientes durante la gestión del exministro Sergio Massa demuestran que esta limitación técnica no impediría la eventual conversión de los DEG en dólares líquidos, si fuese necesario.

Las particularidades detalladas del nuevo programa todavía permanecen en reserva, aunque dado que se trataría de un acuerdo bajo el esquema de Facilidades Extendidas (EFF, Extended Fund Facility), se prevé la exigencia por parte del FMI de reformas estructurales profundas. Si bien el Gobierno argentino ya avanzó en reformas fiscales y monetarias, probablemente el Fondo exija una reforma específica del régimen cambiario para evitar que las reservas aportadas sean utilizadas en intervenciones a precios artificialmente bajos.

Los desembolsos previstos serían realizados en tramos y estarían condicionados al cumplimiento estricto de metas cuantitativas previamente acordadas con el organismo multilateral. El préstamo tendría una duración estimada de hasta cuatro años, con pagos semestrales iguales entre sí y una tasa de interés inicial inferior al 6% anual. Sin embargo, esta tasa probablemente aumente en el futuro si el país vuelve a encontrarse en dificultades para afrontar los pagos, repitiendo la experiencia reciente con el préstamo originalmente tomado durante el gobierno de Mauricio Macri.

Pese al fuerte impulso que significa Vaca Muerta y una normativa reciente destinada a captar inversiones, varias multinacionales analizan su retirada parcial o total del mercado energético argentino. Mientras algunos grandes jugadores se repliegan estratégicamente, otras empresas mantienen firmes sus planes de expansión, marcando un escenario contradictorio en el sector

En medio del auge del sector energético en Argentina, impulsado por el desarrollo de Vaca Muerta y la sanción de la “Ley Bases y puntos de partida para la libertad de los argentinos”, llama la atención la escasa cantidad de proyectos presentados en el marco de dicha ley. Además, contrariamente a lo esperado, se observa una tendencia hacia la salida de algunas multinacionales de la estratégica región del shale neuquino.

En el último año, además de empresas del sector energético, varias  multinacionales de diversos sectores han decidido retirarse de Argentina: Procter & Gamble (P&G), una operación incluyó marcas emblemáticas como Pampers, Gillette y Pantene. HSBC, el banco británico acordó vender su filial argentina al Grupo Financiero Galicia por 550 millones de dólares. Esta transacción abarcó todas las operaciones de HSBC en el país, incluyendo banca, gestión de activos y seguros. ​

El banco brasileño Itaú, vendió su unidad en Argentina al Banco Macro por aproximadamente 50 millones de dólares. Esta venta comprendió 99 sucursales y más de 400.000 clientes. Hay más: Telefónica, Clorox, Xerox, Hasbro, Falabella, Walmart, Latam Airlines, Mercedez Benz y siguen las firmas…

Según Forbes, tres importantes actores del sector analizan desprenderse parcial o totalmente de sus activos, siguiendo los pasos recientes de ExxonMobil. Equinor, la petrolera noruega, ha encomendado al Bank of América evaluar el interés del mercado en sus participaciones en Bandurria Sur y Bajo del Toro Norte, tras resultados decepcionantes en su proyecto offshore en el Mar Argentino. Sin embargo, la empresa mantendría su apuesta en otros bloques offshore frente a la costa bonaerense y Tierra del Fuego, aunque estos últimos despiertan poco interés debido a las enormes incertidumbres exploratorias.

Por su parte, TotalEnergies sorprendió al mercado cuando su CEO global, Patrick Pouyanné, anunció en la prestigiosa conferencia CERAWeek la intención de desprenderse de licencias para producir shale oil en Argentina, particularmente en áreas valiosas como La Escalonada y Rincón de la Ceniza. Fuentes cercanas a la compañía aclararon que esto es parte de un proceso normal de evaluación y no implica un retiro definitivo del país. De hecho, TotalEnergies continúa fuertemente posicionada en el sector gasífero argentino, liderando el proyecto offshore Fénix, recientemente iniciado junto a Pan American Energy y Harbour Energy, con una inversión cercana a los US$ 700 millones.

La tercera empresa que evalúa su salida es Petronas, la petrolera estatal malaya, que tras abandonar el proyecto Argentina GNL en sociedad con YPF, ahora considera desprenderse de su participación en La Amarga Chica, uno de los bloques petroleros más productivos de Vaca Muerta. Según la compañía, citada por Forbes, esta revisión forma parte de su estrategia global de ajuste permanente frente a la evolución del panorama energético mundial. La salida del proyecto de exportación de GNL en conjunto con YPF, merece un capítulo aparte.

Este fenómeno se explica parcialmente por la notable valorización de Vaca Muerta tras superar una compleja curva de aprendizaje en técnicas extractivas y resolver importantes desafíos de infraestructura. La operación de Pluspetrol adquiriendo activos de Exxon por cifras elevadas incentivó a otras multinacionales a considerar monetizar sus inversiones en el contexto actual de estabilidad relativa y expectativa de flexibilización cambiaria.

Sin embargo, no todas las multinacionales siguen esta tendencia. Shell, Chevron y Harbour Energy mantienen firmes sus planes de expansión en Argentina. Shell recientemente suscribió acuerdos con YPF para desarrollar infraestructura de gas natural licuado (GNL), mientras Chevron posiciona a Argentina entre sus activos estratégicos globales, apuntando a cuadruplicar su producción local. Ambas participan además del proyecto VMOS, que comprende un gran oleoducto hacia la costa rionegrina. Harbour Energy también reafirma su compromiso con Argentina como núcleo clave dentro de su estrategia global, anticipando un crecimiento sustancial de sus operaciones en el país.

Horacio Marín, CEO de YPF, anunció recientemente la aceleración del plan de desinversión en proyectos de exploración offshore. La compañía busca vender participaciones mayoritarias en siete áreas de exploración en alta mar, seis ubicadas frente a la costa argentina y una en Uruguay. YPF está en conversaciones con una importante empresa petrolera extranjera para la venta de una parte de su participación en un bloque en Uruguay y podría ofrecer otras áreas offshore a través de una ronda de licitaciones. El objetivo es reducir su presencia en campos maduros y concentrarse en desarrollos de mayor escala, particularmente en proyectos de GNL, con la meta de iniciar exportaciones en 2027.

Otros desinversores

En el último año, varias empresas energéticas han anunciado o concretado la venta de activos en Argentina. Hace aproximadamente dos semanas, la empresa brasileña Raízen S.A. (integrada por Cosan y Shell) inició el proceso de venta de su refinería de petróleo y su red de estaciones de servicio en Argentina, contratando a JPMorgan Chase & Co. como asesor financiero.

Por su parte, la estatal chilena ENAP vendió hace dos meses sus activos en Argentina por cerca de U$S 41 millones a una compañía controlada por el grupo financiero estadounidense XTellus Partners.

Otra estatal, la noruega Equinor (ex Statoil) informó que está considerando vender sus activos onshore en la región de Vaca Muerta, incluyendo participaciones en las licencias Bandurria Sur y Bajo del Toro Norte.

A la cabeza del desprendimiento de activos está YPF, que ha implementado una importante desinversión y reestructuración de su portafolio de activos, enfocándose en proyectos más rentables. En julio de 2024, YPF concretó la venta del Clúster Neuquén Norte, un conjunto de pozos maduros ubicados en la provincia de Neuquén. Los compradores fueron Bentia Energy, empresa fundada por el exministro de Energía Javier Iguacel, en asociación con Sima Ingeniería.

También el Grupo Pérez Companc compró recientemente activos petroleros que pertenecían a YPF, marcando el retorno del grupo al rol de operador directo en la producción petrolera. La principal adquisición concretada fue la del área petrolera El Trébol-Escalante, en la provincia de Chubut, operación valuada en 114,5 millones de dólares. Además, Pérez Companc (a través de Pecom, su subsidiaria energética) ha mostrado interés en adquirir otras áreas que YPF tiene en proceso de desinversión, como Campamento Central-Cañadón Perdido, también en Chubut.

TotalEnergies también ha tomado decisiones significativas respecto a sus activos en Argentina. En marzo de 2025, Patrick Pouyanné, CEO global de TotalEnergies, confirmó que la compañía está evaluando la venta de sus activos de petróleo no convencional en Vaca Muerta, específicamente los bloques La Escalonada y Rincón de la Ceniza, ubicados al norte de la provincia de Neuquén. Se espera que las primeras ofertas por estos activos se reciban entre finales de marzo y principios de abril.

En diciembre de 2024, ExxonMobil acordó vender la totalidad de sus activos en Vaca Muerta a Pluspetrol, una empresa de origen neuquino. La transacción incluyó cinco bloques en la formación Vaca Muerta y una participación del 21,3% en la empresa transportista de petróleo Oldelval. El monto de la operación se estimó en aproximadamente 1.700 millones de dólares.

¿Por qué tantas ventas?

La razón de estas reestructuraciones en el sector hidrocarburífero podría responder a una combinación de factores, tanto globales como locales.  El principal argumento que esgrimen públicamente las empresas vendedoras, el “reenfoque estratégico global”.

Un aspecto que no integra el discurso público de las empresas, es la necesidad de liquidez o desendeudamiento. Empresas como Raízen (formada por Shell y Cosan) pueden estar buscando liberar capital para otras operaciones más prioritarias. Lo mismo vale para ENAP o incluso Exxon, que busca monetizar activos no esenciales.

Aunque no lo manifiestan públicamente, la incertidumbre macroeconómica y regulatoria que aún subsiste en la Argentina es uno de los factores decisivos. La persistente inestabilidad cambiaria, los controles de precios (como en combustibles y tarifas), la falta de acceso libre a divisas y las intervenciones estatales (que aún el gobierno libertario aplica como herramienta política) proecupan a los planificadores en el largo plazo. La percepción de riesgo país sigue siendo alta.

Otras energéticas

En el último año, además de las empresas hidrocarburíferas mencionadas, otras compañías han iniciado procesos de venta o desinversión de activos en el sector energético argentino.

En febrero de 2023, Enel Américas firmó la venta de sus participaciones en Enel Generación Costanera y Central Dock Sud a Central Puerto por una suma total de US$ 102 millones de dólares.

El Gobierno nacional acelera la privatización de Enarsa, buscando desprenderse de activos estratégicos como centrales térmicas, participaciones en Transener y gasoductos. Se estima que la venta de estas participaciones podría generar ingresos significativos para el Estado.

La mayor transportadora de energía eléctrica de Argentina ,Transener, está en proceso de privatización. Desde diciembre, sus acciones han aumentado su valor, y se estima que la venta de la participación estatal podría generar ingresos considerables.

Estas operaciones reflejan una tendencia en el sector energético argentino hacia la reestructuración y optimización de activos, influída por factores económicos, políticos y estratégicos.

Estas decisiones no siempre significan una “huida” del país.  Una huida suele ser desordenada, reactiva, y motivada por un deterioro abrupto del entorno (como riesgo de expropiación, colapso macro o inseguridad jurídica extrema). No parecen ser los casos mencionados. Las salidas que se observan—como la de Exxon o la potencial de Total— están siendo negociadas cuidadosamente, con compradores bien posicionados y precios importantes.

Los hermanos Neuss, asociados con Roberto Cherñajovsky y Luis Galli del fondo Inverlat, compraron las distribuidoras eléctricas Edet de Tucumán y Ejesa de Jujuy, la central hidroeléctrica Potrerillos en Mendoza y la transportadora regional Litsa. Al mismo tiempo, la Secretaría de Energía anticipó un próximo llamado a licitación para reforzar el tendido eléctrico en el noroeste del país.

En julio de 2024, Newsan adquirió el 100% de Procter & Gamble Argentina, sumando marcas icónicas como Gillette, Pantene y Pampers, además de una planta de producción en Villa Mercedes y oficinas en Buenos Aires, asegurando así la continuidad laboral del personal y creando una unidad especializada en consumo masivo. Esta operación profundiza una estrategia iniciada años atrás con la adquisición de marcas como Noblex, Atma, Philco y JVC y alianzas recientes con empresas como Vestas, en energías renovables, y LG, en producción de electrodomésticos.

Fuentes de la Secretaría de Energía revelaron que la alternativa de financiamiento será mediante un cargo fijo en las facturas. Esos recursos tendrán como destino un fideicomiso, con el objetivo de iniciar las obras una vez que se obtenga una masa crítica de fondos para desarrollar la primera etapa de la construcción.

El plan tenía originalmente como objetivo principal la zona del AMBA, debido a que allí se encuentran los mayores riesgos de cortes durante los picos de demanda, especialmente en el área de EDESUR. El AMBA concentra el 40% de la demanda eléctrica nacional. Sin embargo, la novedad actual es que también están previstas licitaciones regionales, con especial énfasis en el noroeste del país.

El Grupo Neuss posee el paquete accionario de Edersa, que anteriormente pertenecía a Camuzzi y a fondos de inversión vinculados con el exjefe de Gabinete de Fernando de la Rúa, Chrystian Colombo. Luego de muchos años de dificultades económicas y tarifas congeladas, tras la asunción de Cambiemos en 2015, Edersa se asoció con Harz Energía, que adquirió el 30% de sus acciones por un valor casi simbólico.

Harz Energía es la compañía del Grupo Neuss dedicada a las energías renovables, a través de la cual se adjudicaron dos proyectos presentados por Parque Solar Villa de María de Río Seco SA, Parque Solar VMRS Mater SA, Parque Solar Cura Brochero SAU y Parque Solar CB Mater SA.

En el ínterin, Edersa acumuló una enorme deuda con Cammesa por la compra de energía y mantiene actualmente una deuda multimillonaria con el sistema eléctrico argentino por la misma razón.

Según señala La Política Online: “Al grupo Neuss hay que agregar que Edersa acumuló una deuda con Cammesa por la compra de energía que igualó, medido en dólares oficiales, lo que se pagó hace 25 años por su privatización: 10.000 millones de pesos”. Además, afirma: “Esta empresa que arrastra una deuda multimillonaria con el sistema eléctrico argentino por incumplimientos en el pago de la factura de compra de energía, tendría depósitos en dólares en un banco de Uruguay”.

Según el medio dirigido por Ignacio Fidanza, “el anticipo del llamado a licitación que hizo circular la Secretaría de Energía no cayó bien entre los empresarios”, y aseguró: “Esto parece que va a ser una licitación a medida, que puede tener como destino el mismo escándalo que se generó con la hidrovía”.

Dow, empresa líder mundial en ciencia de los materiales, y Benito Roggio ambiental (BRa), la mayor empresa de gestión y valorización de residuos; firmaron un Memorando de Entendimiento (MOU) para explorar un modelo de negocio y tecnologías de reciclaje que favorezcan la recuperación potencial de más de 500,000 toneladas por año de residuos plásticos flexibles posconsumo.
Dichos residuos actualmente se entierran en rellenos sanitarios y ambas compañías trabajarán para encontrar la mejor manera de transformarlos en productos circulares y, en consecuencia, crear una plataforma efectiva para el reciclaje de plásticos flexibles.
Esta colaboración sin precedentes, de implementarse, marcaría un hito significativo en la transformación de la industria del reciclaje y la gestión de residuos en el país. Aprovecharía diferentes tecnologías de reciclaje para intentar reducir sustancialmente los residuos plásticos, conservar los recursos naturales y promover el desarrollo de una economía circular que colabore con la concreción de un futuro más sostenible.
 
El gran reto es evaluar y validar el reciclaje de plástico flexible posconsumo a gran escala. Esta colaboración buscaría la ruta tecnológica a seguir. Es un desafío ambicioso que requiere reunir conocimientos, recursos y compromiso para encontrar el camino con viabilidad técnica y comercial. Entre todas las partes se unirán experiencias y recursos con la intención de buscar un suministro constante de materiales reciclables y un ecosistema de materiales efectivo.
 
La exploración de alternativas seguirá un plan estructurado incluyendo, entre otros puntos, la caracterización de los residuos, así como la construcción del caso de negocios para evaluar un negocio competitivo hasta 2030.
 
Sabine Rossi, directora de Sostenibilidad para América Latina en Dow P&SP, comentó: “Al embarcarnos en esta iniciativa transformadora, el espíritu de colaboración está en el corazón de nuestro enfoque. Al unir nuestros esfuerzos con diversas partes interesadas, no solo estamos abordando los desafíos de la industria, sino también siendo pioneros en soluciones que establecen nuevos puntos de referencia para la sostenibilidad. Nuestro compromiso con el análisis colaborativo subraya nuestra dedicación a crear un legado de innovación, cumplimiento e impacto compartido. Creemos que, a través del conocimiento y la acción colectiva, podemos impulsar un cambio significativo y liderar el camino hacia un futuro más sostenible”.
 
Por su parte, Gabriela Ananía, gerente de Relaciones Institucionales y Comunicaciones de Benito Roggio ambiental, expresó: “Creemos que el trabajo colaborativo con otros actores relevantes es clave para el desarrollo sostenible, y nos permite profundizar el conocimiento para continuar contribuyendo con nuestras actividades a atender los desafíos ambientales que las comunidades y las ciudades enfrentan. Este Memorándum de Entendimiento responde a la vocación de BRa por desarrollar soluciones tangibles a problemáticas de la agenda ambiental”.

Un ecosistema dinámico de materiales está emergiendo alrededor de los residuos plásticos, maximizando su valor a través de tecnologías de reciclaje y soluciones circulares. Al transformar continuamente los residuos plásticos en nuevos productos, se reduce significativamente la cantidad que termina en rellenos sanitarios o como desperdicio.
 
En Argentina, esta iniciativa, de implementarse, representaría el primer paso de un nuevo camino en la circularidad; un aporte significativo al ecosistema de materiales del país, contribuyendo a la utilización efectiva de los residuos como recursos y favoreciendo su valorización.
 
 
Acerca de Dow  
Dow (NYSE: DOW) es una de las empresas líderes en el mundo en ciencia de los materiales y atiende a clientes en mercados de alto crecimiento como los de embalaje, infraestructura, movilidad y aplicaciones de consumo. Nuestra presencia global, integración y escala de activos, innovación enfocada, posiciones comerciales líderes y compromiso con la sostenibilidad nos permiten lograr un crecimiento rentable y ayudar a generar un futuro sostenible. Operamos plantas de fabricación en 30 países y empleamos aproximadamente a 36.000 personas. Dow registró ventas de aproximadamente 43 mil millones de dólares en 2024. Las referencias a Dow o la Compañía se refieren a Dow Inc. y sus subsidiarias. Obtenga más información sobre nosotros y nuestra ambición de ser la empresa de ciencia de los materiales más innovadora, centrada en el cliente, inclusiva y sostenible del mundo visitando www.dow.com 
 

Acerca de Benito Roggio Ambiental
Benito Roggio ambiental es la compañía líder en Latinoamérica en la prestación de soluciones ambientales para una economía circular. Con más de 3 décadas de trayectoria, cuenta con 3 unidades de negocios: Servicios Urbanos; Gestión de Residuos Industriales y Comerciales y Tratamiento y Valorización de Residuos.
 
Benito Roggio ambiental cuenta con operaciones en Argentina y Uruguay y un equipo de más de 5200 colaboradores. A través de sus operaciones, anualmente recolecta más de 750.000 Tn de residuos sólidos urbanos, trata y dispone más de 5.100.000 Tn de residuos, genera energía verde a partir de biogás para más de 17.000 hogares, y produce más de 165.000 Tn de compost y material bioestabilizado a partir de residuos orgánicos.

Cámaras de Empresarios de estaciones de servicio nucleadas en la Comisión Latinoamericana de Empresarios de Combustibles (CLAEC), plantearon la necesidad de avanzar en reformas para “aggiornar” las leyes laborales en el rubro, y en la implementación del autodespacho en la región como una vía para reducir los altos costos que hoy afrontan el sector.

Durante la 64 reunión anual de la CLAEC, en Buenos Aires, los empresarios también debatieron sobre la potencialidad del GNC como una alternativa energética sostenible de impacto positivo. Delegados empresarios de los 12 países miembro de la CLAEC participaron de la segunda mesa de trabajo dedicada a los costos y aspectos laborales que afectan a la actividad.

“Costos laborales que rondan más del 50 % del costo total; alta rotación de personal, regulaciones y legislación laboral vetustas” fueron algunos de los puntos en común que se repitieron entre las exposiciones realizadas.

Carlos Guimaraes, vice 1º de la Federación Nacional de Comercio de Combustibles y Lubricantes de Brasil sostuvo que “La legislación de Brasil es una de las más rígidas y cada día se complica más. Es muy beneficiosa para los empleados y poco para los empleadores”.

En la misma línea, Gonzalo Rodríguez, presidente de la Cámara de Comerciantes de Derivados del Petróleo, Gas y Afines (CAPEGA), aseguró que en Argentina el sector se rige por “una legislación laboral vetusta que es urgente aggiornar para generar más empleo, garantizar previsibilidad y seguridad jurídica”.

Por su parte, Adriana Sors, presidenta de la Cámara de Estaciones de Combustibles y Anexos de Entre Ríos, detalló que el costo laboral representa el 45 por ciento en la matriz total. “Si la remuneración de un operario de playa ronda hoy los 950 a 1.000 dólares el 45 por ciento del mismo son las cargas sociales e impositivas”, planteó.

En Uruguay transitan una situación similar. “El costo laboral es del 50 por ciento y el marco normativo es muy complejo.Entre la Constitución, las leyes y las ordenanzas cada vez hay más costos”, aseguró Federico de Castro, de la Unión de Vendedores de Nafta del país vecino.

Tras las exposiciones de Perú, Honduras, República Dominicana, Ecuador, Guatemala, México, Paraguay, El Salvador, marcadas por similares realidades, los participantes coincidieron en que una alternativa para reducir los costos es la implementación del autoservicio, sistema que ya se implementa en varios países de la región.

“Con márgenes regulados, costos subiendo, regulaciones que aumentan. Entonces pedimos que se regule el autoservicio para bajar costos. Creemos que es cuestión de tiempo”, plantearon desde la delegación de República Dominicana.

“Es el inicio de un cambio cultural que nos igualará al resto del mundo, que nos permitirá descomprimir los costos y seguir garantizando un buen servicio”, acotó Rodríguez, de CAPEGA.

Organizadas por CECHA, las deliberaciones de la CLAEC tuvieron lugar en el Hotel Marriot Buenos Aires. En su transcurso el secretario de Relaciones Institucionales de la CECHA, Carlos Gold, asumió la presidencia de la entidad regional.

La reunión contó con la presencia de delegaciones de República Dominicana, El Salvador, Costa Rica, Guatemala, Perú, Brasil, Colombia, Ecuador, México, Paraguay, Uruguay y Honduras, además de referentes de cámaras y federaciones de toda la Argentina nucleadas en la CECHA.

Los participantes debatieron además sobre la Potencialidad del GNC, las políticas y regulaciones vigentes, la penetración del gas vehicular en el parque automotor, su demanda ante escenarios de reemplazo de combustibles líquidos y su capacidad de incidencia y sostenibilidad en contraste con la promoción de los autos electricos o hibridos.

En este marco, el caso de Argentina tuvo un lugar destacado. “Supimos ser pioneros en el mercado del GNC en la región lo que nos permitió contar con una red de 2085 estaciones en todo el país, pero hoy estamos estancados”, señaló Jorge Saad, presidente de la Cámara de Expendedores de Santiago del Estero.

La participación del gas natural para GNC respecto al volumen total del gas consumido ha caído sostenidamente desde el 9,1 % en 2004 a 4,97 % en 2024 y las conversiones que en 2004 promediaron 26.266 vehículos, en el 2024 alcanzaron en promedio 5.417, una caída del 79 por ciento.

“En la última década hubo cambios importantes que impactaron en el sector y que nos llevan a la situación actual, con caída del porcentaje de las reconversiones y con precio de venta no competitivo en relación al precio de las nafta”, planteó Juan Manuel Rumin, presidente de la Cámara de Estaciones de Servicio de Rosario (CESGAR).

“Hay que salir de la meseta, el GNC sigue siendo la alternativa más sostenible por su menor impacto ambiental, menor costo y su alcance social”, destacó Analía Salguero, dirigente de la Cámara de Expendedores de San Juan (CECA).

En el encuentro empresario también se analizaron cuestiones tales como la aplicación de inteligencia artificial en el sector. Se discutieron los avances tecnológicos en métodos de pago, incluyendo el uso de reconocimiento facial y financiamiento bancario integrado. En las tiendas y playas de combustibles, la IA ofrece herramientas para optimizar la gestión de inventarios, automatizar el cobro de productos y mejorar la experiencia del cliente mediante recomendaciones personalizadas.

La demanda de energía eléctrica registró en febrero una suba interanual de 0,5 %, al alcanzar los 12.911,7 GWh a nivel nacional y se encuentra entre los 10 consumos más importantes en términos históricos. (récord de marzo 2023:13.996,3 GWh). Asimismo el 10 de febrero se anotó un nuevo récord de potencia al llegar a los 30.257 MW, detalló el informe periódico de la Fundación Fundelec.

No obstante, las distribuidoras de electricidad en Capital Federal y el GBA tuvieron una caída de -5,3 % en la demanda del segundo mes del año. Bajaron los consumos comerciales e industriales, mientras que aumentaron los residenciales a nivel nacional.

DATOS DE FEBRERO 2025

En febrero de 2025, la demanda neta total del MEM fue de 12.911,7 GWh; mientras que el año anterior había sido de 12.848,1 GWh1. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 0,5 por ciento.

En febrero se produjo también una baja intermensual de -5,1 %, respecto de enero último, cuando la demanda de energía había alcanzado los 13.606,2 GWh, pero debe considerarse la incidencia de los tres días menos que tiene febrero contra enero.

El día 10 de febrero de 2025 se registró entonces un nuevo máximo histórico de demanda de potencia en el SADI con una marca de 30.257 MW a las 14:47 y una temperatura en GBA de 37.9 C°, lo que superó el récord anterior de 29.653 MW del 1 de febrero de 2024.
En cuanto a la demanda residencial de febrero, se alcanzó el 48 % del total país con una suba de 1,9 % respecto al mismo mes del año anterior.

En tanto, la demanda comercial descendió -0,1 %, siendo el 28 % del consumo total. Y la demanda industrial fue el 24 %, con una suba en el mes del orden del -1,9 %, aproximadamente.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES

La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido febrero de 2025): 5 meses de baja (marzo de 2024, -14,6 %; abril, -0,4 %; junio, -7 %; septiembre, -6,6 %; y diciembre de 2024, -2,2 %) y 7 meses de suba (mayo de 2024, 12,9 %; julio, 6 %; agosto, 3,5 %; octubre, 2,2 %; noviembre de 2024, 0,2 %; enero de 2025, 4 %; y febrero de 2025, 0,5 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba del 2,2 por ciento.

CONSUMO PROVINCIAL DE FEBRERO

En cuanto al consumo de electricidad por provincia en febrero, 19 fueron las provincias y/o empresas que marcaron ascensos: Santiago del Estero (16 %), Tucumán (15 %), Chaco (11 %), Santa Cruz (10 %), Córdoba y La Rioja (9 %), Corrientes (8 %), Salta (7 %), San Luis (6 %), San Juan y Misiones (5 %), Formosa, Catamarca y Río Negro (4 %), Santa Fe (3 %), Chubut, Neuquén, Mendoza y EDES (2 %). En tanto, La Pampa mantuvo el mismo nivel de consumo que en febrero del año anterior.

Por su parte, 7 provincias y/o empresas presentaron descensos en el consumo: EDELAP (-8 %), EDEN (-5 %), Entre Ríos y Jujuy (-4 %) y EDEA (-2 %).

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron el 30 % del consumo total del país, anotaron un descenso conjunto de -5,3 %. Los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una baja de -6 %, mientras que en el área de EDESUR la demanda descendió -4,3 %.

TEMPERATURA

Observando las temperaturas, el mes de febrero de 2025 fue levemente menos caluroso en comparación con febrero de 2024. La temperatura media fue de 26.1 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 26.3 °C, y la histórica es de 23.6 °C.

DATOS DE GENERACIÓN

La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el aumento del aporte de las energías alternativas (fotovoltaica y eólica). En febrero, la generación hidráulica se ubicó en los 2.132 GWh, lo que representa una variación del -25,6 % respecto a 2024.

Por su parte, la potencia instalada es de 43.525 MW, donde el 58 % corresponde a fuente de origen térmico y un 38 % de origen renovable (alternativa e hidráulica). Asimismo, el despacho térmico fue mayor, al mismo tiempo que el consumo de combustible también terminó siendo mayor si se compara mes a mes a nivel del total.

Así, en el segundo mes del año siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 59,28 % de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas aportaron el 15,88 % de la energía demandada, las nucleares proveyeron el 5,88 %, y las generadoras de fuentes alternativas 14,92 % del total demandado. La importación de electricidad representó el 4,04 % de la demanda total del mes.

El Secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, sostuvo que “a partir de la llegada de (Donald) Trump (a su segundo gobierno de los EE.UU) cambió la agenda” en materia de energía, y destacó que la Argentina puede tener un papel relevante en este contexto internacional.

“El cambio climático está pero la agenda de transición (energética) se postergó en el tiempo, y le agrega un nivel de racionalidad y de plazos que no tenía” sostuvo el funcionario, aludiendo a los objetivos de descarbonización, y avance de las fuentes renovables.

González añadió que “asistimos a una tremenda demanda de energia eléctrica por el desarrollo de la Inteligencia Artificial, y una de las formas mas eficientes de producirla es a partir de la generación con uso del gas natural, dado que producir la (energía) nuclear demanda varios años”.

En este contexto cobran mayor relevancia los proyectos energéticos en carpeta a nivel local, a la espera de su aprobación para contar con el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).

González hizo hincapié en que “hace pocos días se resolvió aprobar la aplicación del RIGI al proyecto VMOS” (Oleoducto Vaca Muerta Sur), “Ya hay 11 proyectos presentados y dos aprobados para el RIGI”. “Estamos en los tramos finales (hacia la aplicación del RIGI) al proyecto de LNG PAE-Golar y demás socios” (YPF, Pampa Energía, Harbour Energy, ), afirmó.

Se trata del proyecto encarado por Southern Energy con la instalación del barco procesador de gas natural licuado “Hilli Episeyo” en 2027, al que aportarán gas producido en la Cuenca Austral y en la Cuenca Neuquina, su transporte por el Gasoducto San Martín y el futuro gasoducto desde Vaca Muerta (NQN) hasta una terminal en el puerto de Río Negro. La inversión prevista es de U$S 2.900 millones en los primeros 10 años.

El funcionario participó en la ciudad de Neuquén del evento “Vaca Muerta Insights”. Explicó que “el gobierno genera las condiciones, y grupos de productores deciden asociarse, invertir y conseguir financiamiento de las obras que, si las hiciera el Estado serían más caras, sin duda”.

González (ex CEO de YPF) consideró que “también deberian venir compañias del midstream para hacer este tipo de obras de infraestructura , lo que va suceder en la medida en que bajen las tasas de interés” internacionales.

Acerca del mercado eléctrico, González destacó la decisión de desregulación del sector. “Queremos que la generación pueda contratar su combustible libremente”. Señaló que “hoy tenemos un corsé que se llama Plan Gas y lo vamos a respetar”, en relación a los contratos vigentes desde el anterior gobierno para el abasto de gas para generar a través de Enarsa y Cammesa.

Con relación a las centrales hidroeléctricas del Comahue cuyas concesiones al sector privado desde la década del 90 ya caducaron, González señaló que “estamos cerca de avanzar con la nueva licitación”.

“Nos tenemos que reunir con los gobiernos de Neuquén y de Río Negro para compartir el pliego en preparación y explicarles el modelo de negocios”. “No vamos a licitar la operacion y el mantenimiento sino que vamos a concesionar las cuartro centrales”, puntualizó, en alusión a El Chocón, Alicurá, Piedra del Aguila y Cerros Colorados.

En tanto que Neuquén y Río Negro alojan a dichas centrales, reclaman participar del nuevo esquema, algo que se había acordado durante el gobierno de Alberto Fernández. Reclamaban mayores ingresos a Nación por la energía generada.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó la necesidad de trabajar como industria para bajar los costos de las empresas de servicios en Vaca Muerta. “No puede ser que con las condiciones económicas actuales las operadoras sigamos pagando costos unitarios (de proveedoras de servicios) más caros que en el Permian. Nosotros tenemos que competir con Estados Unidos y vamos a trabajar para bajar esos costos” afirmó durante su participación en el “Vaca Muerta Insights”, en Neuquén.

El directivo enfatizó al respecto que “tomamos la decisión de patear el tablero y vamos a bajar esos costos para toda la industria, que hoy son hasta 35 % mayores”. “Hablé con los CEOS de las compañías mas grandes (de servicios petroleros en perforación, fracturas) y nos reuniremos pronto para revisar los costos. “Hay herramientas muy importantes que son 300 % mas caros que en Permian”, insistió.

La cuestión de la baja de los costos para producir petróleo y gas es un objetivo constante de la industria, y de hecho han habido muy importantes logros desde el arranque de la actividad, por caso en Vaca Muerta. Pero esta cuestión es crucial al considerar las inversiones en la infraestructura necesaria para incrementar la producción, procesarla, transportarla, y exportarla, en momentos de fuertes cambios en los mercados internacionales del crudo y del GNL.

Marín detalló que la compañía trabaja con el objetivo de alcanzar una producción de 200 mil barriles de crudo día aproximadamente hacia fin de año. En este escenario, el proyecto del oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) se convierte en estratégico para toda la industria ya que pone fin definitivamente al cuello de botella actual en el transporte de petróleo.

“La cuenca podría estar produciendo y exportando 1.5 millones de barriles en los próximos años”, afirmó Marín.

También, se refirió a las oportunidades que se le abren al país por el proyecto Argentina LNG (de producción y exportación). “Estamos muy avanzados para lograr las tres fases del proyecto: La primera con PAE, Pampa (Energía), Harbor y Golar; la segunda con Shell y tres supermajors como compradores; y una tercera, que podría avanzar rápidamente”, describió Marín. Y refirió que “Esperamos tener firmados los acuerdos finales de inversión durante el año que viene”.

“El objetivo es que Argentina exporte 30 mil millones de dolares en hidrocarburos a partir de 2031”, reiteró.

En cuanto a la actividad de YPF costa afuera, Marín hizo hincapié en la exploración prevista en el off shore profundo (áreas de gran sedimentación y de alta permeabilidad) en el Mar Argentino junto con Equinor, y en Uruguay, donde la compañía accedió a un área de 17 mil kilómetros cuadrados de superficie. Señaló al respecto que “no tenemos ningna negociacion abierta con Petrobrás para perforar en aguas profundas y estamos procurando una asociación con otra operadora de experiencia internacional”.

El directivo hizo especial hincapié en que “Para lograr este nivel de actividad, es clave la capacitación técnica. Toda la industria tiene que apoyar la creación del Instituto Vaca Muerta, no podemos ser competitivos si no capacitamos y cuidamos a los trabajadores”, señaló el CEO de YPF.

Marín destacó “el rol del gobierno nacional (Javier Milei) para generar las condiciones de desarrollo de la industria y la apertura de los mercados”.

La retirada de las áreas maduras

Marín reiteró el objetivo de que “este año YPF quede afuera” de la producción convencional en yacimientos hidrocarburíferos maduros en varias cuencas. Describió en este sentido avances en los procesos de cesión de áreas (Plan Andes) a otras operadoras en Mendoza, en Neuquén, en Río Negro y en Chubut.

“En Santa Cruz y en Tierra del Fuego estamos negociando con los gobiernos provinciales” (que condicionan la decisión) explicó Marín. Consideró que “YPF salió tarde de algunos campos maduros en estas provincias”, y aseveró que se toma en cuenta “salir, lógicamente, con paz social” .

En alusión a estas dos provincias agregó que “Estamos saneando el medio ambiente en cabeza de YPF y cuando hagamos la saneamiento avanzaremos con la reversión” (de las áreas a las provincias). “Infiero que la política jugó fuerte para que YPF (de mayoría accionaria estatal) haya perdido plata durante muchos años manteniendo estas locaciones”, señaló Marín.

Clusterciar Nació como compañía de ingeniería hace más de 30 años y es hoy un grupo de organizaciones formado por empresas y una fundación, enfocada en la educación, que busca ser socio estratégico en la promoción de servicios competitivos y la formación de talentos para sectores clave. Su trayectoria y su visión, reflejadas en el relanzamiento de su marca.

Lo que comenzó en 1992 como un pequeño centro de computación en Cipolletti, Río Negro, se convirtió hoy en un ecosistema para potenciar el desarrollo eficiente y competitivo de Vaca Muerta y promover la formación educativa a nivel regional. Con el relanzamiento de su marca, Clusterciar refleja esa evolución y su posicionamiento como socio estratégico para los proyectos de las operadoras y empresas de servicios de Oil & Gas, minería e industria en Argentina.

“Estamos posicionados de manera única para acompañar el desarrollo de estos
sectores estratégicos para el país. Generamos una propuesta de valor variada e
integral para ser más eficientes y competitivos, y tenemos una trayectoria extensa, un
equipo formado y talentos especializados para ofrecer hoy mismo a nuestros clientes”,
señala Francis Rimmele, fundador y presidente de Clusterciar. “Este cambio de
imagen muestra también cómo nos estamos repensando de adentro hacia afuera;
refleja nuestro propósito intrínseco, que es desafiar el paradigma del grupo
empresario, potenciando la energía de las personas para impulsar el desarrollo
sostenible de nuestros clientes”, afirma.

La transformación de Clusterciar se dio en paralelo al crecimiento de la Cuenca
Neuquina en las últimas décadas. A medida que el desarrollo de Vaca Muerta fue
demandando nuevos servicios, el grupo respondió rápidamente para satisfacer las
demandas de sus clientes: creando Ciar (ingeniería) primero, sumando luego a Trace
Group (inspección y supervisión técnica), RSN Gestión (provisión de talento
tercerizado) y finalmente, AlitáWare (soluciones tecnológicas) y la marca Clusterciar
Global para conectar su variada oferta de servicios con el mundo. Este crecimiento
siempre estuvo acompañado por un fuerte compromiso social, a través de la
Fundación Potenciar, que desde 2006 trabaja en la educación y el desarrollo integral
de las personas.

“Nuestro ecosistema nos permite ofrecer soluciones end-to-end que combinan
ingeniería, supervisión técnica, talento especializado y tecnología de vanguardia”,
afirma el CEO de las Empresas de Clusterciar, Gerardo Ardiani. “Cada empresa de
Clusterciar ha madurado y desarrollado su propio ADN, manteniendo al mismo tiempo los valores comunes del grupo: la seguridad de las personas como prioridad, el enfoque orientado al cliente, la búsqueda de la eficiencia y la competitividad y el valor de la formación y la capacitación constantes”, apunta.

Con más de 850 colaboradores distribuidos en más de 10 locaciones, Clusterciar ha
participado en más de 1.000 proyectos para las principales operadoras del mercado
energético. Su impacto, sin embargo, va más allá del sector: a través de la Fundación
Potenciar, el grupo ha desarrollado programas educativos que abarcan desde el nivel inicial hasta el terciario, incluyendo el recién inaugurado Instituto Potenciar Italiano (IPI) en Cinco Saltos. Con una nómina de más de 750 estudiantes entre todas sus instituciones académicas, y una proyección de llegar a 1600 estudiantes en los
próximos 4 años, su propósito es contribuir al crecimiento sostenible de la región
norpatagónica, potenciando el desarrollo educativo y contribuyendo al mismo tiempo a la formación de talentos para la industria.

“Entendimos que nosotros mismos teníamos que ser parte del desarrollo sostenible
que queríamos para la región”, cuenta Andrea Segovia, Directora Ejecutiva de la
Fundación de Clusterciar. “Uno de los desafíos que vimos desde el principio fue la
demanda creciente de capital humano que iba a traer el sector y respondimos creando programas de formación y un instituto educativo para promover el desarrollo educativo regional y formar esos talentos especializados“, señala.

Con una trayectoria de más de 30 años y la mirada puesta en el futuro, Clusterciar
seguirá aportando su equipo de talentos, su experiencia y su visión estratégica para
promover y acompañar el crecimiento productivo de la región y potenciar el desarrollo energético sostenible del país.

DATOS RELEVANTES

● Fundada en 1992 en Cipolletti, Río Negro
● Presente en más de 10 ciudades
● +850 empleados
● +1.000 proyectos terminados
● Clusterciar está integrado hoy por las empresas Ciar, Trace Group, AlitáWare, RSN
Gestión y Clusterciar Global.
● A través de Fundación Potenciar, desarrolla programas educativos que abarcan
desde el nivel inicial hasta el terciario, incluyendo el recién inaugurado Instituto
Potenciar Italiano en Cinco Saltos.

ACERCA DE CLUSTERCIAR
Clusterciar conforma un ecosistema de empresas dinámicas y especializadas que proveen
servicios bajo los más rigurosos estándares de calidad con el propósito de ser un socio
estratégico de las operadoras y empresas de servicios de Oil & Gas, minería e industria. Con
más de 30 años de trayectoria, el grupo está integrado por:
● Ciar, que ofrece servicios de ingeniería para el desarrollo y realización de proyectos.
● Trace Group, que aporta especialistas en supervisión e inspección técnica para la
industria.
● RSN Gestión, que brinda soluciones integrales de management y outsourcing de
recursos especializados.
● AlitáWare, enfocada en el desarrollo de software y servicios integrales en tecnología
de la información.
● Fundación Potenciar, dedicada al desarrollo integral de las personas a través de la
educación, la formación y la capacitación.

Con delegaciones de 12 países de América latina, empresarios de estaciones de servicio, funcionarios y representantes de principales petroleras participarán de la 64 Edición de la Comisión Latinoamericana de Empresarios de Combustibles (CLAEC), que se realizará del 26 al 28 de marzo en la ciudad de Buenos Aires.

La potencialidad del GNC, los costos y aspectos laborales en las estaciones, y la aplicación de IA en el sector serán los ejes centrales de este encuentro. El acto de apertura se realizará a las 19, en el Hotel Marriot Buenos Aires (Carlos Pellegrini 551).

Esta previsto que hablen en el acto el secretario general permanente y el presidente saliente de la CLAEC, Daniel Añon y Carlos Guimaraes, respectivamente; el presidente de CECHA, Isabelino Rodriguez; y el secretario de Relaciones Institucionales de la CECHA y presidente entrante de la CLAEC, Carlos Gold.

También estarán representantes de las principales compañías petroleras, como Mauricio Martín, director suplente de YPF y vicepresidente ejecutivo de Midstream y Downstream; Andrés Cavallari, CEO de Raizen Argentina; Santiago Zubizarreta, director general de Trafigura argentina; Hugo David, director Comercial y de Relaciones Institucionales de DAPSA; y Eduardo Torras, gerente general de Delta Patagonia.

La CLAEC reúne a entidades representativas de expendedores de combustibles de la región y después de ocho años, Argentina volverá a ser sede de su encuentro anual. En esta oportunidad, el evento contará con la presencia de delegaciones provenientes de República Dominicana, El Salvador, Costa Rica, Guatemala, Perú, Brasil, Colombia, Ecuador, México, Paraguay, Uruguay y Honduras, además de referentes de cámaras y federaciones de toda la Argentina nucleadas en la CECHA.

Los participantes debatirán sobre los principales desafíos que enfrenta el sector en la región. La primera mesa de trabajo será sobre la Potencialidad del GNC, las políticas y regulaciones vigentes, la penetración del gas vehicular en el parque automotor y sus estadísticas, su demanda ante escenarios de reemplazo de combustibles líquidos y su capacidad de incidencia y sostenibilidad en contraste con la promoción de los autos electricos o hibridos.

La segunda mesa de trabajo estará dedicada a los Costos y aspectos laborales que afectan a la actividad. Se debatirá la planificación del negocio, incluyendo la dotación de personal, los requisitos de capacitación y los exámenes preocupacionales.

Un punto central de discusión será la jornada laboral, con especial atención a las exigencias legales y la conveniencia de turnos fijos o rotativos. También se abordará la posibilidad de implementar el autoservicio, un tema que genera debate por las regulaciones vigentes y el impacto en el empleo.

El tercer eje del debate girará en torno a la aplicación de inteligencia artificial en el sector. Se discutirán los avances tecnológicos en métodos de pago, incluyendo el uso de reconocimiento facial y financiamiento bancario integrado.

En las tiendas y playas de combustibles, la IA ofrece herramientas para optimizar la gestión de inventarios, automatizar el cobro de productos y mejorar la experiencia del cliente mediante recomendaciones personalizadas. También se explorarán soluciones para la seguridad, como el reconocimiento de actitudes sospechosas, la detección de incendios y la utilización de bases de datos para prevenir incidentes.

“Si beneficia a Neuquén vamos a estar acompañándolos y esa es la misma forma de trabajo que nosotros queremos con la industria”, aseguró el gobernador Rolando Figueroa a empresarios del sector durante un almuerzo del Club del Petróleo en la Ciudad de Buenos Aires.

El mandatario ratificó la defensa de los recursos neuquinos y comprometió apoyo a las empresas para poder generar beneficios mutuos.

“Creemos que si llegamos al 2030 como todos pensamos, triplicando la cantidad de petróleo, triplicando la cantidad de gas producida vamos a poder generar 30 mil millones de dólares”, sostuvo el gobernador y aclaró: “Con la industria somos socios con diferentes objetivos, las empresas quieren ganar dinero y nosotros queremos que a la provincia de Neuquén le vaya bien”.

El gobernador se refirió a las áreas que fueron distribuidas en determinado momento para Vaca Muerta y pidió disminuir su tamaño “para poder exigirle a las empresas que hagan las inversiones”. “Tenemos que extender las inversiones en Vaca Muerta y para eso vamos a invitar a otras empresas y vamos a generar nuevas oportunidades”, remarcó.

Figueroa remarcó la importancia de garantizar mejor infraestructura dentro del área de Vaca Muerta y trabajar en un “win win” para mejorar la competitividad. “Hay que hacer las rutas y hay rutas que las utiliza solamente la industria. En esa etapa creo que tenemos que trabajar juntos”, señaló.

Agradeció también el respaldo de las empresas operadoras al plan provincial de becas Gregorio Álvarez, y convocó a las empresas de servicio para sumarse al programa.

Figueroa remarcó la importancia de confiar en la mano de obra neuquina para no dañar las finanzas de la provincia. “Tenemos que realizar un esfuerzo compartido entre todos para poder lograr que nuestra gente se pueda preparar y eso abastezca la demanda de mano de obra que tiene y va a seguir teniendo Vaca Muerta”, recalcó.

La Cámara Alta debate un proyecto de ley que propone eximir del impuesto al gas natural distribuido por redes para su uso como Gas Natural Comprimido en varias provincias del país.

Según informó el sitio “Surtidores”, el sector de estaciones de servicio sigue con atención el tratamiento legislativo de esta iniciativa, que podría impulsar la demanda de GNC en las regiones beneficiadas al aliviar la carga impositiva sobre el transporte de gas por redes.

La propuesta, impulsada por la senadora rionegrina Silvia García Larraburu, busca equilibrar los precios del combustible en el interior con los vigentes en el Área Metropolitana de Buenos Aires, donde el GNC es significativamente más económico.

El proyecto plantea la incorporación del Artículo 10 bis a la Ley Nº 23.966, estableciendo la exención impositiva para el gas natural destinado a GNC en las provincias de Neuquén, La Pampa, Río Negro, Chubut, Santa Cruz, Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, además del Partido de Patagones en Buenos Aires y el Departamento de Malargüe en Mendoza.

El GNC frente a desafíos estructurales

La industria del Gas Natural Comprimido atraviesa un período de dificultades marcadas por la falta de incentivos, financiamiento y coordinación entre los actores del sector. Gustavo Frontera, especialista en la materia, analiza los desafíos y oportunidades que enfrenta el GNC en Argentina.

La medida propuesta busca aliviar la carga económica de los usuarios del interior, quienes enfrentan costos de movilidad considerablemente más altos que en el AMBA. La senadora García Larraburu enfatizó el impacto positivo que tendría en las estaciones de servicio, preocupadas por la disparidad de precios en todo el país.

“La desigualdad en el costo del GNC impulsa a los usuarios a optar por combustibles líquidos, afectando la rentabilidad de las bocas de expendio que dependen del gas automotor”, advirtió la legisladora.

Los taxistas y conductores de flotas de transporte figuran entre los más perjudicados por esta situación. “En las provincias patagónicas, los taxistas deben cargar GNC varias veces al día, afrontando costos mucho más elevados que en Buenos Aires”, explicó. Asimismo, destacó que la extensión territorial y las bajas temperaturas convierten el uso del automóvil en una necesidad básica y no en un lujo.

Un debate con antecedentes y perspectivas

La senadora García Larraburu ya había presentado iniciativas similares en 2018 y 2023, aunque hasta ahora no había conseguido el respaldo necesario para su aprobación. Su argumento central radica en la falta de equidad en la política impositiva, dado que la Ley Nº 27.209, sancionada en 2015, eximió del impuesto a los combustibles líquidos a varias provincias del interior, pero no incluyó al GNC.

“El gas es un insumo fundamental en el interior del país, y las estaciones de servicio necesitan reglas claras para continuar invirtiendo y asegurando el suministro”, concluyó la senadora del Bloque Unidad Ciudadana.

Fundación YPF lanzó la inscripción a la cuarta edición de Ingenias+, una serie de cursos gratuitos de programación, datos y diseño web para mujeres de más de 18 años.

Los cursos disponibles son de Desarrollo Web Frontend, Diseño UX/UI, Data Analytics,
Ciberseguridad, Desarrollo Backend, y Data Science, para mujeres que estén dando sus primeros pasos en el mundo de la tecnología.

Pueden anotarse mujeres que viven en las localidades de La Plata, Luján de Cuyo, Cutral Có, Plaza Huincul, Rincón de los Sauces, Añelo, Neuquén Capital y Sierra Grande.

El plazo para inscribirse a los cursos, que se dictarán dos veces por semana de forma virtual, es hasta el 26 de marzo, ingresando a ingenias.educalabs.org

Estos cursos forman parte de Ingenias, el programa de Fundación YPF que promueve el ingreso de mujeres al mundo de la ciencia y la tecnología desde los 12 años.

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas para el período 31/03 al 13/04/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

Se recibieron 31 ofertas que totalizaron un volumen de gas de 17.350.000 metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 2,70 por Millón de BTU en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), y de U$S 3,62 MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.

Un total de 11 ofertas llegaron desde productores en Neuquén (5.550.000 m3/d), 8 ofertas desde Tierra del Fuego (7.500.000 m3/d), 5 ofertas desde Noroeste (1.600.000 m3/d), 3 ofertas desde Santa Cruz (1.400.000 m3/d) y 4 ofertas desde Chubut (1.300.000 m3/d).

Edison Energía S.A, liderada por los hermanos Neuss, inversores corporativos como Inverlat Investments y diversos inversores particulares tales como Ruben Cherñajovsky y Luis Galli entre otros, ha adquirido recientemente el control de la Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán (EDET), la Empresa Jujeña de Energía (EJESA), Líneas de Transmisión del Litoral (LITSA) y la generadora hidroeléctrica CEMPSA en Mendoza.

“Con esta operación, la compañía, respaldada por un importante capital argentino, se compromete a realizar una inversión significativa en infraestructura energética, con un plan de inversión de más de 300 millones de dólares en los próximos cinco años”, comunicó la compañía.

La transacción busca fortalecer la presencia regional del grupo, optimizar la gestión operativa y garantizar un suministro eléctrico eficiente y sustentable en provincias clave del país como Jujuy, Tucumán y Mendoza, apostando además por la transición hacia energías limpias.

La inversión estará orientada tanto a la distribución eléctrica como al transporte eléctrico a través de Distribución Troncal, buscando una mejora sustancial en la eficiencia y calidad del servicio para los usuarios, se indicó.

“La decisión estratégica de conformar Edison Energía S.A. surge como respuesta proactiva ante la salida de actores internacionales del mercado argentino, reafirmando así la confianza del grupo en el potencial económico local. En este sentido, Edison Energía S.A. mantendrá la continuidad operativa, preservará las fuentes laborales y realizará inversiones significativas en infraestructura tecnológica y sostenible”, se describió .

El grupo inversor, conformado entre otros por la familia Neuss e Inverlat Investments (liderado por Carlos Giovanelli, Damián Pozzoli, Guillermo Stanley y Federico Salvai), cuenta con una vasta experiencia en el sector energético, se detalló. La familia Neuss, actualmente participa en la distribuidora de energía de la provincia de Río Negro, que anteriormente estuvo bajo la propiedad de Inverlat. Este último, con una trayectoria que data desde 2003, destaca como sus principales inversiones al día de hoy Havanna y Aspro Servicios Petroleros.

El ministerio de Energía y Recursos Naturales del Neuquén informó que la producción de petróleo en la provincia durante el mes de febrero de 2025 alcanzó los 463,16 miles de barriles por día (bbl/d); lo que representa un aumento de 0,11 % respecto al mes de enero último. Y en comparación con el mismo mes pero de 2024, la producción de petróleo se incrementó 21,38 por ciento.

Asimismo, se indicó que en el período bimestral enero-febrero de 2025, la producción de petróleo fue 20,38 % superior en comparación con el mismo lapso de 2024. Al respecto se describió que tal incremento en la producción de petróleo se debe principalmente al aumento en las siguientes áreas productivas:

 Loma Campana (+4947 bbl/d)
 Loma La Lata – Sierra Barrosa (+3953 bbl/d)
 Puesto Parada (+3124 bbl/d)
 Coirón Amargo Sureste (+1167 bbl/d)
 Aguada del Chañar (+1157 bbl/d)

Por otro lado, la producción de gas en febrero último fue de 97,62 millones de metros cúbicos por día (MMm³/d), lo que representa un aumento del 5,62 % respecto a enero de 2025. En comparación con el mismo mes de 2024, la producción de gas se incrementó 9,22 por ciento.

En el acumulado de enero y febrero últimos la producción de gas registró una suba de 9,13 % comparada con el mismo bimestre de 2024. Este aumento se debe principalmente a la mayor producción en las siguientes áreas:

 El Mangrullo (+2,28 MMm³/d)
 Fortín de Piedra (+1,73 MMm³/d)
 Rincón del Mangrullo (+1,18 MMm³/d)
 La Calera (+0,54 MMm³/d)
 Loma La Lata – Sierra Barrosa (+0,49 MMm³/d)

Desde el Ministerio se destacó que la extracción no convencional representa el 95,31 % de la producción total de petróleo y el 88,56 % de la producción de gas en la provincia.

Con delegaciones de 12 países de América latina, empresarios de estaciones de servicio, funcionarios y representantes de las principales petroleras participarán de la apertura de la 64 edición de la Comisión Latinoamericana de Empresarios de Combustibles (CLAEC), que se realizará del 26 al 28 de marzo en la ciudad de Buenos Aires.

La potencialidad del GNC, los costos y aspectos laborales en las estaciones, y la aplicación de IA en el sector serán los ejes centrales de este encuentro.

El encuentro que se desarrollará en el Hotel Marriot Buenos Aires comenzará el miércoles 26, a las 19, con el acto de apertura a cargo del secretario general permanente y el presidente saliente de la CLAEC, Daniel Añon y Carlos Guimaraes, respectivamente; el presidente de CECHA, Isabelino Rodriguez; y el secretario de Relaciones Institucionales de la CECHA y presidente entrante de la CLAEC, Carlos Gold.

También estarán presentes el diputado nacional (LLA) Gabriel Bornoroni y representantes de las compañías YPF, Raizen, Axion Energy, Trafigura Argentina, Delta Patagonia y Dapsa.

La CLAEC reúne a entidades representativas de expendedores de combustibles de la región y después de ocho años, Argentina volverá a ser sede de su encuentro anual. En esta oportunidad, el evento contará con la presencia de delegaciones de República Dominicana, El Salvador, Costa Rica, Guatemala, Perú, Brasil, Colombia, Ecuador, México, Paraguay, Uruguay y Honduras.

Los delegados de los países participantes debatirán sobre los principales desafíos que enfrenta el sector en la región. La primera mesa de trabajo será sobre la Potencialidad del GNC, las políticas y regulaciones vigentes, la penetración del gas vehicular en el parque automotor y sus estadísticas, su demanda ante escenarios de reemplazo de combustibles líquidos y su capacidad de incidencia y sostenibilidad en contraste con la promoción de los autos electricos o hibridos.

La segunda mesa de trabajo estará dedicada a los Costos y aspectos laborales que afectan a la actividad. Se debatirá la planificación del negocio, incluyendo la dotación de personal, los requisitos de capacitación y los exámenes preocupacionales.

Un punto central de discusión será la jornada laboral, con especial atención a las exigencias legales y la conveniencia de turnos fijos o rotativos. También se abordará la posibilidad de implementar el autoservicio, un tema que genera debate por las regulaciones vigentes y el impacto en el empleo.

El tercer eje del debate girará en torno a la aplicación de inteligencia artificial en el sector. Se discutirán los avances tecnológicos en métodos de pago, incluyendo el uso de reconocimiento facial y financiamiento bancario integrado.

En las tiendas y playas de combustibles, la IA ofrece herramientas para optimizar la gestión de inventarios, automatizar el cobro de productos y mejorar la experiencia del cliente mediante recomendaciones personalizadas. También se explorarán soluciones para la seguridad, como el reconocimiento de actitudes sospechosas, la detección de incendios y la utilización de bases de datos para prevenir incidentes.

Con el propósito de fortalecer las condiciones de empleabilidad y el desarrollo técnico de los neuquinos y neuquinas, el gobernador Rolando Figueroa y el ministro de Trabajo y Desarrollo Laboral, Lucas Castelli, firmaron un convenio con el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) a través del cual, con el patrocinio de Shell Argentina, se potenciarán capacitaciones orientadas a la industria hidrocarburífera.

El IAPG se comprometió a promover acciones conjuntas de colaboración y complementación para la realización de actividades destinadas al desarrollo técnico, la excelencia profesional y la divulgación de actividades relacionadas con las áreas vinculadas a la industria.

Asimismo, Shell Argentina patrocinará el programa Emplea Neuquén, con el fin de que el Instituto pueda realizar un aporte de 150.000 dólares al Plan de Capacitaciones para la formación técnico-profesional.

La selección de temas para las capacitaciones será específica para la industria de hidrocarburos, teniendo en cuenta las demandas del sector identificadas en las mesas de diálogo social, en el consejo sectorial de hidrocarburos y las que surgieron por medio del trabajo territorial.

Por otra parte, el gobernador Figueroa firmó un convenio con el gerente general de Pluspetrol, Julián Escuder, por el cual la empresa se incorporará como “aliado platino” y aportará un millón de dólares para el plan provincial de Becas “Gregorio Álvarez”. Además, el gobernador suscribió un acuerdo con el titular del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), Ernesto López Anadón, y esa entidad sumará otros 250.000 dólares.

“Este respaldo representa un reconocimiento a la seriedad, el profesionalismo y la transparencia con los que hemos gestionado esta iniciativa desde el primer día, así como al compromiso de las empresas que continúan apoyando esta política educativa”, destacó el gobernador tras la firma de los acuerdos en la ciudad autónoma de Buenos Aires.

Los aportes, al igual que los que realizan otras empresas, permiten dar continuidad a una política educativa diseñada por el gobernador Figueroa, que a lo largo de 2024 garantizó la inclusión de todos los neuquinos en edad escolar, independientemente de la región, ciudad, pueblo o paraje en el que residen.

Durante el año pasado, el programa alcanzó a un total de 19.232 becarios de todos los niveles educativos en toda la provincia. Para este año el gobierno, a través del ministerio de Educación, dio a conocer que el beneficio se duplicará en sus montos, respondiendo al proceso inflacionario.

Figueroa indicó que, de esta forma, la empresas y el IAPG “reafirman el compromiso con el trabajo que llevamos adelante generando nuevas oportunidades de estudio y formación en toda la provincia”.

Tenaris anuncia la incorporación de un nuevo set de fractura hidráulica en Vaca Muerta, más moderno, eficiente y con una potencia superior a los disponibles del mercado. El proyecto implica una inversión de 110 millones de dólares, continuando el camino para consolidar a la compañía como uno de los actores más relevantes del mercado de servicios para pozos no convencionales. Esta inversión también contempla la incorporación de un nuevo set de coiled tubing, por lo que la compañía pasará a contar con tres sets de fractura hidráulica y tres sets de coiled tubing.

El objetivo es abastecer la demanda creciente de este tipo de operación en la Cuenca Neuquina, donde se encuentra la segunda reserva más grande de gas no convencional y la cuarta de petróleo no convencional del mundo, clave para el desarrollo energético e industrial de la Argentina.

Esta inversión consolida a Tenaris como uno de los actores más relevantes del mercado de servicios para pozos no convencionales. La decisión busca dar respuesta a la demanda creciente de este tipo de operaciones en la Cuenca Neuquina, donde se encuentra la segunda reserva más grande de gas no convencional y la cuarta de petróleo no convencional del mundo.

“Para 2026 habremos invertido más de 240 millones de dólares para brindar servicios en proyectos de explotación no convencional desde que tomamos la decisión estratégica de adquirir nuestros primeros sets de fractura hidráulica y coiled tubing en 2020” expresó Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris para Cono Sur.

Tenaris conjuga know how industrial, de operación y de gestión de servicios, diferencial que ninguna otra compañía puede ofrecer. Desde el comienzo de la operación de esta unidad de negocios, ya superó las 5.000 fracturas y, con el tercer set de fractura hidráulica, Tenaris se posicionará como el tercer proveedor de este servicio más importante del país, reafirmando el compromiso con sus clientes y el crecimiento de Vaca Muerta.

El nuevo set de fractura que estará sumando Tenaris contará con 28 bombas y un total de 70.000 hhp. Además, incorporará la tecnología DGB TIER IV que le permite mejorar su eficiencia (como fuente de energía incorpora el uso de GNC reduciendo el consumo de diésel en un 70%). Este será el primer set en el país con esta tecnología y se espera que esté operativo a principios de 2026.

En paralelo, Tenaris está finalizando la construcción de una nueva base en Vista Alegre, Neuquén, la cual se estima que esté operativa durante el primer semestre del año.

De esta manera, Tenaris busca posicionarse como una de las empresas líderes en eficiencia y calidad de servicio, apoyándose en el soporte técnico de su Centro de Investigación y Desarrollo, las capacidades de su gente, sus equipos y la digitalización de las operaciones.

Sobre Tenaris

Tenaris es líder global en la producción y abastecimiento de tubos de acero y servicios asociados para la industria de la energía y otras aplicaciones industriales. Opera una red integrada de fabricación, investigación, terminación y servicios, con instalaciones en América, Europa, Medio Oriente, Asia y África, y con presencia directa en los mayores mercados de petróleo y gas del mundo. Su equipo está conformado por más de 23 mil personas de 80 nacionalidades diferentes. En 1954 se fundó el primer centro industrial de la compañía en Campana, norte de la provincia de Buenos Aires. Hoy, Tenaris cuenta en el país con una capacidad productiva anual de 1.3 millones de toneladas, emplea de forma directa a 6.500 personas y tiene operaciones en seis provincias distintas. El 85% de su producción es valor agregado local, siendo un exportador industrial neto. La compañía opera además un parque eólico y se encuentra construyendo un segundo, lo que le permitirá abastecerse con un 80% de energía renovable hacia fines de 2025.

El oro subió a un máximo histórico el miércoles mientras las tensiones en Medio Oriente y las incertidumbres arancelarias de Estados Unidos elevaban el atractivo de refugio seguro de los lingotes, mientras los comerciantes esperaban la decisión de la Reserva Federal .
El oro al contado sumó 0.2% a 3.039.38 dólares la onza a las 0745 GMT. Antes de la sesión, alcanzó un máximo histórico de $3,045,24, el 15o de este año.

Los futuros de oro de Estados Unidos ganaron 0.2% a 3.046,40 dólares, informó Reuters.
”En su trayectoria actual, los futuros de oro podrían etiquetar $3,200 en poco más de un mes. Incluso si tenemos una sacudida o dos en el camino, sospecho que los toros están esperando un descuento, por pequeño que sea”, dijo Matt Simpson, analista senior de City Index.

Los inversores están preocupados por una desaceleración económica y el elevado riesgo de recesión debido a los aranceles comerciales del presidente de Estados Unidos, Donald Trump, que se consideran ampliamente susceptibles de avivar la inflación.

Los aranceles han escalado las tensiones comerciales e incluyen una tasa plana del 25% sobre el acero y el aluminio, que entró en vigor en febrero, y aranceles recíprocos y sectoriales que se impondrán el 2 de abril.


“Parece haber poca posición en el camino del oro por ahora, con renovadas tensiones geopolíticas en Medio Oriente, crecientes riesgos económicos globales e incertidumbres arancelarias que impulsan su atractivo como activo refugio contra la volatilidad del mercado”, advierten analistas económicos.


“Si la reunión del FOMC toma un tono dovish en respuesta a la creciente incertidumbre sobre cómo los aranceles pueden impactar el crecimiento… esto podría ser una luz verde para que el oro haga un empujón por encima de los $3,050”, dijo el analista jefe de mercados de KCM Trade, Tim Waterer.

Los mercados también esperan el discurso del presidente de la Fed, Powell, a las 1830 GMT, para obtener más pistas sobre las perspectivas políticas.
La plata al contado cayó 0.4% a $33.89 la onza, el platino perdió 0.7% a $989.95 y el paladio cayó 0.7% a $960.68.

El oro lleva de nuevo una marcha imparable en lo que va de año. Es uno de los activos que más se revalorizan mientras eleva su nivel como el más capitalizado del mundo, con un valor global de u$s20.152 billones, suficiente para comprar a las nueve siguientes en el mercado: seis de las siete magníficas, salvo Tesla, la saudí Aramco, todo el Bitcoin y la plata.

El presidente de YPF, Horacio Marín, anunció que este año la compañía invertirá 5.000 millones de dólares, de los cuales 3.300 millones se destinarán a Vaca Muerta.

“Para el 2026, vamos a ser una empresa 100% no convencional.”, sostuvo Marín durante su exposición en la Tercera edición del Latam Forum, organizado por el Foro Económico Internacional de las Américas (IEFA).

Marín sostuvo además que el proyecto de la compañía es a “largo plazo”, con un primer objetivo puesto en 2030, con la búsqueda de exportar para esa fecha por el eqivalente a 30.000 millones de dólares.

“Hay que empezar a pensar la YPF del futuro, la que venga después que alcancemos el objetivo 2030. Para eso creamos una vicepresidencia de Nuevas Energías que buscará desarrollar ese perfil, sumando y complementando las nuevas energías”, definió.

Según su mirada, la compañía busca no tener un “posición dominante” en Vaca Muerta, sino ser parte de un gran grupo de actores de la industria que permita desarrollar a pleno el emprendimiento.

Luego puntualizó la necesidad de alcanzar niveles altos de eficiencia y sacar provecho de la tecnología en función de la producción.

“Trabajamos para ser más eficientes. La nueva Sala RTIC nos permite hacer pozos y fracturas más rápidas. El verdadero cambio viene por el Toyota Well, que nos permite mejorar todo el ciclo de vida del pozo”, indicó.

En esa línea, agregó: “Ya logramos bajarlo 100 días al ciclo de un pozo en Vaca Muerta y eso es una baja en el capital de trabajo muy grande cuando lo multiplicas por la cantidad de pozos que hacemos por año”.

Otro punto destacado para el funcionario es el desarrollo del GNL y lograr con la producción nacional ser competitivos frente a los EE:UU., el otro gran rival en el sector.

“En la Argentina logramos precios muy competitivos con Estados Unidos, en torno a los 3 dólares el millón de BTU. Además, podemos ser competitivos en materia logística. Llegamos a Japón 14 días antes que lo que lo puede hacer Estados Unidos.”, definió Marín.

También comentó que en un reciente encuentro internacional del sector en Houston, (Ceraweek) mantuvo reuniones con empresas de primer nivel con “mucho interés en invertir en el país”, y adelantó que en los próximos meses sobre este punto “habrá importantes novedades y sorprenderán el nivel de las compañías interesadas”.

Por último, el presidente de la compañía de mayoría accionaria estatal valoró como un hecho muy importante la formación de nuevo profesionales y la creación de una generación a la altura de los desafíos de desarrollos en el sector energético.

“En YPF tenemos que promover el desarrollo del conocimiento. Por eso, vamos a becar a los jóvenes brillantes de la compañía para que se perfecciones en posgrados internacionales. Queremos tener una compañía de alto conocimiento”, indicó.

Alejandro Bulgheroni, Chairman y presidente de Pan American Energy Group (PAEG), destacó que “el país está a toda velocidad” para dinamizar desembolsos en sectores estratégicos, como la energía y la minería.

Durante su exposición en el IEFA Latam Forum, el foro de negocios que se desarrolla en Buenos Aires, el empresario elogió la Ley Bases y el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) impulsados por el gobierno nacional.

“El presidente (Javier) Milei está trabajando fuerte para generar las inversiones necesarias para el desarrollo de nuestros recursos energéticos, así como de las obras de infraestructura relacionadas a ello, que implican decenas de decenas de millones de dólares por año”, destacó el empresario.

Bulgheroni remarcó que “el consumo de energía aumenta en forma constante” y subrayó que “por ese motivo Argentina está a toda velocidad para generar las obras de infraestructura necesarias para generarla”.

En la apertura del 3° Latam Forum, en el Hotel Four Season de la ciudad de Buenos Aires, Bulgheroni sostuvo que “El gobierno, en forma acertada, está desarrollando una serie de acciones para lograr que Argentina, que produce 400 mil barriles de petróleo por día, se posicione como un gran proveedor de recursos energéticos para todo el mundo”.

Argentina finalizó 2024 con una producción de litio estimada en 70 mil toneladas, un 40 % más que en 2023 y el doble respecto a 2022, totalizó una producción gasífera de más de 51 mil millones de metros cúbicos, lo que representa un crecimiento interanual de 7,1 %, el mayor volumen extraído desde 2006 y el tercer mejor registro en lo que va de este siglo.

Además, cuenta con ocho proyectos de extracción de cobre que permitirán alcanzar una producción anual de 1,2 millones de toneladas métricas en los próximos tres años, un volumen que la ubicaría entre los cinco primeros países productores del mundo.

El exponencial crecimiento de la actividad en el sector minero ligado al cobre permitirá lograr saldos de exportación del orden de los U$S 12.000 millones hacia 2030.

“La demanda de energía se duplicará hacia 2050 y en la actualidad 1.000 millones de personas consumen el 40 % de la que se genera, mientras que 7.000 millones de personas utilizan el 60 % restante”, dijo Bulgheroni.

El máximo directivo del grupo PAE, que es el mayor productor privado de hidrocarburos de la Argentina sostuvo que “las energías renovables no son suficientes para cubrir esta demanda”, y destacó que “por ese motivo tenemos que empezar a ver a la energía nuclear como una alternativa a futuro”.

“Argentina cuenta con tres plantas de producción de energía nuclear que aportan el 5 % del total de la energía que se consume, y hay que crecer en ese rubro”, agregó.

Bulgheroni se mostró a favor de la decisión del Gobierno de impulsar la Ley de Energía Nuclear, que fomenta la creación de reactores de baja potencia pero ubicados de manera que puedan ser eficientes en la distribución para todo el país.

También manifestó su acuerdo “en impulsar acciones para convertir a la Argentina en un exportador de energía a nivel mundial” porque “hay reservas de petróleo y gas para satisfacer esa demanda y además queda mucho por explorar”.

“Argentina también cuenta con reservas de minerales como litio, cobre, oro y plata que la convierte en un actor importante en el futuro desarrollo energético mundial”, acotó.

El presidente de Pan American Energy Group indicó que “este factor es clave porque notamos como la industria automotriz fabrica cada vez más autos híbridos para reducir la contaminación y como muchas fuentes energéticas tradicionales son reemplazadas por otras renovables y no convencionales”.

“Argentina tiene exceso de recursos para lo que es su mercado interno y las inversiones que tienen que venir, y que son muchas, deben hacerlo para el mercado externo y relacionadas con lo qué pasa con la transición energética global”, continuó.

“PAE invierte todos los años más de U$S 1.000 millones porque las condiciones financieras le permiten endeudarse dos o tres veces más de lo que está para llevar adelante estas inversiones. Además, tiene un buen flujo de caja. Tenemos muchas oportunidades”, expresó sobre la compañía, que produce 250.000 barriles equivalentes de petróleo y gas por día.

Bulgheroni sostuvo que “la Argentina se está posicionando como uno de los países más importantes de la región para participar de esa transición energética mundial ya que tiene grandes oportunidades debido a sus vastos recursos y a su posición geoestratégica”.

“Tenemos que producir energía y que sea limpia, segura y accesible para todos y hoy, la única energía que, en principio y en parte, cumple con estas condiciones es el gas natural y la energía nuclear”, señaló.

“En el mundo se debe sustituir al carbón, que hoy representa el 30 % de la ecuación energética global y es altamente contaminante, aunque lamentablemente hay muchos países que piensan que no tienen otra alternativa y pese a que están haciendo muchas inversiones en energías renovables, también las están haciendo en lo que es carbón”, indicó.

Señaló que “hay una gran diferencia entre aquellos países que tienen recursos para subvencionar las energías nuevas y limpias, y gran cantidad de países, más del 50 % de la población del mundo, que no tiene los recursos y, por lo tanto, seguirán consumiendo carbón”.

La generadora Buenos Aires Energía (BAESA) acordó avanzar en el abastecimiento parcial de energía renovable al Banco de la Provincia de Buenos Aires y a la empresa Aguas Bonaerenses (ABSA), con la generación que se proyecta del Parque Fotovoltaico General Madariaga.

A partir de la adhesión de la Provincia de Buenos Aires (Ley 14838) al Régimen de Fomento Nacional para el uso de Fuentes Renovables de Energía destinada a la producción de Energía Eléctrica (Ley Nacional 26190), tanto el BAPRO como ABSA, podrán abastecer parte de su demanda con la ER producida por el Parque Solar que BAESA está encarando en el partido de General Madariaga.

Con la presencia del Subsecretario de Energía, Gastón Ghioni, firmaron el acuerdo el Presidente de BAESA, Alexis Zuliani, el Gerente General del BAPRO, Rubén Gonzalez Ocantos y el presidente de ABSA, Hugo Obed.

El Parque Fotovoltaico “Gral Madariaga” – actualmente en proceso de licitación – es uno de los proyectos de BAESA, que avanza en la diversificación de su matriz de generación.

“Con esta iniciativa, Buenos Aires reafirma sus líneas de acción en materia energética en concordancia con sus políticas de cuidado del ambiente y sostenibilidad”. “La utilización de energías renovables en reemplazo de los combustibles fósiles para generar apunta a la transformación de la infraestructura energética, industrial y productiva” en la Provincia”, se destacó.

Características del Parque Fotovoltaico General Madariaga

Ubicación: Km. 412 de la Ruta Provincial N° 11
Potencia total: 4,6 MW
Cantidad de paneles: 7.582 unidades
Generación Mwh/año: 7.943
Conexión en13,2 KV /Estación Transformadora Villa Gesell

En enero de 2025 la producción país de petróleo aumentó 11,3 % i.a. y 9,9 % en los últimos 12 meses.

La producción de petróleo convencional se redujo 6,2 % i.a. y cayó 6 % en los últimos 12 meses. En cambio, la producción no convencional (57 % del total) se incrementó 27,6 % i.a y 26,6 % en 12 meses. impulsada por el Shale, informó el IAE General Mosconi.

La cuenca neuquina impulsa el crecimiento de producción anual con un incremento de 18,8 % en los últimos doce meses.

En enero de 2025 la producción de gas natural aumentó 11,9 % i.a y 6,4 % en 12meses. La producción convencional tuvo un aumento de 7,9 % i.a. y una caída de 4,5 % en el año.

Por otra parte, la producción no convencional (63 % del total) aumentó 14,5 % i.a. y 14 % en los últimos doce meses. La cuenca Neuquina es la única que aumenta la producción gasífera. Anualmente fue 10,6 por ciento.

Demanda
En enero de 2025 las ventas de naftas y gasoil tuvieron un aumento de 1,3 % i.a. y una reducción de 5,1 % en términos anuales, respectivamente.

Durante los últimos doce meses, las ventas de naftas fueron 5,8 % menores respecto a igual periodo del año anterior, mientras que las ventas de gasoil fueron 4,2 % inferiores.

Por otra parte, la producción de gasoil se incrementó 1 % anual mientras que la producción de naftas, en el mismo periodo, fue 2 % mayor.

La demanda total de Energía Eléctrica aumentó 2,3 % i.a. en enero de 2025. Y el consumo eléctrico anual presentó una reducción acumulada de 0,1 por ciento, detalla el informe.

El gas natural entregado se redujo 1,2 % i.a. en diciembre de 2024 (último dato disponible) y crece 0,7 % en los últimos doce meses corridos, respecto a igual periodo del año anterior.

El Gobierno de Neuquén, a través del Ministerio de Energía y Recursos Naturales, otorgó cuatro nuevas concesiones hidrocarburíferas no convencionales (CENCHs) a YPF. Se trata de las áreas Narambuena, Aguada de la Arena, La Angostura Sur I y La Angostura Sur II, las primeras adjudicadas bajo la gestión de Rolando Figueroa.

Estas cuatro CENCHs abarcan 675,79 km². YPF invertirá 12.915 millones de dólares en la perforación de 700 pozos horizontales. Para la etapa piloto, la inversión será de U$S 340,3 millones, con la perforación de 27 pozos horizontales. En el caso del área Narambuena, YPF está en sociedad con Compañía de Desarrollo No Convencional SRL.

Con estas adjudicaciones, Neuquén suma un total de 51 proyectos de explotación no convencional de shale y tight, cubriendo una superficie de 10.657,5 km², lo que equivale al 36 % del total de Vaca Muerta dentro del territorio provincial. En la etapa de desarrollo continuo, se prevé una inversión de 214.600 millones de dólares y la perforación de más de 14.877 pozos, describó el gobierno provincial.

CENCH Narambuena

El área Narambuena tiene una superficie de 212,79 km2 y la titularidad corresponde en un 50 % a YPF y el 50% restante, a Compañía de Desarrollo No Convencional SRL (CDNC). Situándose, de acuerdo a la ventana de distribución de fluidos en la formación de Vaca Muerta, en la ventana de petróleo negro.

Durante la etapa piloto, con una duración de 4 años, se proyecta perforar, completar y poner en marcha 14 pozos horizontales. Estos pozos contarán con ramas laterales de entre 1.100 y 2.000 metros, entre 15 y 28 etapas de fractura y un distanciamiento de 300 metros entre pozos, distribuidos en 5 PAD, y se equiparán con las facilidades necesarias para su puesta en producción. La inversión total estimada para esta etapa es de 181,2 millones de dólares.

Una vez transcurrido el periodo de cuatro años, en la etapa de desarrollo continuo se prevé perforar 206 pozos. La inversión total del proyecto es de 3.330 millones de dólares.

CENCH Aguada de la Arena

El área tiene una superficie de 111 km2. Situándose, de acuerdo a la ventana de distribución de fluidos en la formación de Vaca Muerta, en la ventana de gas húmedo, condensado y seco.

Durante la etapa piloto, se prevé perforar, completar y poner en marcha 6 pozos horizontales. Estos pozos contarán con ramas laterales de 1.500 metros, con 25 etapas de fractura y 300 metros de distanciamiento entre pozos, distribuidos en 2 PADs, y se equiparán con las facilidades necesarias para su puesta en producción.

La inversión para esta etapa es de 63,22 millones de dólares. Mientras que, en la etapa de desarrollo continuo, se perforarán 205 pozos nuevos. La inversión total de proyecto es de 4.184 millones de dólares.

CENCHs La Angostura Sur I y La Angostura Sur II

El área NC “La Angostura Sur I” tiene una superficie de 249 km2; mientras que “La Angostura Sur II” posee una superficie de 103 km2. Situándose, de acuerdo a la ventana de distribución de fluidos en la formación de Vaca Muerta, en la ventana de petróleo volátil y petróleo negro.

En La Angostura Sur II, se proyecta perforar, completar y poner en marcha 3 pozos horizontales. Estos pozos contarán con ramas laterales de 2.000 metros y con 28 ramas de fractura. Mientras que, en la etapa de desarrollo continuo, se perforarán 87 pozos horizontales. La inversión total del proyecto es 1.951 millones de dólares.

En lo que respecta al plan piloto de La Angostura Sur I, se prevé perforar, completar y poner en marcha 4 pozos horizontales. Estos pozos contarán con ramas laterales de 2.000 metros, con 28 etapas de fractura y 300 metros de distanciamiento entre pozos, distribuidos en cuatro locaciones. En la etapa de desarrollo continuo, se perforarán 175 pozos horizontales. La inversión total del proyecto es de 3.450 millones de dólares.

“El Comité Evaluador aprobó el segundo proyecto enmarcado en el RIGI (Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones) y primero de Exportación Estratégica de largo plazo”, confirmó el ministro de Economía, Luis Caputo, con relación al Proyecto VMOS que comprende el tendido del oleoducto Vaca Muerta Sur con una inversión calculada en U$S 2.900 millones por parte de un consorcio de productores de petróleo.

“Esta inversión va a permitir exportaciones de petróleo por más de U$S 15.000 millones por año”, destacó el funcionario, quien envió “felicitaciones a Daniel Gonzalez (Secretario de Coordinación de Energía y Minería) y a todo el Comité por la pronta respuesta”.

El consorcio de productores en VMOS esta integrado por YPF, Vista Energy, Pampa Energía, Pan American Sur (PAE), Pluspetrol, Chevron Argentina y Shell Argentina. Las dos últimas confirmaron hace pocos días que se sumaban como socias en el proyecto, luego de recibir sendas aprobaciones desde sus sedes mundiales.

Este oleoducto tendrá una extensión de 437 km, una terminal de carga y descarga con monoboyas interconectadas y una playa de tanques y almacenaje en la zona de Punta Colorada, Río Negro. Se espera que esté operativo en el cuarto trimestre de 2026, y el comienzo de la operación comercial en julio de 2027.

Los Accionistas en VMOS, YPF, Vista, Pampa, PAE han comprometido aproximadamente 275 mil barriles por día de capacidad y a su vezPluspetrol, Chevron y Shell aportarían un volumen aproximado de al menos 230.000 barriles por día adicionales de transporte en firme, se describió.

OPINION

El que sigue es el Texto Base aprobado por la Mesa Directiva del IAE Gral. Mosconi -que preside Jorge Lapeña- a finales de febrero último, referido a una agenda en materia de política energética que procura abordar todos las áreas del sector, a partir del actual cuadro de situación.

1.- Infraestructura energética:
La Argentina tiene un déficit crónico de inversiones en infraestructura energética. Existen distorsiones en el mercado, producto del empleo a lo largo de muchos años de subsidios que han afectado la eficiencia, competitividad y sostenibilidad del desarrollo energético.

Esto ha ocasionado obsolescencia del parque de generación y de las redes de transporte y distribución. Y es causal de baja calidad de los suministros y de cortes reiterados que afectan los servicios públicos de electricidad y gas natural, e incrementan la vulnerabilidad en los picos de demanda.

El déficit de infraestructura, además, configura una profunda limitación para el desarrollo económico, industrial y social del país.

2- Planificación estratégica:
La Planificación energética nacional es un rol esencial indelegable del Estado Nacional. Deben definirse prioridades de inversiones, públicas y privadas, para el desarrollo de los sectores hidroeléctrico, nuclear, combustibles, gas natural y energías renovables, bajo tres premisas:

• Considerando proyectos basados en las prioridades y estudios de viabilidad técnica, económica y ambiental.
• Priorizando la transición energética, respetando políticas públicas y acuerdos internacionales.
• Asegurando transparencia y competitividad en los mercados, una administración y controles eficientes, con foco en el servicio público, el desarrollo y autoabastecimiento energético y el bien común.

3 – Política hidroeléctrica:
Impulsar la acción de gobierno para una política hidroeléctrica que considere varias alternativas para el futuro de las grandes centrales hidroeléctricas argentinas (principalmente las ubicadas en la región del Comahue). A esos efectos se propone:

a) Implementar acciones ante el vencimiento de las concesiones otorgadas por el gobierno nacional a partir de 1993 por el lapso de 30 años, que comenzaron a vencer a partir de 2023.
b) Incrementar la oferta hidroeléctrica como componente esencial de las energías renovables en la matriz eléctrica.

4.- Concesiones hidroeléctricas:
El IAE Mosconi propone como alternativa más conveniente, licitar la operación y mantenimiento de dichas centrales con empresas privadas, es decir: gestión privada de “activos productivos del Estado”.

Al mismo tiempo el Estado Nacional – propietario de dichos activos deberá gestionar y/o garantizar créditos con los bancos multilaterales de fomento y desarrollo – Banco Mundial; BID, CAF, BEI y otras agencias para realizar la extensión de vida útil de estos aprovechamientos abarcando la actualización del equipamiento hidro y electromecánico de sus centrales (revamping) y la adecuación y mantenimiento de sus obras civiles con el objeto de continuar con su operación en los próximos 50 años.

También deberá prever las cuantiosas inversiones necesarias para el mantenimiento y la ejecución de obras de adecuación de los Complejos Hidroeléctricos.

5.- Plan de inversiones eléctricas:
Necesidad urgente que la Secretaría de Energía de la Nación elabore un “Plan de Inversiones Eléctricas para el periodo 2026-2036”, que deberá ser aprobado por ley del Parlamento Nacional, el que deberá contemplar los siguientes rubros:

a) Nuevas centrales eléctricas para asegurar la eliminación definitiva de los frecuentes cortes de electricidad, y las necesidades del desarrollo futuro de la Argentina.
b) Ampliación de la red nacional de interconexión de 500 KV.
c) Ampliación de redes de distribución troncal de 132 kV y 220 kV en las regiones eléctricas incluido el AMBA.
d) Definir sin ambigüedades ni simplificaciones el “Rol de la energía nuclear” en el desarrollo de Energía Eléctrica en el periodo 2030-2050”. En estas definiciones deben jugar un rol protagónico la Comisión Nacional de Energía Atómica y Nucleoeléctrica Argentina S.A.
e) Intensificar el desarrollo de generación eléctrica en base a fuentes no convencionales: eólica, solar fotovoltaica, solar térmica biocombustibles, biogás.

6.- Distribución eléctrica:
Propiciar que las empresas distribuidoras de servicios públicos de electricidad en el AMBA (Edesur y Edenor) realicen un estudio coordinado para determinar:

a) La inversión necesaria, desagregada por barrios, en redes de distribución de media y baja tensión con el objeto de evitar los cortes reiterados en el AMBA producidos por fallas en las redes.
b) Edenor y Edesur deberán disponer y realizar la contratación anticipada de potencia firme de reserva para hacer frente a eventuales cortes en los días de máximas temperaturas.

7.- Acuerdos con Brasil:
Promover la firma de acuerdos de intercambio eléctrico compensado con Brasil. El acuerdo debe procurar recibir en verano excedentes de energía hidroeléctrica brasileña, y en invierno entregar energía termoeléctrica y/o renovable de similar cuantía desde Argentina hacia Brasil.

8.- Energía solar fotovoltaica:

Instalar energía solar fotovoltaica en puntos seleccionados de la red nacional de interconexión de 500 KV que cuenten con adecuadas condiciones.
Promover e intensificar el desarrollo de generación distribuida en el sector residencial urbano y en la industria que presente condiciones favorables para ello.

9- Transición energética:
Promover el intercambio de ideas y propuestas – entre los sectores empresarios, empresas eléctricas y sectores académicos- para elaborar un “Proyecto de Transición Energética realista para el periodo 2025-2050”, en un todo de acuerdo con lo resuelto en el “Acuerdo de Paris” y los compromisos asumidos por la Argentina con la comunidad internacional sobre el uso racional y eficiente de la energía ante el cambio climático (fuentes hidroeléctricas, eólica, solar, nuclear).

En particular se enfocarán los siguientes aspectos:

a) La generación para el servicio público de electricidad.
b) La movilidad eléctrica (automotores y ramales ferroviarios).
c) Generación Distribuida: Prosumidores.
d) Eficiencia, preservación recursos naturales regionales, otros.
e) Producción de hidrógeno verde.

10.- Viabilidad de proyectos de exportación de gas:
Exigir la presentación del estudio de Disponibilidad de Recursos Gasíferos en el largo plazo para el abastecimiento interno y los proyectos de exportación (artículo 154 de la ley 27.742 de Bases), que permita realizar un análisis sistémico sobre la viabilidad técnica, económica y ambiental de proyectos de exportación de gas argentino a diferentes mercados regionales y mundiales en el periodo 2027-2047.

En particular se considerarán los siguientes mercados:

Mercado chileno.

Mercado brasileño.

Mercado europeo.

Mercado Centroamericano.

Mercado Lejano Oriente.

11.- Conocer el Interés privado en construir, financiar y operar nuevos gasoductos en Argentina:
Realizar una compulsa en el sector privado para evaluar el interés inversor en construir y operar los nuevos gasoductos nacionales e internacionales a construir para el abastecimiento interno, llegar a la Mesopotamia para lograr la utilización plena del Gasoducto del Noreste Argentino, y exportar a los mercados regionales.

12.- Prioridades para las obras de infraestructura del gas natural.
Acelerar la construcción de obras de infraestructura para el logro de autoabastecimiento de gas natural, tales como:

Completar obras en el Gasoducto de Noreste Argentino (GNEA) – actualmente inconcluso- para transporte de gas natural de Vaca Muerta al mercado nacional y regional.

Construcción del segundo tramo del gasoducto Perito Moreno (Ex GPNK): Saliqueló- San Jerónimo, y el tramo de gasoducto GNEA desde San Jerónimo hasta Formosa.

Construcción de nuevos gasoductos: cruce del rio Paraná desde Resistencia a Corrientes y gasoducto Corrientes – Posadas. (para abastecer con gas natural las provincias de Corrientes y Misiones).

Adecuación del gasoducto de TGM: Aldea Brasileña- Paso de los Libres – Uruguayana, (para exportar gas natural de Vaca Muerta a Brasil).

13.- Pasivos ambientales:
Análisis sistémico de diferentes pasivos ambientales resultantes de la actividad energética en argentina en los últimos 50 años.
Para ello se necesita la realización de un estudio integral e interdisciplinario con un conjunto de instituciones – científicas y académicas – capacitadas y reconocidas para realizar dicha tarea.

Se evaluarán al menos los siguientes pasivos ambientales:

Pasivos ambientales generados por la actividad nuclear: de la minería del uranio; de la fabricación de combustibles nucleares, y de los generados por la operación de centrales nucleares.

Pasivos ambientales derivados de la refinación, transporte y almacenamiento de hidrocarburos.

Pasivos ambientales derivados de la actividad hidroeléctrica.

14.- Plan de exploración off shore:
Impulsar un programa de exploración costa afuera en la extensa zona económica exclusiva del Océano Atlántico.

15.-Información pública:
Implementar un programa de exposiciones públicas sobre el estado real del sistema energético con el objeto de informar a los partidos políticos argentinos, al Congreso de la Nación, a instituciones académicas y a la opinión pública.

16.- Inversiones públicas y privadas:
Hacer un relevamiento de las propuestas de inversiones proyectadas por el sector privado y por el sector público, y analizar su conveniencia y viabilidad.
Las Empresas deben asumir riesgos (propios de los negocios) y también asumir incertidumbres (para lo cual se requiere contar con reglas de juego estables).

17.-Transparencia y Competitividad energética:
Se alerta sobre la falta de transparencia y competencia en los mercados energéticos argentinos.
Se emitirá opinión sobre los precios de los principales productos energéticos en Argentina y su determinación en mercados abiertos y competitivos; incluyendo la comparación entre diferentes países.

En el caso de los servicios públicos energéticos regulados se realizarán análisis comparativos entre las diversas jurisdicciones con fines informativos. (Sistemas de subsidios y tarifas).

Se evaluará la función de la Comisión de Defensa de la Competencia en el monitoreo de los mercados energéticos nacionales:

Generación eléctrica.

Distribución de energía eléctrica en el AMBA.

Distribución de energía eléctrica en el interior.

Precios de gas natural en todos los tramos de la cadena de valor.

Hidrocarburos líquidos, combustibles.

Precios de exportación de los commodities derivados del petróleo
y el gas.

Precios de importación.

18.- Plan Nuclear:
Se destaca que aún no se ha presentado un Plan Nuclear Argentino que demuestre la factibilidad, prototipos, demanda, inversiones y costos para la futura construcción de reactores nucleares de pequeño módulo (SMR), ni las definiciones sobre la actual obra de reactor nuclear CAREM y el proyecto de la futura Central Nuclear Atucha III.

Se considera necesaria una adecuada planificación que permita contribuir a la continuidad del desarrollo de la energía nuclear argentina y de los usos vinculados a la medicina.

Deben tenerse en cuenta las necesidades de modernización y ampliación de la capacidad existente, incluyendo la evaluación integral de los proyectos e iniciativas que vinculan eventuales reactores modulares con centros de demanda intensiva originados en el desarrollo de la Inteligencia Artificial (IA).

19.- Organismos estatales y de Control:
Redefinir roles, responsabilidades, eficiencia y control de organismos de servicios y regulación energéticos.
a) ENRE, ENARGAS: Perspectivas de unificación.
b) Ejemplos de organismos supranacionales de control.
c) Roles de Enarsa, Cammesa, CNEA, NASA, etc.
d) Sistemas tarifarios que aseguren posibilidad de acceso a los servicios públicos energéticos. (Segmentación).
e) YPF. Caso Burford: Planteo de estrategias alternativas ante un reclamo altamente inconveniente e improcedente relativo al valor de las acciones de la empresa.

A través del DNU 186/2025, el Gobierno Nacional aprobó un plan de regularización de deudas que las distribuidoras y cooperativas eléctricas mantienen con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) y que no habían sido regularizadas al 30 de noviembre de 2024.

El plan de regularización de deudas incluye hasta 12 meses de gracia y 72 cuotas a una tasa equivalente al 50 % de la que cobra el Mercado Eléctrico Mayorista (que es la tasa del Banco Nación). Por otro lado, se implementará como incentivo de buenos pagadores un régimen de reconocimiento de créditos a quienes hayan cancelado la totalidad de las transacciones en el 2024 y no tengan deuda no regularizada a diciembre 2023.

Además, este esquema tiene como condición que las distribuidoras paguen la deuda corriente, sino serán multadas y perderán el beneficio. También se prevé exigirles a las distribuidoras y cooperativas eléctricas que presenten un plan de inversiones para realizar mejoras en la infraestructura de la red.

Este nuevo plan de pagos para las distribuidoras ya fue aprobado por el directorio de CAMMESA y cuenta con condiciones similares a otros planes aprobados en el pasado.

Es importante destacar que en diciembre de 2023 la tasa de cobrabilidad de CAMMESA era del 48 %, lo que significaba que los importes no cobrados se cubrían con aportes del Tesoro nacional; un círculo vicioso que se traducía en más emisión, más inflación, y una descapitalización del sistema eléctrico.

“Gracias a las medidas tomadas en estos meses por el Gobierno, que incluyeron la recomposición de las tarifas, la focalización de los subsidios y el proceso de desregulación del mercado eléctrico mayorista, la tasa de cobrabilidad hoy es del 97 por ciento”, se indicó.

El objetivo principal de esta medida es que las distribuidoras y cooperativas paguen el 100 % de la facturación corriente, lo que permitirá que puedan convertirse en sujetos de crédito y accedan a financiamiento para invertir en mejorar el sistema eléctrico, brindando un servicio de mayor calidad. Además, podrán celebrar contratos de suministro de energía con generadoras privadas.

El CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni, visitó el pozo No Convencional que PAE perfora en el yacimiento Río Chico de la Cuenca del Golfo San Jorge procurando verificar la existencia de reservorios que impulsen el rejuvenecimiento de dicha cuenca.

Bulgheroni estuvo acompañado por directivos de la Compañía y por el Secretario General del Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables del Chubut, Jorge Avila.

El dirigente sindical sostuvo que “es una visita positiva para todos ya que tanto la empresa como nosotros apostamos al éxito de este Pozo No Convencional que le dé una esperanza también a Chubut después de esta crisis que está viviendo la Cuenca”.

“Estamos haciendo juntos un esfuerzo importante para reinventar la producción petrolera en la Provincia”, agregó.

La inversión -de más de 30 millones de dólares- pone todas las expectativas en la reconversión de una Cuenca madura, que atraviesa una difícil situación, agravada por la caída del precio internacional del Crudo.

PAE realizó un pozo exploratorio con objetivo shale gas en Rio Chico. El pozo tiene una profundidad vertical de 2.347 metros con una rama horizontal de 1.500 metros y estuvo a cargo del equipo DLS 160. El proyecto demandó 25 etapas de fractura que fueron realizadas por Halliburton.

Ávila enfatizó la importancia de Pan American Energy como aliado estratégico de la Provincia, agradeciendo a Bulgheroni por su apuesta continua por Comodoro Rivadavia.

En este contexto, el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, señaló que la provincia trabaja en un marco normativo para incentivar la producción no convencional. Pero hay que esperar a ver los resultados que arroja esta exploración de PAE que, de haber buenos vestigios, perforaría varios pozos más.

Shell Argentina y Chevron Argentina confirmaron su opción de sumarse como accionistas al consorcio VMOS para la construcción del proyecto Vaca Muerta Sur, la obra de infraestructura de transporte de petróleo más importante de las últimas décadas, informó YPF, inicial impulsora de esta iniciativa.

Este oleoducto tendrá una extensión de 437 km, una terminal de carga y descarga con monoboyas interconectadas y una playa de tanques y almacenaje en la zona de Punta Colorada, Río Negro. Se espera que esté operativo en el cuarto trimestre de 2026.

El diseño del Vaca Muerta Sur permitirá transportar un volumen de crudo equivalente de hasta 550 mil barriles por día, con la posibilidad de incrementar esta capacidad a 700 mil barriles por día si fuera necesario, y la inversión ha sido estimada en 3.000 millones de dólares.

La concreción de esta obra de transporte es estratégica para el desarrollo de Vaca Muerta y, junto a otras iniciativas, permitirá ampliar la exportación de petróleo con el objetivo de lograr 15.000 millones de dólares de ingresos anuales para el país en los próximos años, y que con sus expansiones podría llegar a más de 20 mil millones de dólares, se destacó en un comunicado.

Acerca de VMOS: El proyecto entonces será encarado por un Consorcio de empresas líderes de la industria energética del país integrado por YPF, Pan American Energy, Vista Energy, Pampa Energía, Chevron Argentina, Pluspetrol y Shell Argentina, para la construcción y la operación del oleoducto Vaca Muerta Sur.

La operadora tgs, a cargo del Complejo gasífero General Cerri, en cercanías de la ciudad de Bahía Blanca, notificó a la Comisión Nacional de Valores y a ByMA que “Si bien aún nos encontramos analizando la magnitud de los daños, y el tiempo de indisponibilidad que llevará la remediación y reparación” de la Planta , la Sociedad “está arbitrando todos los medios a su alcance para mitigar los efectos del Evento (climático del 7 de marzo), incluyendo la gestión de los seguros correspondientes”.

En la notificación, el Titular de Relaciones con el Mercado describió que “como es de público conocimiento, durante el día 7 de marzo de 2025 se desarrollaron intensas precipitaciones en la ciudad de Bahía Blanca y zona aledaña, las que han provocado inundaciones en todo el ejido urbano y su zona circundante”.

“El Evento provocó el desborde del arroyo Saladillo García con impacto directo en el Complejo Cerri, afectando totalmente la producción de líquidos y parcialmente el transporte público de gas natural”, se puntualizó. “Continuaremos informando a medida que contemos con más precisiones sobre el particular” indicó la Compañía a la CNV.

El viernes en que ocurrió el desgraciado temporal con graves inundaciones, se produjo la muerte de varios pobladores de la zona. El ENARGAS había comunicado que debido a las condiciones climáticas extremas padecidas en Bahía Blanca, la Planta General Cerri, operada por Transportadora de Gas del Sur, quedó fuera de servicio.

Esto derivó en una reducción en el suministro de gas natural, que continúa. “El gas para la demanda prioritaria (hogares, hospitales, colegios, comercios) está garantizado.

En ese sentido, se tomaron medidas en cuanto a las Pautas de Despacho vigentes:
Cambiar la generación de electricidad de gas a combustibles líquidos, resguardando el abastecimiento eléctrico.

Restringir el suministro de gas a servicios que pueden ser interrumpidos, en aquellos casos en que esta medida resulte útil.

El ENARGAS continúa monitoreando la situación junto con la Secretaría de Energía, TGS y TGN para restablecer el suministro normal lo antes posible, se indicó.

El gobierno de Neuquén otorgó a YPF cuatro nuevas concesiones en reservorios No Convencionales en Vaca Muerta, informó la Compañía.

Se trata de los bloques La Angostura Sur I y II, Narambuena y Aguada de la Arena que permitirán fortalecer el liderazgo de la compañía en el marco de la estrategia 4×4 (Plan de reestructuración).

El Presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó que “estos bloques nos permitirán aumentar la producción especialmente de petróleo con foco en la exportación”.

Al respecto agregó que “el inicio de las obras del oleoducto Vaca Muerta Sur es la llave para que aceleremos estos desarrollos que nos permitirán generar un aporte de divisas significativo para el país en los próximos años”.

El detalle de los bloques:

• La Angostura Sur I y II: Se desprenden de la concesión de Loma la Lata. El primero tiene 249 kilómetros cuadrados y el segundo 103,4 kilómetros cuadrados. Ambos se ubican dentro de la ventana de petróleo de Vaca Muerta.
• Narambuena: Es un desprendimiento de Chihuido de la Sierra Negra y posee 212,8 kilómetros cuadrados de superficie.
• Aguada de la Arena: se ubica dentro de la ventana de gas de Vaca Muerta y posee 111 kilómetros cuadrados.

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas para el período 17/03 al 30/03/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

Se recibieron 26 ofertas por un volúmen total de 13.300.000 metros cúbicos día a Precios Promedio Ponderados de U$S 2,73 por Millón de BTU en el PIST, y de U$S 3,69 puesto en el Gran Buenos Aires.

Los precios en el PIST fueron desde U$S 2,58 hasta U$S 2,81, mientras que los precios del gas puesto en el GBA fueron desde 3,23 hasta 3,94 dólares el MBTU.

Del total de ofertas 8 llegaron desde Neuquén (3.300.000 m3/d), 4 desde Chubut (1.300.000m3/d), 7 desde Tierra del Fuego (5.800.000 m3/d), 4 desde Noroeste (1.200.000 m3/d) y 3 desde Santa Cruz (1.700.000 m3/d).

La Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica (ADEERA) señaló que “la Secretaría de Energía de la Nación sancionó nuevos precios mayoristas de la energía, que no tienen incidencia ni cambian el actual Valor Agregado de Distribución (VAD), único ingreso de las empresas distribuidoras”.

En un comunicado la entidad empresaria describió que “a través de la Resolución SE 110-25, sancionada el 28 de febrero, se establecieron los nuevos valores de la energía que, a los efectos de un adecuado direccionamiento de los subsidios a la tarifa de los usuarios finales, la energía adquirida por los Agentes Distribuidores de todo el país y sus cuadros tarifarios, deberán ser respaldados por los entes reguladores o autoridades locales con competencia en cada jurisdicción”.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) dispuso a través de
sus Resoluciones 160/25 y 162/25 del 07-03, correspondientes a Edenor y Edesur
respectivamente, que a partir de marzo se aplicará un aumento en las facturas de
energía eléctrica que se emitirán en el AMBA, aprobando nuevos cuadros tarifarios.

“En ellos, se mantuvo el subsidio al que accederán los usuarios de clase media y de bajos ingresos (N3 y N2), mientras que los de clase alta (N1) tendrán un incremento del 1,7 %”. “Asimismo, se fijó que el Precio Estacional de la Electricidad (PEST) subirá un 2,5 %, mientras que el Valor Agregado de Distribución (VAD) no presentará cambios”, se remarcó.

“Este tratamiento del nivel de subsidio que aportará el Estado Nacional se refiere exclusivamente a los precios mayoristas de electricidad, dejando fuera de análisis los ingresos de las distribuidoras”, precisa la ADEERA.

Y agrega que “cabe aclarar que la definición del segmento (N1, N2 o N3) en el que está ubicado cada consumidor del servicio eléctrico es una decisión exclusiva del Estado, así como los criterios mediante cuáles serán los requerimientos para el pasaje de un estamento a otro”.

“Las facturas del servicio eléctrico se conforman de tres componentes: i) el precio de la energía, ii) el Valor Agregado de Distribución -VAD- y iii) los impuestos. El VAD, que no tuvo variaciones en las recientes resoluciones, representa en promedio el 30 % del total y es el único ingreso que reciben las distribuidoras para llevar a cabo todas sus actividades y concretar los planes de inversión”, explicó la entidad.

Acerca de ADEERA

La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 50 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 15 millones de familias en todo el país.

Operan 450.000 km de redes, emplea a 60.000 personas de manera directa y distribuyen más de 130.000 GWh al año, lo que representa el 98 % del total de la energía eléctrica que se consume en nuestro territorio.

En un comunicado de la Oficina de Prensa del ENARGAS se informó que, debido a las condiciones climáticas extremas en Bahía Blanca, la Planta General Cerri, operada por Transportadora de Gas del Sur S.A. (TGS), quedó fuera de servicio.

Esto ha generado una reducción en el suministro de gas natural. El gas para la demanda prioritaria (hogares, hospitales, colegios, comercios) está garantizado. En ese sentido, se han tomado las siguientes medidas, en el marco de las Pautas de Despacho vigentes:

• Cambiar la generación de electricidad de gas a combustibles líquidos,
  resguardando el abastecimiento eléctrico.
• Restringir el suministro de gas a servicios que pueden ser interrumpidos,
  en aquellos casos en que esta medida resulte útil.

Por último, ENARGAS está monitoreando la situación junto con la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación, TGS y TGN para restablecer el suministro normal lo antes posible.

YPF presentó los resultados del primer año de gestión bajo los lineamientos del Plan 4×4 (de reestructuración de actividades y negocios) logrando consolidarse como el mayor productor de petróleo shale en Vaca Muerta y mayor exportador de petróleo del país.

Durante 2024, la producción shale promedió los 122.000 barriles diarios, con un 26 % de crecimiento respecto al año anterior, y en línea con el objetivo planteado de llegar a más de 120.000 barriles diarios. En los últimos meses del 2024 la producción alcanzó los 138.000 barriles diarios, describió la compañía de mayoría accionaria estatal.

Las exportaciones de petróleo, principalmente a Chile, promediaron los 35.000 barriles diarios en 2024, un 174 % superiores al año 2023.

En tanto, las reservas de shale P1 de Vaca Muerta fueron de 854 Mboe en 2024, con un crecimiento de 13 % respecto al año anterior. Hoy representan el 78 % del total de reservas de la compañía.

La tasa de reemplazo de reservas es de 1,9x, lo cual implica que las actividades shale de YPF durante el 2024 permitieron que las reservas crezcan casi al doble de lo que se extrajo.

En lo financiero, YPF cerró el año 2024 con solidos resultados. El EBITDA ajustado creció 15 % alcanzando los 4.654 millones de dólares impulsado principalmente por la recuperación del precio local de los combustibles, los ingresos por exportaciones de petróleo y la expansión del shale oil.

Cabe señalar que el desempeño de 2024 incluye alrededor de (-U$S 300 millones) de campos maduros y (-U$S 85 millones) por clima adverso en Patagonia para la producción convencional.

Las inversiones alcanzaron los 5.041 millones de dólares en 2024 en línea con el objetivo planteado en el plan estratégico. El 63,5 % fueron destinadas al no convencional, mayoritariamente en Vaca Muerta.

Además de los dos bonos internacionales emitidos en 2024 (enero: U$S 800 millones con respaldo de exportaciones, a 7 años con rendimiento del 9,75 %, y septiembre U$S 540 millones sin garantía, a 7 años con rendimiento del 8,75 %), la compañía emitió en enero de 2025 por U$S 1.100 millones en bono internacional sin garantía, a 9 años con rendimiento del 8,5 % para refinanciar U$S 757 millones de dólares y adquirir el 54 % de Sierra Chata, uno de los bloques gasíferos más prospectivos en Vaca Muerta.

Pampa Energía presentó ante inversores sus resultados del cuarto trimestre de 2024, informó los logros alcanzados durante el año pasado, y avanza en el desarrollo de petróleo en Vaca Muerta.

Al respecto, Gustavo Mariani, CEO de Pampa, destacó que “Tuvimos un excelente 2024, donde nuevamente consolidamos nuestro crecimiento. La producción de gas aumentó 21 % respecto a 2023, lo que significa casi 80 % más que lo producido en 2017”.

“Además, agregó, estamos con una sólida posición financiera. Nuestro EBITDA (resultados antes de intereses, impuestos y amortizaciones) creció 19 % interanual y la deuda neta se redujo a 410 millones de dólares, el nivel más bajo desde 2016”.

En energía eléctrica, la compañía destacó que durante 2024 se consolidó por séptimo año consecutivo como el mayor generador privado del país, con un aporte del 15,3 % del total país y un crecimiento de 4 % con respecto a 2023. Este logro fue posible gracias a una disponibilidad del 95 % en su parque generador y la puesta en marcha de su Parque Eólico Pampa Energía VI.

Además, la empresa informó que continúa trabajando en su yacimiento (No Convencional) Rincón de Aranda (NQN), donde tiene planificada una inversión de 1.500 millones de dólares para multiplicar por diez su producción de petróleo.

En tal sentido, ya completó un pozo y perforó tres pads adicionales, mientras avanza en la construcción de instalaciones, un gasoducto y un oleoducto.

En el año en curso planea completar siete pads con cuatro pozos cada uno y alcanzar una producción de 20 mil barriles de petróleo diarios durante el segundo semestre. En abril comienza la producción, en línea con la puesta en marcha del oleoducto Duplicar de Oldelval.

También se destacó el avance en la licitación del proyecto presentado por TGS, empresa co-controlada por Pampa, para la ampliación del sistema de transporte de gas natural. Una iniciativa privada que contempla una inversión de 700 millones de dólares para aumentar la capacidad del Gasoducto troncal Perito Moreno (Ex GPNK) y ejecutar obras de ampliación en el sistema regulado de TGS.

En el orden financiero, Pampa informó que gracias al mercado de deuda internacional pudo extender a 7 y 10 años su perfil de deuda, emitiendo dos bonos con las tasas de interés más competitivas del mercado y cancelando completamente su bono de 2027.

OPINION

Garibotti sobre los cortes de luz

Los cortes de energía del 5 de marzo en la zona de CABA y del Norte del país pusieron en evidencia las debilidades del sistema eléctrico argentino. Más de 2 millones de personas se quedaron sin luz, afectando la actividad cotidiana y el funcionamiento de los servicios esenciales. Ante este escenario, la especialista en planificación energética, Cecilia Garibotti, señaló que la situación actual responde a la decisión del gobierno de retirarse de la planificación y gestión activa del sector.

Garibotti investigadora de la Fundación Encuentro explicó que “el plan anunciado de la Secretaría de Energía ha sido no intervenir, lo que ha dejado un vacío donde el sector privado no ha aparecido y el Estado se ha corrido, dejando un sistema más vulnerable”. La falta de políticas de continuidad en la inversión y el desarrollo energético ha generado incertidumbre y retrasos en proyectos clave, “se vió en el invierno pasado que faltó gas y se ve ahora que falta energía eléctrica”.

Uno de los puntos críticos señalados es la postergación de licitaciones necesarias para la expansión y modernización del sistema eléctrico.

“Una licitación, la llamada Terconf, suspendida en diciembre de 2023 se está retomando ahora, más de un año después, cuando ya se reconoce su necesidad. Sin embargo, los tiempos no alcanzan para completar las obras antes del verano 2025/2026, lo que encarecerá los costos porque se están barajando soluciones más caras y afectará directamente a los usuarios”, explicó.

El transporte de energía eléctrica también enfrenta desafíos significativos. “En los últimos años, se han realizado obras estratégicas, como la línea de alta tensión de 444 km que conecta Bahía Blanca y Mar del Plata que se inauguró en julio de 2023, mejorando la estabilidad del sistema en la Costa. Sin embargo, la actual administración ha paralizado la ejecución de nuevos proyectos y desfinanciado planes que estaban en marcha”, indicó.

Otro aspecto clave es el financiamiento de las redes eléctricas. “El Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal, que se alimentaba con aportes de las facturas de electricidad para mejorar la infraestructura, ha visto detenida su ejecución durante todo 2024. Ahora se está evaluando su eliminación definitiva mediante decreto, lo que podría agravar los problemas de inversión en el sector”, advirtió.

En cuanto a la generación de energía, Garibotti destacó que el gobierno anterior había contemplado una planificación energética que operara sobre toda la cadena de la industria, así se trabajó a la par en el incremento de la producción de gas natural con el Plan Gas, la construcción del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (ahora Perito Moreno) y la modernización del parque de generación térmica mediante la licitación Terconf.

“Se trataba de una estrategia integral para mejorar la oferta energética. Sin embargo, ahora estamos viendo fallas en distintos puntos de la cadena debido a la falta de continuidad en la política energética y a la decisión de esperar que el mercado actúe por sí solo y sin guía”, explicó.

La falta de incentivos para la inversión privada es otro factor que pone en riesgo la estabilidad del sistema. “La inversión en infraestructura energética requiere certezas y garantías. Sin señales claras desde el Estado, será difícil que las empresas asuman los riesgos necesarios para expandir y modernizar la red. Si no se toman medidas ahora, el 2026 será aún más complicado”, alertó Garibotti.

La especialista enfatizó la necesidad de diseñar un sistema eléctrico que se adapte a la demanda real de los usuarios. “El sistema no dio abasto y esto evidencia que es necesario fortalecer la infraestructura energética. No se trata de culpar a los usuarios por su consumo, sino de garantizar que el sistema pueda responder a las necesidades actuales y futuras de la población”, concluyó.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad comunicó que “En virtud de las afectaciones en el servicio eléctrico acontecidas durante el miércoles 5 de marzo en el área de concesión de la empresa EDESUR, el ENRE ha resuelto iniciar un expediente de oficio para evaluar las causas, responsabilidades, y, en caso de corresponder, sanciones a aplicar”.

“Mediante este procedimiento administrativo, el Ente Regulador investigará los dos eventos sucedidos durante el día de ayer: los desenganches de las líneas de alta tensión Bosques-Hudson 1 y 2 de 220 KV a las 05:24 hs, y de las líneas de alta tensión Costanera- Hudson 1 y 2 de 220 KV a las 12.07 hs, que dejaron sin servicio a 550.000 y 740.000 usuarios respectivamente”, señaló el organismo de control.

Ante estos eventos, personal técnico del ENRE monitoreó las tareas llevadas a cabo en el centro de control de EDESUR y en el centro de control de SACME, y constató in-situ los trabajos de las cuadrillas técnicas de la empresa en la traza de las líneas de alta tensión afectadas.

En este sentido y como primera medida, se le solicitaron a la distribuidora EDESUR los informes técnicos correspondientes a las fallas mencionadas, como así también la documentación que avale las tareas de mantenimiento realizadas sobre las líneas en cuestión, se indicó.

El Ente Nacional Regulador del Gas aprobó los nuevos cuadros tarifarios “de transición” para las tarifas de transporte y de distribución de gas natural por redes que las empresas de ambos rubros aplicarán en la facturación del mes de marzo.

El ENARGAS activó entonces el incremento tarifario del 1,7 % dispuesto por el ministerio de Economía y lo hizo oficializando una serie de Resoluciones que habilitan los nuevos precios en las facturas de las compañías transportadoras de gas Refinor, Gasoducto Norandino, Enel Generación Chile, Gasandes, Transportadora de gas Mercosur, Gas Link, Enarsa, TGN y TGS.

Asimismo aprobó los nuevos cuadros para las empresas concesionarias de la distribución Camuzzi Gas del Sur, Camuzzi Gas Pampeana, Distrbuidora de Gas Cuyana, Distribuidora de Gas del Centro, MetroGas, Naturgy BAN, Naturgy NOA; Litoral Gas, Gasnea y Redengas.

En los anexos de las resoluciones dictadas para las Transportadoras se describen y detallan la tarifa de Transporte en Firme (TF), de Transporte Interrumpible (TI), y tarifa de Intercambio y Desplazamiento (ED).

En los anexos de las resoluciones dirigidas a las Distribuidoras se discrimina para facturar el Cargo Fijo, y el Cargo por metro cúbico consumido.

A modo de referencia cabe señalar que, para un usuario Residencial atendido por MetroGas categoría de usuario R2-3 (consumo de entre 801 y 1.000 m3 anuales) el Cargo Fijo mensual será de $ 12.298,09 si se domicilia en CABA, mientras que será de $ 10.970,71 si se domicila en Buenos Aires. El Cargo por metro cúbico de Consumo será de $ 203,98 para la misma categoría (R2-3 ) sea de CABA o de Buenos Aires.

Se trata de tarifas finales para usuarios residenciales Nivel 1 (sin subsidio), y sin impuestos.

En los considerandos de las resoluciones del ENARGAS se hace referencia a que el 28 de febrero último “el Ministro de Economía comunicó a la Secretaría de Energía que por las mismas razones expresadas en notas anteriores “…resulta razonable y prudente continuar para el mes de marzo de 2025 con el sendero de actualización de los precios y tarifas del sector energético”.

“En ese sentido, el Ministro expresó que: “En materia de gas natural, las tarifas de transporte y distribución deberán ser incrementadas en un UNO COMA SIETE POR CIENTO (1,7 %)”.

Según lo señaló el Ministro de Economía, todo ello “…a fin de mantener los precios y tarifas del sector en valores reales lo más constantes posibles, y de evitar así un proceso de deterioro de los mismos que no permitan el sustento del sector y hasta amenacen su continuidad”.

Representantes de entidades de Estaciones de Servicio de América Latina participarán de la edición 64 de la Comisión Latinoamericana de Empresarios de Combustibles (CLAEC) que, organizada por la CECHA, se realizará del 26 al 28 de marzo en la ciudad de Buenos Aires.

La CLAEC está integrada por representantes de Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Costa Rica, Colombia, Ecuador, El Salvador, Guatemala, Honduras, México, Paraguay, Perú, Puerto Rico, República Dominicana, Uruguay y Venezuela.

Carlos Gold, secretario de Relaciones Institucionales de la CECHA y parte del Comité Ejecutivo de la CLAEC explicó que “La idea es poner en común las diferentes experiencias y realidades de los países integrantes con el objetivo final de pensar propuestas superadoras que fortalezcan al sector”.

Durante estas tres jornadas, los delegados de los países participantes debatirán sobre los principales desafíos que enfrenta el sector en la región, con un enfoque en tres ejes centrales: la potencialidad del Gas Natural Comprimido, los costos y aspectos laborales en las estaciones de servicio, y la aplicación de inteligencia artificial en el sector.

El crecimiento del GNC en la región

La primera mesa de trabajo analizará el desarrollo del GNC en cada país participante. Se debatirán las políticas gubernamentales y regulaciones que influyen en su expansión, las estadísticas de su uso en los parques automotores nacionales, y la infraestructura de Estaciones de Servicio dedicadas a este combustible. Además, se abordará el impacto de los precios relativos frente a los combustibles líquidos y el potencial de ahorro que ofrece el GNC.

El crecimiento de esta alternativa energética ha sido significativo en varios países, y la tendencia indica que su desarrollo continuará en el futuro. También se discutirá el papel de los talleres de montaje y las conversiones de vehículos, elementos clave para impulsar el uso del GNC.

Desafíos laborales y costos

La segunda mesa de trabajo estará dedicada a los costos y aspectos laborales que afectan a la actividad. Se debatirá la planificación del negocio, incluyendo la dotación de personal, los requisitos de capacitación y los exámenes preocupacionales.

Un punto central de discusión será la Jornada Laboral, con especial atención a las exigencias legales y la conveniencia de turnos fijos o rotativos. También se abordará la posibilidad de implementar el autoservicio, un tema que genera debate por las regulaciones vigentes y el impacto en el empleo.

Otro aspecto relevante es la estructura de costos, con foco en el porcentaje que representan los salarios y cargas sociales dentro del total operativo. Además, se analizará la legislación vigente, el impacto del activismo sindical y la coexistencia de múltiples convenios colectivos de trabajo.

La IA en estaciones de servicio

El tercer eje del debate girará en torno a la aplicación de inteligencia artificial en el sector. Se discutirán los avances tecnológicos en métodos de pago, incluyendo el uso de reconocimiento facial y financiamiento bancario integrado.

En las tiendas y playas de combustibles, la IA ofrece herramientas para optimizar la gestión de inventarios, automatizar el cobro de productos y mejorar la experiencia del cliente mediante recomendaciones personalizadas. También se explorarán soluciones para la seguridad, como el reconocimiento de actitudes sospechosas, la detección de incendios y la utilización de bases de datos para prevenir incidentes.

El Ente Nacional regulador de la Electricidad oficializó una incremento de 2 por ciento en la tarifa de transporte de energía eléctrica para el mes de marzo.

Lo hizo a través de una serie de resoluciones que van desde la 152 hasta la 158/2025 autorizando aplica tal incremento a las empresas transportadoras Transnoa, Transnea, Transba, Distrocuyo, Transcomahue, Transba, Transener y EPEN.

En los considerandos de las resoluciones se puntualizó que “mediante Nota de fecha 28 de febrero de 2025, el Ministerio de Economía indicó que resulta razonable y prudente continuar para el mes de marzo de 2025 con el sendero de actualización de precios y tarifas del sector energético, instruyendo, en relación a la tarifa de transporte de energía eléctrica, que se incremente un DOS POR CIENTO (2%) y que se comunique al ENRE para que proceda a la actualización de las mismas para los consumos del mes de marzo de 2025”.

Ello, sostiene Economía, “…a fin de mantener los precios y tarifas del sector en valores reales lo más constantes posibles, y de evitar así un proceso de deterioro de los mismos que no permitan el sustento del sector y hasta amenacen su continuidad…”.

Las resoluciones van acompañadas de anexos en los que el ENRE determina los Valores horarios a aplicar al equipamiento regulados de cada Compañía, detallando la Remuneración por Conexión, y la Remuneración por Capacidad de Transporte. También, el promedio de las Sanciones Mensuales Históricas (SP) aplicado a las transportistas.

POTREF y PEEE

En tanto, la Secretaría de Energía estableció, a través de la Resolución 110/2025 nuevos Precios de Referencia de la Potencia (POTREF) y del Precio Estabilizado de la Energía (PEE) en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) con vigencia entre el 1 de marzo y el 30 de abril.

El PEE junto con el POTREF y el Precio Estabilizado del Transporte (PET) son los que se deberán utilizar para su aplicación en los cuadros tarifarios de los Prestadores del Servicio Público de Distribución de energía eléctrica.

El POTREF se fijó para el período señalado en $ 5.436.628 por MW/mes, tanto para la demanda residencial como para el resto.

El PEE, en cambio se fijó en $ 62.789 por MW/h en horas pico; en $ 60,576 en horas valle; y en $ 61. 553 MW/h, en Horas Resto.

Los Precios sin Subsidio que forman parte de la resolución serán de aplicación para que las distribuidoras de jurisdicción federal reflejen en las facturas de sus usuarios el monto del subsidio correspondiente, el cual deberá identificarse como “Subsidio Estado Nacional”. Asimismo, dichos precios serán de referencia para los prestadores del servicio de distribución de las provincias.

Para los usuarios residenciales categorizados como N2 y N3, al valor consignado se le aplicará la bonificación (subsidio con límites de consumo) fijada por la Secretaría de Energía (Según el Decreto 465/24).

Se trata del decreto que determinó “la reestructuración de los regímenes de subsidios a la energía de jurisdicción nacional, a fin de asegurar una transición gradual, ordenada y previsible hacia un esquema que permita: (i) trasladar a los usuarios los costos reales de la energía; (ii) promover la eficiencia energética; y (iii) asegurar a los usuarios residenciales vulnerables, el acceso al consumo indispensable de energía eléctrica, gas por redes y gas envasado”.

Gas PIST en marzo

Por otra parte, la S.E estableció, a través de la Resolución 111/2025, el precio de gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), a ser trasladados a los usuarios finales en relación con los contratos o acuerdos de abastecimiento vigentes en el marco del Plan Gas.Ar, para los consumos de gas realizados a partir de marzo 2025 y en la fecha de entrada en vigencia de los cuadros tarifarios respecivos a publicar por el ENARGAS en los próximos días.

Cabe referir además que por la Resolución 24/2025 de la S.E. se dispuso la equiparación de los porcentajes de bonificación a aplicar al PIST para los consumos base de los usuarios categorizados en el Nivel 2 “Bajos Ingresos” y Nivel 3 “Ingresos Medios”, manteniendo la focalización de la ayuda en los usuarios de Nivel 2.

En los considerandos de la R-111 se señala que el Ministerio de Economía instruyó a Energía a “continuar para el mes de marzo de 2025 con el sendero de actualización de precios y tarifas del sector energético, en un contexto de notoria desaceleración inflacionaria verificada a la fecha, y con el objetivo de mantener dichos precios y tarifas en valores reales lo más constantes posibles, de acuerdo a lo instruido mediante los Decretos 55/23 y 1023/24”.

En tal sentido expuesto, el Ministerio instruyó a Energía a incrementar las tarifas de transporte y distribución de gas natural en 1,7 %, y aplicar al precio de gas natural en el PIST determinado mediante la Resolución 25/25 lo establecido en el Artículo 5° de la Resolución 41/24 ambas de la S.E.

Cabe señalar a modo de referencia que el anexo de la R-111 fijó el precio de gas PIST en marzo para usuarios de MetroGas (Capital Federal y Buenos Aires) en U$S 3,085 para el Residencial N1, N2 y N3 (las dos últimas tendrán subsidio parcial), y también para usuarios del Servicio General P (Servicio para usos no domésticos en donde el cliente no tiene una cantidad contractual mínima (no hay un contrato).

Durante la primera semana de marzo de 2025, se registraron dos cortes masivos de energía eléctrica en el mismo día y en concesión de EDESUR, que afectaron a amplias zonas de la Ciudad de Buenos Aires y el conurbano bonaerense. El primer apagón, ocurrido en horas de la mañana, dejó sin suministro a aproximadamente 550.000 usuarios y el segundo apagón que afectó unos 622.000 usuarios, lo que equivale a aproximadamente dos millones de personas. El apagón afectó a los tres poderes de la nación: Casa de Gobierno, el Congreso y el Palacio de Tribunales.

Con 4 grados de sensación térmica, sin semáforos, y sin energía en las antenas repetidoras de señal de telefonía celular, Buenos Aires fue un caos.

Este corte también fue atribuido a una falla en una o dos líneas de alta tensión que impactó en varias subestaciones. ​.Las zonas más afectadas incluyeron barrios porteños como Almagro, Balvanera, San Nicolás y Barracas, así como localidades del sur del conurbano, entre ellas Dock Sud, Avellaneda, Lanús, Gerli y Wilde. ​

Estos cortes coincidieron con una jornada de muy altas temperaturas, lo que incrementó la demanda de energía y agravó la situación para los usuarios afectados. ​

Crisis permanente

La mala calidad del servicio de Edesur se remonta a las postrimerías de las privatizaciones. Una permanente crisis operativa encuentra su origen en una serie de factores estructurales y operativos desde el origen mismo de la concesión y la calidad del servicio nunca mejoró.

Desde su privatización, Edesur permaneció bajo control de capitales chilenos hasta que, en febrero de 1999, sufrió un apagón de proporciones históricas, consecuencia directa de la falta de inversiones en las redes eléctricas, pese a casi ocho años de tarifas dolarizadas. Este colapso del servicio, que se extendió durante once días —del 15 al 26 de febrero—, dejó sin suministro a miles de usuarios en pleno verano, convirtiéndose en el corte más prolongado registrado en la historia eléctrica argentina.

El impacto de aquel apagón fue devastador para la imagen de la empresa, generando un profundo malestar entre los usuarios y desencadenando una ola de protestas, cortes de calles y fuertes sanciones por parte de las autoridades. La crisis aceleró cambios en la estructura accionaria de la compañía: hacia mediados de 1999, las acciones de Chilectra fueron absorbidas por la española Endesa, y en 2009, con la adquisición de esta última por parte del Grupo Enel, la multinacional italiana pasó a controlar Edesur junto con otros activos estratégicos a nivel local.

Inversiones

En primer lugar, el sistema eléctrico de la empresa exhibe un marcado deterioro como consecuencia de la falta de inversiones en mantenimiento y modernización de su infraestructura. Las líneas de alta tensión y las subestaciones, elementos vitales para la estabilidad del suministro, sufren fallas recurrentes debido a su antigüedad y a la ausencia de renovaciones oportunas. Algunas de las líneas subterráneas capitalinas son anteriores a la existencia de SEGBA.

No es extraño, por tanto, que los cables soterrados y las instalaciones aéreas, con muchas décadas en funcionamiento, se tornen cada vez más vulnerables ante las altas temperaturas, las sobrecargas y el creciente consumo de energía.

A esta problemática se suma un incremento en la demanda que la compañía no ha sabido absorber. En jornadas de altas temperaturas, cuando el uso de aires acondicionados y equipos eléctricos se dispara, la red de distribución de Edesur revela su incapacidad para abastecer de manera confiable a todos los usuarios dentro de su área de concesión. La precariedad del sistema, en estos casos, se traduce en interrupciones del servicio que afectan tanto a hogares como a industrias y comercios, generando un impacto negativo en la vida cotidiana y la actividad económica.

Más allá de los problemas técnicos y de capacidad, la gestión empresarial de Edesur ha sido objeto de críticas y sanciones por parte de las autoridades. El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) ha multado en reiteradas ocasiones a la compañía por su incumplimiento en los estándares de calidad del servicio. En este contexto, el Gobierno Nacional ha advertido en más de una oportunidad sobre la posibilidad de revocar la concesión, ante la persistencia de cortes masivos y la falta de respuestas efectivas a los reclamos de los usuarios. Asimismo, se ha cuestionado la estrategia financiera de la empresa, que ha sido acusada de privilegiar el reparto de dividendos entre sus accionistas en lugar de destinar los fondos necesarios para el mantenimiento y fortalecimiento de su infraestructura.

Frente a esta situación, el Estado y el ENRE evalúan la adopción de nuevas sanciones y medidas regulatorias que garanticen una mejora sustancial en la prestación del servicio. Mientras tanto, la presión de los usuarios y de distintos municipios se intensifica, exigiendo una intervención más firme que impida la repetición de los cortes prolongados y asegure el acceso a un suministro eléctrico estable y confiable.

¿Estrategia de rentabilidad o pésimo gerenciamiento?

La filial sudamericana de Enel, Enel Américas, presenta un patrón de incumplimientos en la calidad del servicio eléctrico, marcado por cortes prolongados, deficiencias en mantenimiento e inversiones incumplidas en Argentina, Brasil, Chile, Perú y Colombia. La estrategia parece estar enfocada en maximizar utilidades a corto plazo, aprovechando la laxitud regulatoria de los “estados bobos” sudamericanos, lo que permite a la multinacional italiana priorizar la reducción de costos sobre la calidad del servicio y la atención al cliente.

Enel Américas presentó resultados financieros sobresalientes para el año fiscal 2024. La empresa alcanzó un ingreso neto récord de US$ 2.600 millones, lo que representa un incremento significativo en comparación con años anteriores. ​

El EBITDA (beneficio antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones) se mantuvo estable en US$ 3.700 millones, a pesar de los desafíos en sus principales mercados. ​Como resultado repartió un dividendo total de US$ 800 millones en 2024, triplicando el dividendo por acción en comparación con el año anterior. ​

Argentina

No obstante las cifras de ganancias, Enel, la propietaria de Edesur, ostenta un compendio de incumplimientos a lo largo del continente que es digno de destacar. En Argentina, además de la mala calidad del servicio de Edesur —generalmente por falta de inversión— se destacan los cortes prolongados en el área metropolitana de Buenos Aires, afectando a miles de usuarios durante períodos críticos, como olas de calor o frío. Edesur ha sido multada en diversas ocasiones por incumplimientos en el mantenimiento de la infraestructura eléctrica, lo que ha contribuido a la baja confiabilidad del servicio.

Además, muestra retrasos en las inversiones comprometidas, con claros incumplimientos en las inversiones estipuladas en planes regulatorios, lo cual ha impactado negativamente en la calidad y expansión de la red eléctrica. Edesur ha sido señalada por su lenta respuesta en la reposición del servicio tras emergencias climáticas, como tormentas, lo que ha generado conflictos con el ENRE y la posibilidad de sanciones más severas, incluyendo la revisión de su licencia.

Enel São Paulo

Enel São Paulo ha sido investigada por el regulador brasileño debido a la prolongada interrupción del servicio eléctrico después de eventos climáticos severos, como tormentas y vientos fuertes, afectando a millones de usuarios. La Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil (ANEEL, regulador) inició un proceso contra la multinacional italiana Enel por el apagón masivo que dejó a oscuras a 3,1 millones de usuarios en São Paulo y su zona metropolitana.

La ANEEL abrió un expediente sancionatorio ante el “reiterado servicio insatisfactorio a los consumidores en situaciones de emergencia, como el fenómeno meteorológico extremo del 11 de octubre”, y por “el incumplimiento de su plan de contingencia” para esos eventos climáticos. El informe de la denuncia recoge supuestos “fallos y transgresiones” que, en última instancia, podrían llevar a la agencia a recomendar la rescisión del contrato de concesión con Enel.

Además, se suman inversiones incumplidas en la red eléctrica, lo que ha llevado a problemas de sobrecarga y fallas en el sistema de distribución, y la acumulación de multas por falta de mantenimiento adecuado de la infraestructura, lo que ha agravado la situación de los usuarios afectados por cortes de energía.

Enel en Perú

En Perú, Enel Distribución Perú también ha enfrentado diversos incumplimientos y problemas operativos en los últimos años, que incluyen cortes de suministro prolongados, especialmente durante eventos climáticos adversos como lluvias torrenciales o sismos. La reposición del servicio ha sido lenta, lo que ha afectado a miles de usuarios en Lima y otras áreas de su concesión. Estos cortes recurrentes han generado sanciones por parte del regulador peruano, Osinergmin, por no cumplir con los tiempos máximos permitidos para la reposición del servicio.

Enel Perú ha sido señalada por el regulador y por asociaciones de consumidores por deficiencias en el mantenimiento preventivo de la infraestructura eléctrica, lo que ha llevado a una mayor frecuencia de fallas en la red, especialmente en sectores vulnerables. Las inspecciones de Osinergmin han identificado problemas de mantenimiento en postes, transformadores y líneas de transmisión, lo que ha resultado en sanciones administrativas y multas para la empresa.

Colombia

En Colombia, Enel Colombia (anteriormente conocida como Codensa) despliega los mismos incumplimientos y problemas operativos observados en otras subsidiarias de Enel en América Latina. Cortes de energía prolongados en Bogotá y Cundinamarca, especialmente durante fenómenos climáticos como lluvias intensas y tormentas eléctricas, han afectado a miles de usuarios, generando malestar y protestas.

La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) ha intervenido en varias ocasiones, exigiendo a la empresa que mejore la gestión de incidentes y reduzca los tiempos de interrupción para cumplir con los estándares de calidad del servicio. La SSPD sancionó a Enel Colombia por deficiencias en el mantenimiento preventivo y correctivo de la red eléctrica, lo cual ha incrementado la frecuencia de fallas en la infraestructura.

Enel Chile

Siguiendo el patrón del resto de los países sudamericanos, Enel Chile enfrenta multas millonarias en los últimos años por parte de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), principalmente debido a cortes prolongados de energía durante eventos climáticos severos, como tormentas y vientos fuertes. En 2021, la empresa fue sancionada con $3.900 millones de pesos por la lenta reposición del servicio tras un sistema frontal que afectó a miles de usuarios en la Región Metropolitana.

La SEC ha señalado que estos incumplimientos violan las normativas de calidad del suministro eléctrico, ya que la empresa no ha logrado restablecer el servicio en los tiempos establecidos.

Multas y apelaciones

Enel ha optado por apelar las multas impuestas en los diferentes Estados de América Latina, argumentando que algunas sanciones no reflejan las inversiones ni las mejoras implementadas en sus operaciones. En Brasil, por ejemplo, Enel tiene multas por más de 300 millones de reales (aproximadamente US$ 60 millones) debido a apagones prolongados en São Paulo. La empresa ha confirmado que parte de las multas ha sido pagada, mientras que otras se encuentran en proceso de apelación, siguiendo el procedimiento administrativo brasileño.

Máximas ganancias

La serie de multas y sanciones que Enel ha enfrentado en varios países de Sudamérica por problemas de calidad del servicio, deficiencias en el mantenimiento de la red y falta de inversiones comprometidas sugiere la presencia de un patrón de operación coordinado enfocado en maximizar las ganancias a corto plazo, sacrificando la calidad del servicio. Las estrategias comunes, como la reducción de Capex, demoras en la reposición del servicio y la atención deficiente al cliente, parecen más vinculadas a decisiones corporativas que a simples errores de gestión local.

Sin embargo, la magnitud y frecuencia de los problemas también dejan entrever cierto nivel de inoperancia de las gerencias locales, que no logran anticiparse adecuadamente a las crisis o manejar de forma eficiente las demandas regulatorias. La combinación de ambas características —decisiones estratégicas corporativas y fallas operativas locales— indica un enfoque de Enel en la región que prioriza la reducción de costos y la optimización de utilidades sobre el cumplimiento de los estándares de servicio establecidos por los reguladores.

En un breve comunicado la Secretaría de Energía precisó, cerca de las 14, que “El corte que está ocurriendo en este momento obedece a una falla en dos líneas de alta tensión de 220 KV de Costanera-Hudson, propios del sistema de distribución de la empresa Edesur. Afecta el sur del GBA y sur de CABA”.

Señaló además que “Hay 800 MW de corte de servicio y 2.500 MW de generación fuera de servicio”.

“No hay inconvenientes para atender con normalidad el resto del Sistema Argentino de Interconexión (SADI)”, puntualizó Energía, agregando que “El ENRE está investigando para proceder conforme al marco regulatorio en lo que a multas y sanciones se refiere”.

Desde la madrugada del miercoles 5 se han registrado cortes en el suministro de electricidad en el area a cargo de Edesur, afectado a miles de usuarios de diversas zonas del sur del AMBA, incluídas líneas de trenes subterraneos.

A media mañana se informó desde la empresa la rehabilitación paulatina del servicio. Pero pasado el mediodía los cortes volvieron a extenderse, lo que explica el comunicado de la S.E..

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La Secretaría de Energía fijó, a través de la resolucion 109/2025, en $ 1.151.909 por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de la Ley 27.640 (biocombustibles), para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de marzo en curso y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los SIETE (7) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente, señala la resolución ya oficializada.

Además, y a través de la resolución 112/2025 Energía fijó en PESOS SETECIENTOS CUARENTA Y SEIS CON QUINIENTAS NOVENTA Y CINCO MILÉSIMAS ($ 746,595) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640, para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de marzo de 2025 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

Asimismo, Energía fijó en PESOS SEISCIENTOS OCHENTA Y CUATRO CON DOSCIENTAS OCHENTA MILÉSIMAS ($ 684,280) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta, el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante marzo y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

El plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los TREINTA (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.

La Compañía libia de Petróleo (NOC) abrió la primera licitación en 17 años para que multinacionales de hidrocarburos inviertan en el país, declaró Mesaoud Sliman Mousa, presidente interino.

Sliman Mousa dijo que el objetivo de esta nueva licitación es “aumentar la producción del petróleo y gas libios”.

Actualmente, la producción del crudo en el país magrebí asciende a más de 1,4 millones de barriles por día pero con la participación de nuevas empresas podría alcanzarse a los dos millones de barriles diarios en 2027, estiman en el país.

A pesar de la división política entre el Gobierno de Unidad Nacional (GUN), en el oeste, y el Ejecutivo de Bengasi en el este y sur, controlado por del mariscal Jalifa Haftar, la NOC mantiene una gestión centralizada del sector petrolero, casi la única fuente de ingresos del país.

La OPEP+, conformada por 8 países liderados por Rusia y Arabia Saudí, comunicaron que aumentarán su producción de petróleo a partir de abril con una meta de sumar 2,2 millones de barriles diarios (mbd) en un plazo de 18 meses.

Arabia Saudí, Rusia, Irak, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait, Kazajistán, Argelia y Omán irán devolviendo al mercado los 2,2 mbd que retiraron voluntariamente en 2023.
Ese aumento del bombeo “gradual y flexible” podría detenerse o invertirse en función de las condiciones del mercado, se explica en un comunicado dela organización .

En abril, los ocho países podrían incorporar unos 138.000 barriles, apenas un 0,14% de la demanda mundial. Esta decisión de la OPEP+, formada por los países de Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) más otros diez grandes productores, entre ellos Rusia, llega después de que el presidente de EEUU, Donald Trump, pidiera a Arabia Saudí en febrero bajar los precios.

El aumento del bombeo llega en un momento en el que los mercados temen que las guerras comerciales anunciadas por Trump, con la subida de aranceles a la Unión Europea, Canadá y China, afecte negativamente a la economía y reduzca el consumo de crudo.

Esa situación podría acentuarse ante un eventual retorno del crudo ruso a los mercados si se le levantan las sanciones a Rusia dentro del ambiente de mejora de relaciones entre Washington y Moscú.

Los precios de las naftas y gasoils en estaciones de servicio de las principales marcas que operan en todo el país registraron a partir del sabado 1 de marzo incrementos que van del 1,7 al 2 por ciento promedio, según el tipo de combustible.

Estos ajustes a la suba no resultan de la actualización de los impuestos a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC) dado que el gobierno nacional aún mantiene la postergación de febrero, procurando desalentar la inflación del mes.

Al respecto, en el último día de febrero el ministerio de Economía emitió un comunicado señalando que “Para garantizar la previsibilidad y el desarrollo del sector, el Poder Ejecutivo Nacional publicará un Decreto en el Boletín Oficial, a través del cual se actualizarán los importes de los mencionados impuestos, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, a partir del 1/3/2025, equivalente a un impacto en precio del 0,4 %, muy por debajo de los datos de inflación del último mes de enero del 2025”.

Otro de los factores considerados al momento de actualizar precios es la incidencia a nivel local de la variación que registró el precio internacional del petróleo. Y en el caso de Argentina se toma como referencia el crudo Brent, que durante febrero registró oscilaciones hacia la baja cerrando el mes en torno a los U$S 73 el barril (casi 4 dólares menos que el promedio de enero). El crudo WTI cerró a 69,5 dólares.

También incide en la variación del precio local la devaluación del peso en relación al dólar durante febrero.

Esta actualización de precios ocurre en un contexto de menores ventas de combustibles en el mercado local registradas desde hace varios meses, en particular de las naftas y gasoils premium, aunque hubo algún repunte en el verano.

En el caso de YPF, la petrolera de mayor participación en el mercado local, el aumento base para todo el país es de 1,9 % considerando todos los productos, lo cual implica variaciones según zonas del país. En el caso de la región patagónica la suba supera al promedio antes indicado y tiende a reducirse la brecha con el resto del país.

A modo de referencia, los nuevos precios de YPF en estaciones de servicio ubicadas en CABA son los siguientes: Nafta Súper $ 1.173 el litro; Infinia Nafta $ 1.449; Diesel 500 (común) $ 1.188, y el Infinia Diesel $ 1.447.

En el caso de Shell (Raízen) precios de referencia en estaciones de la Ciudad de Buenos Aires son $ 1.238 para el litro de Nafta Súper; la VPower Nafta a $ 1.511; el Diesel Evolux (común) a $ 1.309, y el VPower Diesel a $ 1.514.

En estaciones de AXION en CABA el litro de Nafta Súper cuesta $ 1.255; la Quantium Nafta $ 1.535, y el Quantium Diesel $ 1.572, aunque puede haber leves variaciones según la ubicación.

En próximas horas también subirán sus precios otras importantes marcas del mercado local, como el caso de Puma (Trafigura).

YPF anunció que puso en marcha la segunda planta de tratamiento de crudo del yacimiento La Amarga Chica, uno de los principales bloques productores de Vaca Muerta que opera en sociedad con PETRONAS. La sociedad entre YPF y PETRONAS cumplió diez años en 2024.

Con esta obra, que implicó una inversión de 200 millones de dólares, se duplicará la capacidad de tratamiento del bloque y se incrementará en 25 % la posibilidad de procesamiento total que tiene la compañía en sus desarrollos No Convencionales.

Esta inversión acompaña el salto productor de YPF a partir del su plan 4×4, que busca incrementar la producción de petróleo de Vaca Muerta de la mano de una mayor eficiencia y la apertura de mercados internacionales.

La planta, que fue construida por la compañía AESA, tiene una capacidad de tratamiento de 12.000 metros cúbicos diarios. En el pico de obra generó más de 500 puestos de trabajo y la participación de una decena de compañías subcontratistas.

Esta planta se suma a otra de iguales características que ya opera en La Amarga Chica, el bloque de mayor crecimiento en Vaca Muerta el año pasado, y uno de los tres con más producción del país. En estas instalaciones, YPF también tratará crudo de bloques linderos como Aguada del Chañar, se indicó.

Con temperaturas superiores a los niveles históricos, enero presentó un ascenso interanual de la demanda de la energía eléctrica de 4 %, al alcanzar los 13.606,2 GWh a nivel nacional. Se trata del segundo consumo más importante de la historia detrás de marzo de 2023 (13.996,3 GWh), indicó el informe periódico de la Fundación Fundelec.

Al mismo tiempo, se alcanzó un nuevo récord de potencia el 10 de febrero último al llegar a los 30.257 MW.

Por su parte, las distribuidoras de Capital y GBA tuvieron un crecimiento de la demanda de 3,2 % en el primer mes del año. Subieron los consumos residenciales, comerciales e industriales.

DATOS DE ENERO 2025

En enero de 2025, la demanda neta total del MEM fue de 13.606,2 GWh; mientras que el año anterior había sido de 13.086,85 GWh1. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 4 por ciento.

En enero, existió un crecimiento intermensual del 18,3 % respecto de diciembre de 2024, cuando la demanda había alcanzado los 11.505,4 GWh. Además, se llegó a una potencia máxima de 27.696 MW, el 16 de enero de 2025 a las 14:02.

No obstante, el día 10 de febrero de 2025 se registró un nuevo máximo histórico de demanda de potencia en el SADI con una marca de 30.257 MW a las 14:47 y una temperatura en GBA de 37.9 C°, lo que superó el récord anterior de 29.653 MW del 1 de febrero de 2024.

En cuanto a la demanda residencial de enero, representó el 50 % del total país con una suba de 4,2 %, respecto al mismo mes del año anterior.

En tanto, la demanda comercial ascendió 6,2 %, siendo el 28 % del consumo total. Y la demanda industrial reflejó un 22 %, con una suba en el mes del 0,5 %, aproximadamente.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES

La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido enero de 2025): 5 meses de baja (marzo de 2024, -14,6 %; abril, -0,4 %; junio, -7 %; septiembre, -6,6 %; y diciembre de 2024, -2,2 %) y 7 meses de suba (febrero de 2024, 7,9 %; mayo, 12,9 %; julio, 6 %; agosto, 3,5 %; octubre, 2,2 %; noviembre de 2024, 0,2 %; y enero de 2025, 4 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba del 0,3 por ciento.

Asimismo, los registros muestran que el consumo de febrero de 2024 llegó a los 12.848,05 GWh; marzo, 11.948,9 GWh; abril, 10.000,2 GWh; mayo, 12.209,5 GWh; junio, 11.223,6 GWh; julio, 13.226,3 GWh; agosto, 12.171,4 GWh; septiembre, 10.237,1 GWh; octubre, 10.678,8 GWh; noviembre, 11.064,9 GWh; diciembre de 2024, 11.505,4 GWh; y, por último, enero de 2025 alcanzó los 13.606,2 GWh.

CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL

En cuanto al consumo por provincia, en enero fueron 22 las provincias y/o empresas que marcaron ascensos: Corrientes (15 %), Entre Ríos (10 %), Córdoba y EDES (9 %), Chubut, La Pampa, Misiones y Santa Fe (8 %), Neuquén (7 %), Chaco y EDEN (6 %), San Luis (5 %), Catamarca y Río Negro (4 %), Tucumán y Salta (3 %), Formosa y La Rioja (2 %), Santiago del Estero y EDEA (1 %), entre otros.

Por su parte, 5 provincias y/o empresas presentaron descensos en el consumo: San Juan (-7 %), Jujuy (-5 %), Mendoza (-2 %), Santa Cruz y EDELAP (-1 %).

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron 31 % del consumo del país y totalizaron un ascenso conjunto de 3,2 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una suba de 3,9 %, mientras que en EDESUR la demanda ascendió 2,3 por ciento.

TEMPERATURAS

El mes de enero de 2025 fue más caluroso en comparación con enero de 2024. La temperatura media fue de 26.3 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 25.8 °C, y la histórica es de 24.6 °C.

DATOS DE GENERACIÓN

La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el aumento del aporte de las energías alternativas (fotovoltaica y eólica).

En enero, la generación hidráulica se ubicó en los 2.427 GWh, lo que representa una variación del -35 % respecto a 2024. Por su parte, la potencia instalada es de 43.474 MW, donde el 58 % corresponde a fuente de origen térmico y un 38 % de origen renovable (alternativa e hidráulica).

Asimismo, el despacho térmico fue mayor, al mismo tiempo que el consumo de combustible también terminó siendo mayor si se compara mes a mes a nivel del total.

Así, en el primer mes del año siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 59,11 % de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas cubrieron el 17,17 % de la demanda, las nucleares el 6,21 %, y las generadoras de fuentes alternativas cubrieron el 15,26 % de la demanda total. La importación de electricidad representó el 2,24 % de la demanda satisfecha.

Genneia inauguró en Mendoza el Parque Solar Malargüe I, el primer desarrollo fotovoltaico de la compañía en la provincia cuyana, y el cuarto a nivel nacional.

Este proyecto de 90 MW de capacidad instalada se suma a la transformación del sector energético provincial, impulsando el abastecimiento sostenible de grandes usuarios industriales y fortaleciendo el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

La inauguración contó con la presencia del equipo directivo de Genneia, encabezado por Jorge Brito, uno de sus accionistas principales; César Rossi, presidente; Bernardo Andrews, CEO; y de otros directivos de la empresa. Por parte de la provincia participaron el gobernador Alfredo Cornejo, la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, funcionarios nacionales del área de Energía, así como los intendentes de Malargüe y San Rafael, Celso Jaque y Omar Félix, respectivamente.

Genneia reafirmó su compromiso con el crecimiento del sector energético en Mendoza al anunciar el desarrollo de un nuevo parque solar en San Rafael, con una capacidad de 150 MW y una inversión de 150 millones de dólares.

Este proyecto, que se sumará al Parque Solar Anchoris (180 MW), actualmente en construcción en Luján de Cuyo, permitirá ampliar la generación de energía limpia en la provincia.

Con estas iniciativas, la compañía proyecta alcanzar una inversión total de 400 millones de dólares en Mendoza para 2026, consolidando su presencia en la región y fortaleciendo el abastecimiento de energía renovable para grandes usuarios industriales en todo el país.

El gobernador Cornejo manifestó que “la inauguración de este parque solar refleja el potencial de Mendoza para convertirse en un polo estratégico de energías renovables en Argentina. Apostamos por la diversificación energética como motor de crecimiento y desarrollo sostenible, y la inversión de Genneia es un claro ejemplo de cómo el sector privado y el Estado pueden trabajar juntos para impulsar el futuro de la provincia”.

Jorge Brito, accionista de Genneia destacó que “estamos invirtiendo 400 millones de dólares en Mendoza para la construcción de 3 parques solares, sumando 420 MW de capacidad instalada al sistema. Y en 2026 habremos superado los 1400 millones de dólares en capacidad instalada renovable, con 8 parques eólicos y 6 solares en operación en 5 provincias”-

“La minería será uno de nuestros principales clientes, y en ese camino acompañamos a Mendoza, y a otras provincias en su objetivo de una transición energética en el país que impulse su desarrollo”, agregó Brito.

El Parque Solar Malargüe I es el cuarto desarrollo fotovoltaico de Genneia en Argentina y el primero en la provincia de Mendoza. El parque, que abarca 312 hectáreas, incorpora más de 160.000 paneles solares bifaciales de última tecnología, capaces de captar energía tanto de la radiación directa como la reflejada en el suelo, optimizando así su eficiencia en hasta un 10 % adicional.

Además, sus módulos están montados sobre seguidores solares, que ajustan su posición según el recorrido del sol para maximizar la producción energética.

El desarrollo requirió una inversión superior a los 90 millones de dólares. En su etapa de construcción generó 280 empleos indirectos, contribuyendo al crecimiento económico y social de la región.

Con la puesta en marcha de este nuevo parque, y los próximos dos proyectos de Genneia en camino, Mendoza se consolida como un referente nacional en energías renovables.

Genneia es compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 19 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 21 % de la generación de energía eólica y el 12 % de la solar. En enero de 2025, la compañía logró alcanzar 1,25 GW de potencia instalada total.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) concretó la audiencia pública virtual convocada para considerar las tarifas por el cargo de distribución domiciliaria. Edenor y Edesur presentaron sus propuestas de arranque, de cara al período quinquenal 2025/2029 en el marco de la RQT dispuesta por el ministerio de Economía, a través de la Secretaría de Energía.

El Ente Regulador realizó el martes 25 una audiencia pública similar para las tarifas del transporte de energía eléctrica, y se estima que en el curso del mes de marzo podría definir los ajustes correspondientes a ambos componentes a partir de abril.

La cuestión tarifaria debe considerarse además en el contexto de eliminación de los subsidios estatales a los usuarios de este servicio (también del gas) que viene desarrollando el gobierno.

La audiencia fue presidida por el interventor en el ENRE, Osvaldo Rolando, y las distribuidoras en el Área Metropolitana de Buenos Aires formularon pedidos de subas en el rubro cuya incidencia final rondaría el 8 por ciento, con actualización mensual para no quedar retrasadas con la inflación.

“El requerimiento se traduce en un incremento del margen de distribución en torno a un 20 %, con un impacto final en la factura (por la incidencia de este cargo en la estructura tarifaria del servicio)que ronda el 8 % para todo el año, con actualizaciones mensuales de acuerdo a la evolución que tengan los precios”, se describió desde Edenor.

El incremento que pide Edenor contempla los recursos necesarios para realizar distintas inversiones. Tiene previsto concretar 3 subestaciones eléctricas para los próximos 3 años. Se levarán a cabo en Hurlingham, en el corredor norte y General Rodríguez. Cada una de ellas tiene un costo de entre 60 y 80 millones de dólares, se indicó.

En la presentación, a cargo de Guido Hernández, se sostuvo que “A pesar del congelamiento de tarifas durante los últimos años, las inversiones de Edenor promediaron los U$S 200 millones anuales, para lo cual destina aproximadamente el 50 % de sus ingresos”. “La diferencia ahora, con la actualización en las tarifas, es que se dejaria de acumular deudas con CAMMESA”, puntualizaron.

Edenor prepara inversiones en el AMBA por U$S 1.275 millones para los próximos 5 años, a la vez que espera una recomposición de tarifas acorde, se indicó.

Desde Edesur en tanto, se planteó una “simplificación de escalas tarifarias” pasando de 6 a 2 escalas para las pequeñas demandas, y contratación de potencia para suministros trifasicos”.

Para las medianas y grandes demandas se propone mantener los cargos actuales, pero incrementar el valor de los recargos por exceso de potencia”.

“Proponemos diferenciar monofásico y trifásico para segmentar suministros y adaptar tarifas a nuevos patrones de consumo, tecnologías y caracteríticas técnicas de la red”, señaló la empresa.

Edesur argumentó que la inversión prevista para el periodo 2025/29 es de 746 mil millones de pesos (a valores constantes del 2023). Ampliaciones y renovaciones en alta tensión, expansión y renovación de redes, subestaciones y centros de transformación, serán los principales destinos de tal inversión, describieron.

En cuanto a un plan adicional de medición inteligente del consumo, por 126.000 millones de pesos, se indicó que esta inversión “está sujeta a reconocimiento a través de un cargo específico”.

Asimismo, Edesur planteó necesario modificar la normativa vigente a fin de que cada nuevo Punto de Carga (no residencial) para vehículos eléctricos sea tratado como un suministro independiente con el fin de permitir un desarrollo planificado y adecuado de la red eléctrica.

“Un Punto de Carga instalado en la vía pública o en una playa de estacionamiento requiere la misma red eléctrica que un edificio de 6 pisos con 17 departamentos (2 cargadores con potencia total de 50 kW).

“Es fundamental completar un proceso de Revisión Quinquenal tarifaria para alinear la remuneración, el mecanismo de actualización, y el nivel de calidad” del servicio, sostuvo Edesur.

“Los ingresos deben ser suficientes y oportunos para cubrir los costos operativos, de capital e impuestos, y remuneración al accionista”, reclamó.

Milicic celebra su 4to aniversario en Perú mientras participa nuevamente
en la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC) 2025, uno
de los eventos más importantes para la industria minera mundial.

Del 2 al 5 de marzo en Toronto, Milicic estará en el PDAC 2025 como empresa
aliada a la Cámara de Comercio Canadá Perú, ampliando así su presencia
internacional y reforzando su compromiso con la minería.

El PDAC, considerado el principal evento de exploración minera del mundo,
ofrece una plataforma clave para el intercambio de conocimientos y la
generación de nuevas oportunidades comerciales. En esta nueva edición, Milicic
continuará estrechando relaciones con los líderes de la industria minera y
avanzando en proyectos de innovación en el sector.

Cuatro años de crecimiento y compromiso con el desarrollo en Perú
Este 2025 también marca el cuarto año de Milicic en Perú, un período de
crecimiento y consolidación en el país. Desde su llegada, la empresa ha liderado
importantes proyectos de infraestructura, mientras se posiciona para incursionar
en el sector minero peruano.

“A lo largo de estos cuatro años, Milicic ha consolidado su presencia en Perú,
contribuyendo al desarrollo del país con proyectos de alto impacto, y
manteniendo su compromiso de construir confianza en cada uno de sus
emprendimientos. Continuamos trabajando para concretar nuestro primer
proyecto en la minería que es nuestro próximo hito a alcanzar”, señaló Gustavo
Mas, gerente Comercial de Milicic.

Entre los proyectos que Milicic lleva a cabo en Perú se encuentra la “Protección frente a inundaciones en la quebrada Cabuyal” para el consorcio Besalco-
Stracon, parte del Plan Integral de Reconstrucción con Cambios del gobierno peruano. Este proyecto tiene como objetivo mitigar los daños causados por el
fenómeno de “El Niño Costero” y proteger la infraestructura de la región.

Además, la empresa ejecuta el proyecto “Defensas Ribereñas del Río Zaña” en el departamento de Lambayeque, en colaboración con el consorcio Rovella-
Inmac. Este desafío busca proteger los márgenes del río Zaña de los efectos de la erosión e inundaciones, beneficiando directamente a las comunidades de
Zaña y Lagunas.

Con foco desde los inicios en las construcciones viales, civiles e industriales,
Milicic expandió sus actividades en sus más de 50 años de experiencia hacia
proyectos privados de infraestructura, electromecánicos, de higiene urbana y a
sectores estratégicos como energía, minería, petróleo y gas. Más de 800 obras
demuestran la confianza de sus clientes y el compromiso por acompañar a los
principales sectores productivos que marcan el crecimiento de cada región.

Acerca de Milicic

Milicic es una empresa de construcciones y servicios con 50 años de experiencia en
grandes obras que han acompañado el desarrollo de los principales sectore
productivos en Argentina y la región.
Con más de 2000 empleados y más de 800 proyectos ejecutados, brinda soluciones
para los desafíos más complejos en minería, oil & gas, energía e infraestructura.

YPF Digital (YDI), la sociedad que gestiona y potencia los activos digitales de YPF, está dando los últimos pasos para transformar la APP de YPF en la primera billetera digital de una empresa de energía del país.

A partir de abril los clientes de YPF podrán utilizar la aplicación, en forma gradual, como medio de pago para servicios dentro del ecosistema de la movilidad. De esta manera, la APP de YPF sale a competir en un mercado desafiante como es el de las billeteras digitales.

“Desde YDI estamos listos para transformarnos en una billetera digital. La APP de YPF siempre lideró el mercado de la digitalización de la experiencia de nuestros consumidores. Ahora, con esta novedad nos volvemos a ubicar a la vanguardia de la tecnología para el mundo de la movilidad”, afirmó Guillermo Garat, presidente de YDI.

Hoy la APP de YPF se consolidó como el aliado de los consumidores en la movilidad del país. En diciembre 2024, se registraron 420 pagos por minuto en horarios pico. Esto representa 5,7 millones de operaciones y más de 4,5 millones de socios activos, quienes a lo largo de 2024 realizaron más de 60 millones de visitas a estaciones y canjearon 20 millones de beneficios que ofreció la aplicación, disponible para dispositivos iOS y Android.

La evolución natural es que la APP de YPF amplie sus servicios y expanda su ecosistema digital. Con esa visión, desde hace dos años YPF viene dando pasos concretos materializados en la creación de YPF Digital como empresa que busca gestionar y potenciar los activos digitales de la compañía.

YDI obtuvo la autorización del BCRA para poder prestar servicios de proveedor de Pago (PSP) y hoy se encuentra desarrollando distintas funcionalidades para poner a disposición de sus clientes a lo largo de todo el año.

De esta manera, YPF fortalece su liderazgo en estaciones de servicio y pagos digitales y extiende su posicionamiento a toda la cadena de valor de la movilidad en el país.

Vista, segundo operador de petróleo no convencional más importante en la Argentina, informó a los mercados una producción total de hidrocarburos de 85.276 boe/d en el cuarto trimestre del 2024, lo que representó un aumento de 51 por ciento comparado con el mismo período de 2023.

La producción de crudo en el cuarto trimestre del año pasado alcanzó los 73.491 barriles diarios (bbl/d), lo que implicó una suba interanual de 52 por ciento.

En 2024 la producción promedio fue de 69.660 barriles de petróleo equivalentes por día (boe/d), lo que representó un incremento de 36 % con respecto al año anterior.

La compañía finalizó el 2024 con una inversión en Vaca Muerta de más de 1.200 millones de dólares.

Vista aceleró su plan de desarrollo en Vaca Muerta, lo que le permitió poner en producción 50 nuevos pozos. Además, aseguró la incorporación de un tercer equipo de perforación y un segundo set de fractura que ya están en funcionamiento para alcanzar los objetivos de desarrollo previstos para este año.

Las reservas probadas totales al 31 de diciembre de 2024 ascendieron a 375,2 MMboe, con una suba de 18 % en comparación con los 318,5 MMboe al 31 de diciembre de 2023. El índice de reemplazo de reservas fue de 323 por ciento.

La compañía exportó 10,6 MMbbl de petróleo, lo que significó un aumento interanual de 29 % y de 49 % del volumen total de ventas de petróleo de la compañía.

Los ingresos totales durante 2024 alcanzaron los 1.647,8 millones de dólares, con un incremento de 41 % en comparación con los 1.168,8 $MM registrados en 2023, impulsado principalmente por el crecimiento de la producción de crudo. La utilidad neta anual de 2024 fue de 401,2 millones de dólares.

El lifting cost fue de 4,6 dólares por boe, por debajo de los 5,1 $/boe registrados en 2023, valor que ratifica la base de activos de bajo costo de la compañía y su continuo enfoque en la eficiencia, se indicó.

El EBITDA ajustado para 2024 fue de 1.092,4 millones de dólares, lo que resultó en un margen del 65 % y en un aumento del 25 % respecto a los 870,7 $MM obtenidos en 2023. En 2024, la compañía registró un flujo de caja libre negativo de 92,9 $MM.

Resultados cuarto trimestre 2024
Los ingresos totales en el cuarto trimestre de 2024 ascendieron a 471,3 millones de dólares, con un aumento interanual de 52 % y 2 % por encima del tercer trimestre del 2024.

Los ingresos netos por exportaciones de petróleo y gas fueron de 246,7 $MM, representando el 55 % de los ingresos netos totales.

El lifting cost fue de 4,7 $/boe, un incremento del 8 % en comparación con el cuarto trimestre de 2023.

El EBITDA ajustado para el cuarto trimestre de 2024 fue de 273,3 $MM, lo que implica una disminución interanual de 5 %. La inversión en el periodo totalizó los 340,1 $MM, y la compañía registró un flujo de caja libre positivo de 57,1 $MM.

En el año 2023, América Latina y el Caribe aportó el 27 % de la producción mundial de biocombustibles líquidos, con Brasil como el principal actor, representando el 93 % de la producción regional. Esta posición refleja las ventajas competitivas de la región en términos de recursos naturales, capacidad agroindustrial y experiencia acumulada en la producción sostenible de bioetanol y biodiésel.

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) presentó su Nota Técnica titulada “Una introducción al sector de los biocombustibles en América Latina y el Caribe”, documento que analiza el rol estratégico de los biocombustibles de bajo carbono en la descarbonización del transporte, y su contribución a la transición energética en la región.

Los biocombustibles de bajo carbono se perfilan como una solución clave para la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), especialmente en sectores con baja viabilidad de electrificación, como el transporte pesado, la aviación y el transporte marítimo.

La Nota Técnica destaca el potencial de combustibles avanzados como el SAF (Sustainable Aviation Fuel) y el HVO (Hydrotreated Vegetable Oil), los cuales representan alternativas viables para avanzar hacia la carbono neutralidad en la región.

Entre 2013 y 2023, la producción de biodiésel en América Latina y el Caribe creció 163 %, mientras que el bioetanol registró un aumento del 36 %. Este crecimiento refleja el dinamismo del sector y la implementación de políticas públicas como los mandatos de mezcla de biocombustibles en varios países.

El documento también destaca los desafíos pendientes para la región, como la necesidad de fortalecer los marcos regulatorios de sostenibilidad, optimizar la infraestructura logística y garantizar la trazabilidad de la cadena productiva.

Según las proyecciones de OLADE, lograr la carbono neutralidad al 2050 requerirá un aumento del 360 % en la producción regional de biocombustibles líquidos, alcanzando los 172.990 miles de metros cúbicos.

La Nota Técnica completa está disponible para consulta y descarga en: https://www.olade.org/publicaciones/nota-tecnica-no-5-una-introduccion-al-sector-de-los-biocombustibles-en-america-latina-y-el-caribe/

El reciente fraude vinculado a la memecoin $Libra, afectó directamente la credibilidad del presidente Javier Milei y de su círculo más estrecho, conocido como el “triángulo de hierro”. Este impacto ha sido particularmente significativo entre sus seguidores libertarios en redes sociales, tanto a nivel nacional como internacional.

Tras la promoción de $Libra por parte del presidente Javier Milei, la criptomoneda experimentó un “rug pull”, es decir, una súbita apreciación artificial del valor, seguida de un retiro abrupto del mercado, lo que provocó pérdidas devastadoras para numerosos inversores. Este episodio desató una oleada de críticas y denuncias en los ámbitos político y judicial. En las redes sociales, términos como “estafa” y “delito” monopolizaron el debate, reflejando una creciente desconfianza y desaprobación hacia la actuación presidencial. Aunque Milei ha intentado desvincularse del proyecto, alegando un conocimiento limitado del mismo, su credibilidad se vio gravemente afectada, incluso entre sus seguidores más leales. Este incidente no sólo evidenció la extrema volatilidad del mercado de criptomonedas, sino también la responsabilidad inherente a su promoción por parte de figuras públicas de alto perfil.

A esto se suman las denuncias contra Karina Milei, hermana del presidente y Secretaria General de la Presidencia, por la presunta venta de reuniones y acceso directo al poder, en un esquema que recuerda los métodos de la política tradicional que Milei prometió erradicar. La promesa de transparencia y eficiencia, uno de los pilares de su narrativa política, se ve amenazada por acusaciones de corrupción, venta de influencias y contradicciones flagrantes.

Un dilema estratégico

Javier Milei se encuentra en una encrucijada entre su ferviente defensa del libre comercio y el creciente proteccionismo estadounidense bajo la doctrina de “reciprocidad comercial” promovida por Donald Trump. Su discurso en la Conferencia de Acción Política Conservadora (CPAC) puso en evidencia esta tensión: por un lado, Milei busca alinear a Argentina con las políticas económicas del gobierno norteamericano, pero, por otro, el esquema que propone Trump implica barreras arancelarias que contradicen los principios del libre mercado que el presidente argentino defiende.

Las políticas proteccionistas de la administración de Donald Trump impactaron en diversas empresas exportadoras argentinas, en particular a los sectores del acero y el aluminio. Aluar, único productor de aluminio primario en Argentina, exporta el 40% de su producción a Estados Unidos, donde en 2024 las ventas alcanzaron los 500 millones de dólares, representando el 62% de las exportaciones argentinas de este metal. Sin embargo, la imposición de un arancel del 10% ha afectado sus operaciones en ese mercado. De manera similar, el Grupo Techint, a través de Ternium y Tenaris, exportó más de 100 millones de dólares en acero a Estados Unidos en 2024, pero el arancel del 25% ha reducido su competitividad.

Acindar, perteneciente a ArcelorMittal, también ha visto caer sus exportaciones al país norteamericano, restringidas por cupos y medidas vigentes desde 2018.

Además del acero y el aluminio, el biodiésel ha sido uno de los sectores más perjudicados. En 2017, aranceles de entre el 54,36% y el 70,05% bloquearon su acceso al mercado estadounidense, afectando un comercio que, hasta 2016, generaba ingresos por US$ 1.140 millones y representaba la principal exportación argentina a ese país. Estas restricciones limitaron severamente la presencia de las empresas argentinas en uno de sus mercados clave.

Toma y daca

El modelo de “reciprocidad comercial” que impulsa Trump parte de la premisa de que si un país establece aranceles más bajos que Estados Unidos, debe subirlos para igualarlos, o si los tiene más altos, debe bajarlos en la misma proporción. En la práctica, esto no fomenta el libre comercio, sino que lo condiciona a términos unilaterales dictados por Washington. Para una economía como la argentina, que necesita abrir mercados y atraer inversiones, alinearse con esta política puede traducirse en una menor autonomía para definir sus acuerdos comerciales.

El frente interno ya se lo hizo saber. La tensión entre el presidente Javier Milei y Paolo Rocca, cabeza del Grupo Techint, se vienen profundizando debido al desacuerdo de las políticas económicas internas y exteriores.

El gobierno de Milei eliminó restricciones a la exportación de chatarra, lo que elevó su precio en el mercado interno. Esta medida afectó negativamente a empresas siderúrgicas nacionales, como Siderar y Tenaris, pertenecientes a Techint. En respuesta, Milei acusó a Rocca de movilizar a “su ejército de econochantas” para solicitar una devaluación y desestabilizar la economía nacional. Además, Milei promueve una mayor apertura a las importaciones chinas (otro punto contradictorio) lo que ha generado preocupación en sectores industriales locales. Rocca ha manifestado que esta competencia no es equitativa y que “la cancha de juego no está nivelada”.

Las políticas aperturistas de Javier Milei vienen impulsando una fuerte caída del consumo interno, en particular en bienes durables. El impacto lo sintió Techint que anunció la posibilidad de despedir hasta 600 empleados en su planta de Ternium-Siderar de San Nicolás. Esta decisión refleja las dificultades que enfrenta la industria siderúrgica nacional ante la competencia internacional y las actuales políticas económicas.

La isla energética

En el sector energético argentino, especialmente en las empresas vinculadas a Vaca Muerta el impacto del “rug pull” fue circunstancial: las principales compañías energéticas que cotizan en Wall Street experimentaron caídas notables en sus acciones. Por ejemplo, YPF registró una disminución del 2,3%, Pampa Energía del 2,8% y Vista Oil & Gas del 2,4%, aunque recuperaron su nivel anterior en pocos días. El asunto evidencia la interconexión entre la confianza inversora y la estabilidad política y económica del país.

Analistas financieros advierten que una pérdida de confianza en el gobierno podría aumentar la presión sobre el tipo de cambio y afectar negativamente a las empresas energéticas, especialmente aquellas con operaciones en mercados internacionales.

Las buenas

Como contrapartida a los escándalos del entorno presidencial, el 2024, cerró un superávit en su balanza comercial energética de US$ 5.668 millones, el más alto en 18 años. Este resultado se debe al incremento del 22,3% en las exportaciones de combustibles y energía, que totalizaron US$ 9.677 millones, y a una reducción del 49,4% en las importaciones, sumando US$ 4.009 millones. Chile se destacó como el principal destino de las exportaciones energéticas argentinas, con un aumento del 74,1% respecto al año anterior.

Sólo en enero de 2025, se registró un superávit energético de US$ 678 millones, con exportaciones que alcanzaron los US$ 879 millones, lo que representa un incremento del 23,7% en comparación con el mismo mes del año anterior.

La producción de petróleo en noviembre de 2024 superó los 746.000 barriles diarios, mientras que en agosto la producción de gas alcanzó más de 153 millones de metros cúbicos por día.

Desde enero de 2021 hasta septiembre de 2024, la producción de crudo aumentó un 50%, mientras que la de gas natural creció un 27%, alcanzando niveles cercanos a los récords históricos.

En agosto de 2024, la producción de gas natural llegó a los 147,5 MMm3/d, de los cuales el 65% provino de yacimientos no convencionales, principalmente en Vaca Muerta. Wintershall Dea, intensificaron sus operaciones en la región, anunciando la perforación de 12 nuevos pozos en Aguada Pichana Este, mientras que YPF aprobó la construcción de un oleoducto de 437 kilómetros con capacidad para transportar hasta 700.000 barriles diarios.

A pesar de los augurios, aún existe un nudo gordianiano sin desatar: el desarrollo de infraestructura y el debate de quién la debe construir.

No tan buenas

Además de la estatal malaya Petronas, otra estatal, la noruega Equinor, antes conocida como Statoil, con presencia activa en Argentina desde 2017, participando en proyectos de exploración tanto en tierra como off shore, tomó la decisión estratégica de abandonar sus operaciones en el país.

En febrero de 2025, Equinor informó que está considerando la venta de sus activos en tierra en la región de Vaca Muerta. La empresa habría contratado a Bank of America para gestionar la venta de su participación del 30% en la licencia de Bandurria Sur y del 50% en Bajo del Toro Norte. Aunque aún no se ha tomado una decisión final, estas participaciones podrían estar valoradas en aproximadamente US$ 1.300 millones. Es importante destacar que YPF, posee derechos de preferencia con participaciones del 40% en Bandurria Sur y del 50% en Bajo del Toro Norte. Bandurria Sur actualmente produce alrededor de 70.000 barriles equivalentes de petróleo por día, mientras que Bajo del Toro Norte aún no ha sido desarrollado.

Exploración costa afuera

A pesar de la posible desinversión en activos terrestres, Equinor mantiene su interés en proyectos costa afuera en Argentina. En 2019, la empresa añadió ocho bloques de exploración en alta mar a su portafolio, obteniendo permisos para cinco bloques como operador y participando en otros como socio. Sin embargo, en junio de 2024, Equinor completó la perforación del pozo exploratorio Argerich-1 en el bloque CAN-100, ubicado en la Cuenca Norte Argentina, sin encontrar indicios claros de hidrocarburos, clasificando el pozo como seco. A pesar de este resultado, la compañía planea analizar los datos recopilados para comprender mejor el potencial hidrocarburífero de la zona.

Estas decisiones reflejan una reevaluación de la estrategia de Equinor en Argentina, enfocándose posiblemente en áreas con mayor potencial o alineadas con sus objetivos corporativos a largo plazo.

Precios, trifas y subsidios

Según el Observatorio de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP), dependiente de la Universidad de Buenos Aires (UBA) y el CONICET, el gasto en servicios públicos en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) se mantiene como una preocupación central para los hogares argentinos.

Un hogar promedio sin subsidios destinó en febrero de 2025 la suma de $136.104 mensuales para cubrir sus necesidades energéticas, de transporte y de agua potable. Aunque este gasto representa una reducción del 6% respecto al mes anterior, su impacto sigue siendo considerable, ya que es un 82% superior al de febrero de 2024.

El costo de los servicios públicos representa el 11,1% del salario promedio registrado. Dentro de esta canasta, el transporte público se erige como el rubro más significativo, con un costo mensual de $ 56.228, superando incluso la suma del gasto en energía eléctrica y gas natural. La tarifa eléctrica, por su parte, alcanza los $35.452 para un usuario de altos ingresos (N1), mientras que el gas asciende a $17.903 y el agua potable, sin subsidios, tiene un valor promedio de $26.521.

La baja del 6% mensual en el gasto en servicios se explica principalmente por una menor demanda de electricidad, influida por factores estacionales. Sin embargo, las tarifas siguen en aumento: el informe revela que, en los últimos 15 meses, la canasta de servicios públicos creció un 401%, mientras que el índice de precios al consumidor aumentó un 127% en el mismo período.

Menos subsidios

Uno de los datos más impactantes del informe es la fuerte caída en los subsidios estatales. Hasta el 18 de febrero de 2025, el Estado redujo en términos reales un 71% de las transferencias destinadas a servicios públicos en comparación con el año anterior. Esta reducción se desglosa en una baja del 67% en transporte y del 74% en energía, mientras que ENARSA y AYSA no recibieron transferencias en el período analizado.

En términos absolutos, los subsidios acumulados a febrero de 2025 fueron de $252.288 millones, lo que representa una disminución del 52% en valores nominales y una reducción del 71% en términos reales. La mayor parte de esta caída se debe a la ausencia de transferencias a ENARSA y a la menor asistencia a CAMMESA, la empresa encargada de la administración del mercado eléctrico mayorista.

Tarifas

El ajuste de los subsidios se refleja en la cobertura de costos que los usuarios deben afrontar. Actualmente, los hogares del AMBA pagan tarifas que cubren, en promedio, el 50% del costo real de los servicios públicos, mientras que el Estado financia el otro 50%. Sin embargo, la situación varía según el nivel de ingresos de los hogares.

En energía eléctrica, los usuarios de altos ingresos (N1) pagan el 100% del costo, mientras que los sectores medios (N3) cubren el 45% y los de menores ingresos (N2) solo el 29%. En gas natural, los usuarios N1 también pagan el 85% del costo, mientras que los N3 abonan el 43% y los N2 solo el 30%.

El transporte público también muestra un desbalance entre costos y tarifas. Según el informe, el costo técnico del boleto de colectivo asciende a $1.308, aunque la tarifa regulada se mantiene en $927 y el usuario paga apenas $371, lo que implica que el 60% del valor del boleto sigue siendo subsidiado.

Transporte

El informe también detalla la disparidad de tarifas en el transporte público a nivel nacional. Mientras que en el AMBA el boleto mínimo se encuentra en $371, en ciudades del interior como Bariloche, Santa Fe y Resistencia las tarifas ya superan los $1.200. Esta diferencia responde a la eliminación del Fondo de Compensación al Transporte Público del Interior, lo que obligó a los gobiernos provinciales y municipales a ajustar las tarifas para cubrir los costos operativos.

En el AMBA, el esquema de financiamiento del transporte también está en transformación. La Ciudad Autónoma de Buenos Aires ha anunciado un aumento del 10% en las tarifas de colectivos y subtes, con un esquema de actualización mensual basado en el Índice de Precios al Consumidor (IPC) más un 2%. Esta medida permitirá reducir en $45.000 millones el gasto en subsidios durante 2025.

Los datos del informe reflejan un cambio estructural en la política de tarifas y subsidios en Argentina. Mientras que el Estado ha reducido de manera significativa su participación en la financiación de los servicios públicos, los hogares debieron absorber una parte creciente de los costos. A pesar de una leve reducción mensual en el gasto total, el aumento interanual sigue siendo significativo, lo que genera un impacto directo en el poder adquisitivo de la población.

El futuro inmediato parece indicar un esquema de tarifas más alineado con los costos reales del sistema, con subsidios más focalizados y una mayor presión sobre los usuarios para sostener la infraestructura de servicios esenciales. Resta por verse cómo impactará este nuevo escenario en el consumo y en la calidad de vida de los ciudadanos del AMBA y del resto del país.

Genneia, líder en generación de energías renovables en Argentina, anunció una mejora en su calificación crediticia y el lanzamiento de su 16° Obligación Negociable Verde (ON) por un monto inicial de hasta U$S 20 millones, ampliable hasta U$S 60 millones.

La licitación de este nuevo instrumento financiero se llevará a cabo el jueves 27 de febrero, y los fondos obtenidos se destinarán al desarrollo de nuevos proyectos solares en la región de Cuyo, “reforzando el compromiso de la compañía con la transición energética y la sustentabilidad”, se destacó.

La agencia calificadora de riesgo Moody’s Local AR elevó la calificación crediticia de Genneia, la cual se encuentra fundamentada por el crecimiento en la generación de EBITDA esperado para 2025 y 2026 producto de los proyectos en cartera que le permitirán continuar consolidando su posición como líder en renovables.

Asimismo, la calificación también incorpora las sólidas métricas crediticias que la compañía mantiene en un contexto de fuertes inversiones y el buen desempeño operativo demostrado en el desarrollo de los nuevos parques.

Con respecto a la nueva Obligación Negociable (Clase XLVIII), cuenta con las siguientes características: (i) denominada y pagadera en dólares estadounidenses, (ii) tasa de interés fija anual (a licitar) con pagos semestrales y (iii) un plazo de 36 meses.

Además, este nuevo instrumento de deuda se integrará al panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables (SVS) de ByMA, reafirmando a Genneia como el principal emisor de instrumentos verdes en el mercado de capitales argentino.

La operación es coordinada por Macro Securities como Organizador, mientras que actúan como Colocadores: Macro Securities S.A.U., BACS Banco de Crédito y Securitización S.A.,
Cocos Capital S.A., Banco BBVA Argentina S.A., Banco de la Provincia de Buenos Aires, Banco Supervielle S.A., Banco Santander Argentina S.A., Invertironline S.A.U., Banco
Supervielle S.A., Balanz, Facimex, TPCG Valores SAU, y Latin Securities.

Con más de U$S 850 millones emitidos en el mercado de capitales local e internacional,
Genneia sigue consolidando su liderazgo en finanzas sostenibles.

Desde hace 13 años, la compañía es el principal referente en energías limpias, habiendo sido la primera en Argentina en alcanzar 1.000 MW de capacidad instalada.

En 2024, según datos de CAMMESA, Genneia generó 3.898.993 MWh de energía solar y eólica, equivalente al consumo de casi un millón de hogares, evitando la emisión de más de 1,73 millones de toneladas de CO₂.

Con el 19% de la potencia renovable (eólica y solar) instalada en el país, Genneia sigue
impulsando una matriz energética más limpia, eficiente y competitiva, fortaleciendo su compromiso con el desarrollo sostenible de Argentina.

En 2024, con la entrada en operación del Parque Eólico “La Elbita” en Tandil, la compañía logró alcanzar 1.166 de potencia instalada.

Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea y La Elbita, Genneia cuenta con una capacidad total de 946 MW en energía eólica. Mientras que la capacidad total solar es de 220 MW.

La empresa está avanzado en la construcción del parque solar Malargüe I (anteriormente conocido como Los Molles), con una capacidad de 90 MW, y ha iniciado la obra del parque solar Anchoris, con una capacidad de 180 MW. De esta manera Genneia logrará superar 1.400 MW de potencia instalada.

BP abandonará sus metas de energía renovable y volverá a centrarse en los combustibles fósiles, según informa Reuters. El cambio se produce en medio de las preocupaciones de los inversores sobre las ganancias, ya que las acciones de BP han tenido un rendimiento inferior al de sus rivales en los últimos años.

La empresa había planeado tener 50 GW de capacidad de generación renovable para 2030 y estaba construyendo una cartera renovable diversificada.
Según sus informes de ganancias, BP tiene 8,2 GW de capacidad de generación renovable y, en 2019, su capacidad neta de generación eólica alcanzó los 926 MW, aunque no hubo una cifra de capacidad renovable total en ese año.

BP se comprometió en 2020 a reducir la producción de petróleo y gas en un 40% y a aumentar rápidamente las energías renovables para 2030, pero BP ya redujo el objetivo de reducción al 25% en 2023.

Desde que asumió el cargo, Auchincloss ha desacelerado las inversiones en energías renovables y ha anunciado planes para recortar costos y reducir el personal en un 5%.

La organización ambientalista Greenpeace dijo que podría ir a la quiebra debido a una demanda presentada por la empresa Energy Transfer, en relación con las los daños causados por las protestas contra la construcción del oleoducto Dakota Access. El juicio comenzó este lunes en Morton County, Dakota del Norte, con la selección del jurado, y se prevé que se extienda por cinco semanas.

Acusaciones y antecedentes

Energy Transfer, con sede en Dallas, presentó la demanda en 2019 en un tribunal estatal de Dakota del Norte, reclamando que las protestas organizadas por Greenpeace en 2016 y 2017 causaron daños por US$ 300 millones. Esta acción legal se produjo después de que una demanda similar fuera desestimada por un tribunal federal del mismo estado.

En marzo de 2024, la compañía modificó su demanda, argumentando que Greenpeace llevó adelante un “esquema ilegal y violento” con el objetivo de causar perjuicios económicos a la empresa, además de poner en peligro la integridad de sus empleados y difamar a la compañía mediante manifestaciones maliciosas.

Greenpeace rechazó todas las acusaciones y sostiene que sus acciones están protegidas por la Primera Enmienda de la Constitución de Estados Unidos. La organización ha denunciado que Energy Transfer y otras empresas petroleras están “abusando del sistema legal para silenciar a sus críticos y ocultar información sobre sus operaciones”.

Por su parte, Energy Transfer ha defendido su postura argumentando que la demanda “no se trata de libertad de expresión, sino de hacer cumplir la ley”.

Impacto económico y riesgos

Greenpeace señaló que, en caso de que el tribunal falle a favor de Energy Transfer, la organización podría enfrentar “una ruina financiera que pondría fin a más de 50 años de activismo ambiental”. La empresa petrolera exige US$ 300 millones en daños, una cifra que supera en más de diez veces el presupuesto anual de Greenpeace.

Como respuesta, Greenpeace presentó el pasado 11 de febrero una demanda contra Energy Transfer en los Países Bajos, acusando a la empresa de actuar de manera indebida al presentar demandas sin fundamentos contra el grupo ambientalista. En esta acción legal, Greenpeace solicita que Energy Transfer cubra sus costos legales y pague daños compensatorios.

El oleoducto y las protestas

El oleoducto Dakota Access, operado por Energy Transfer, es un ducto de 1.880 kilómetros, que transporta petróleo desde Dakota del Norte hasta Illinois desde junio de 2017. El proyecto, valuado en aproximadamente US$3.800 millones, atraviesa áreas cercanas a la reserva de la tribu Standing Rock Sioux y cruza el lago Oahe, una fuente de agua potable para la comunidad indígena. En 2016, la tribu demandó para intentar frenar la construcción del oleoducto, sin éxito, lo que dio lugar a protestas masivas encabezadas por activistas ambientales y grupos indígenas. Durante las manifestaciones de 2016 y 2017, cientos de personas fueron arrestadas.

Energy Transfer ha argumentado que Greenpeace y otros grupos ambientalistas difundieron informaciones falsas sobre la construcción del oleoducto, incluyendo afirmaciones inexactas sobre su impacto en tierras protegidas. La empresa sostiene que trabajó durante años con el Cuerpo de Ingenieros del Ejército de Estados Unidos para minimizar los efectos del proyecto en los recursos locales.

Greenpeace, por su parte, ha insistido en que la demanda actual es “infundada” y forma parte de un patrón de acciones legales destinadas a intimidar a los defensores del medio ambiente. La organización ahora busca que Energy Transfer asuma los costos legales de su defensa y pague una compensación por los perjuicios sufridos.

El juicio en Dakota del Norte marcará un precedente clave en la lucha entre empresas petroleras y grupos ambientalistas, con implicaciones potenciales para el futuro del activismo ambiental en Estados Unidos y a nivel global.

Esta semana se observaron movimientos divergentes en el precio internacional del GNL según la región. En Asia, los precios spot para entregas en marzo cayeron a alrededor de US$ 13,80 MM/btu, en comparación con los US$ 14 de la semana anterior, debido a la baja demanda durante las vacaciones del Año Nuevo Lunar, especialmente en China. Mientras tanto, en Europa, los precios han subido notablemente ante un clima más frío y mayores retiros de almacenamiento, lo que ha incentivado la desviación de cargamentos de GNL desde Asia hacia el mercado europeo. Además, las tarifas de flete global han alcanzado mínimos históricos, lo que refuerza la reorientación de la oferta hacia mercados con mayores primas.

Asia
Debido a las bajas demandas estacionales durante el Año Nuevo Lunar, los precios spot en el este de Asia han retrocedido, situándose para entregas en marzo en torno a US$13,80 dólares/mmBtu, frente a los US$ 14 de la semana anterior. La demanda débil, especialmente en China, y los precios elevados que desalientan a los compradores del sudeste asiático están provocando que muchos cargamentos sean desviados hacia otros mercados.

Mercado europeo
En contraste, Europa está experimentando un repunte de los precios del GNL. El clima más frío, junto con mayores retiros de los depósitos de gas, ha generado un ambiente muy alcista. Los cargamentos que originalmente se destinaban a Asia se están redirigiendo hacia Europa, donde la prima de precio es notable. Además, gobiernos europeos están considerando incluso subvenciones para inyectar gas en almacenamiento durante el verano, lo que refuerza el sentimiento alcista en la región.

Mercado estadounidense

En Estados Unidos, aunque la producción de GNL es abundante y los precios locales se mantienen en niveles relativamente bajos, se observa una fuerte tendencia a aprovechar la diferencia de precios con Europa. Los exportadores estadounidenses están siendo incentivados a enviar sus cargamentos a Europa, donde se obtienen mejores retornos económicos. Esto se traduce en una reconfiguración de las rutas de arbitraje global.
Además, a nivel mundial, las tarifas de flete para el GNL han caído a mínimos históricos, con tasas en el Atlántico alrededor de US$3.500 por día y en el Pacífico cerca de US$ 11.500 por día, debido a la mayor disponibilidad de buques. Esta situación facilita que los cargamentos sean desviados desde mercados con baja demanda, como el asiático, hacia regiones que ofrecen mayores primas, principalmente Europa.

La dinámica global del GNL está marcada por una notable divergencia regional: mientras Asia enfrenta una disminución en la demanda y precios a la baja por razones estacionales, Europa vive un repunte de precios impulsado por un clima frío y preocupaciones sobre el suministro, y Estados Unidos se beneficia de su posición como principal exportador, redirigiendo parte de su oferta hacia el mercado europeo. Estos movimientos reflejan las complejidades de la oferta y la demanda en un contexto global de incertidumbre y ajustes estacionales.

Previsiones para Europa

Las previsiones del precio del GNL dependen en gran medida de cómo evolucionen las tratativas y los términos que acuerden Rusia y Estados Unidos respecto de Ucrania. Aunque las estimaciones varían según la región y los supuestos, se puede destacar que si se llega a una resolución del conflicto ucraniano y las tensiones entre Rusia y EE. UU. disminuyen, es probable que el mercado europeo se beneficie de una mayor estabilidad en el suministro.

La reanudación de las rutas de gas ruso, combinada con una oferta creciente de GNL estadounidense y de otros proveedores, podría conducir a una moderación de los precios. En este caso, algunos analistas sugieren que los precios europeos podrían descender hasta niveles cercanos a los US$ 10/12 MM/btu en el mediano plazo, en comparación con los picos observados en los últimos meses.

Por otro lado, si las relaciones entre Rusia y Estados Unidos se mantienen tensas o el fin de la guerra genera incertidumbre en la seguridad energética, los precios podrían mantenerse elevados en el corto plazo. En este escenario, los mercados spot, tanto en Europa como en Asia, podrían seguir operando en torno a los US$ 13/14 MM/btu o incluso superiores, debido a la reorientación de cargamentos hacia mercados que ofrecen primas de precio (como se ha observado en Europa) y a la cautela de los compradores ante la volatilidad geopolítica.

Variaciones regionales

Con la eventual entrada de gas ruso de nuevo en el mercado y la competencia de GNL de EE. UU., la oferta se equilibraría, lo que favorecería una reducción de los precios si las condiciones climáticas y de almacenamiento lo permiten.

Por su parte, dada la demanda estacional y la competencia por contratos a futuro, los precios en Asia podrían disminuir levemente si se reactivan los flujos de oferta, aunque el comportamiento dependerá también de la estacionalidad y de la fortaleza de la demanda interna, especialmente en China.