Exxon Mobil planea suministrar gas natural a la costa y exportar gas natural licuado (GNL) en Guyana en 2026 y también incluirá plantas de fertilizantes. Exxon inició recientemente el proceso de solicitud de permisos medioambientales para su octavo proyecto en Guyana, el primero que generará gas no vinculado a la producción de petróleo.

Exxon también quiere explorar otro pozo en su enorme bloque mar adentro, según reveló la semana pasada el jefe de la petrolera estadounidense en Guyana.
El año pasado, SBM Offshore, con sede en los Países Bajos, completó la venta por 1.230 millones de dólares de su quinta unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) a Exxon para su uso en las costas de Guyana.
Con una capacidad de producción de 250.000 barriles de petróleo al día, el FPSO Jaguar tiene una capacidad diaria de tratamiento de gas asociado de 540 millones de pies cúbicos y una capacidad de inyección de agua de 300.000 barriles al día. Según Exxon, el proyecto reducirá significativamente el costo de la electricidad en Guyana.

El proyecto propuesto llevaría el gas asociado de los proyectos en alta mar operados por ExxonMobil Guyana (Liza Fase 1 y 2) a través de un gasoducto a las instalaciones de procesamiento de gas en tierra.

En noviembre, Exxon anunció que había alcanzado los 500 millones de barriles de petróleo producidos en el bloque Stabroek de Guyana, sólo cinco años después de haber iniciado la producción en ese lugar. Según la empresa, los tres primeros proyectos -Liza Fase 1, Liza Fase 2 y Payara- ya bombean más de 650.000 bbl/día.
El consorcio liderado por Exxon, que incluye a Hess Corp. y a la china Cnooc, se ha fijado el objetivo de alcanzar una producción de al menos 1,3 millones de bbl/día de petróleo a finales de 2027, una hazaña que espera lograr cuando entren en funcionamiento los seis proyectos offshore aprobados.

Los datos del gobierno de Guyana revelan que el acuerdo del consorcio generó 6.330 millones de dólares para los socios el año pasado: Exxon se embolsó 2.900 millones, Hess 1.880 millones y Cnooc 1.520 millones de Stabroek. Exxon Mobil posee el 45% del bloque Stabroek, Hess el 30% y Cnooc el 25%.

La Argentina alcanzó en enero un superávit comercial energético de 678 millones de dólares y así el sector sigue sumando divisas para el país. Las exportaciones fueron de U$S 879 millones, un 23,7 % más que en enero de 2024, mientras que las importaciones bajaron 32,5 % interanual, informó la Secretaría de Energía.

Las exportaciones del rubro representaron el 14,9 % del total de exportaciones del mes. Los volumenes aumentaron 33,7 % y los precios descendieron 7,9 %, y el mayor incremento se registró en petróleo crudo (U$S 236 millones).

El país al que más se exportó fue a Chile, por un total de 259 millones de dólares (+35,9 % interanual) y en segundo lugar a los Estados Unidos, por un total de 233 millones de dólares (+54,2 % interanual).

El rubro que más se exportó fueron aceites de petróleo, que representaron el 9,1 % de las exportaciones totales.

[Vista, segundo operador de petróleo no convencional de la Argentina, informó a los mercados que sus reservas probadas y estimadas (P1) de petróleo y gas, al 31 de diciembre de 2024, reflejaron un aumento interanual del 18 %, totalizando 375.2 MMboe.

Las adiciones a las reservas P1 fueron 82.2 MMboe, con un índice de remplazo de reservas de 323 por ciento.

Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista, describió que “durante 2024, aceleramos la actividad en nuestro hub de desarrollo en Vaca Muerta. El crecimiento en nuestras reservas probadas, junto a un robusto índice de reemplazo, y 15 años de vida de reservas refleja la calidad de nuestro acreage y nuestra habilidad como operadores para entregar valor de largo plazo a nuestros accionistas”.

Durante el cuarto trimestre de 2024, la compañía reportó una producción diaria promedio de 85.276 boe/d, un aumento del 17 % respecto al trimestre anterior, impulsada por la puesta en producción de 25 pozos nuevos que se conectaron entre mediados de agosto y principios de diciembre del año pasado. De esta forma, Vista cumplió con los objetivos de producción que fueron anunciados al mercado en el mes de abril del año pasado, se indicó.

La producción total de 2024 fue de 69.660 boe/d, un incremento de 36 % año contra año y la de crudo fue 60.418 bbl/d, en 2024, reflejando un aumento interanual de 39 por ciento.

Durante el año pasado Vista continuó acelerando su plan de desarrollo en Vaca Muerta lo que le permitió poner en producción 50 nuevos pozos.

El gobierno de Luiz Inácio Lula da Silva decidió formalizar su adhesión a la OPEP+, integrada por países asociados a la gran alianza global de productores de petróleo.

Al mismo tiempo se anunció que Brasil iniciará formalmente el proceso de adhesión a la Agencia Internacional de Energías Renovables (Irena), cuyo director general, el italiano Francesco La Camera, estuvo en el país la semana pasada.

En las últimas dos décadas, sobre todo tras el descubrimiento de gigantescos yacimientos en aguas profundas del océano Atlántico, Brasil se ha consolidado como uno de los grandes productores del mundo y ha participado en los últimos años como «invitado» en el foro OPEP+, que le convidó a sumarse formalmente al grupo a mediados de 2023.

El anuncio de su ingreso como miembro pleno coincide con la condición de Brasil como sede de la próxima Conferencia de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático (COP30), que se celebrará en la ciudad amazónica de Belém a fines de este año.

Con una participación del 19 por ciento del total de la potencia instalada de energía renovable del país, Genneia refuerza su posición de liderazgo en el sector, y consolida su compromiso con el desarrollo sostenible y la transición hacia una matriz energética más limpia, destacó la compañía.

Según los datos surgidos de CAMMESA, durante el 2024, Genneia generó un total de 3.898.993 MWh de energía solar y eólica. Esta cantidad equivale al consumo de aproximadamente un millón de hogares, de manera que la compañía reafirma su rol activo en la generación de energías limpias, evitando la emisión de más de 1,73 millones de toneladas de dióxido de carbono a la atmósfera en el año 2024.

Noviembre se destacó como el mes de mayor generación, con un registro total de 393.520 MWh, y el Parque Eólico Madryn, el más grande de Argentina, fue el centro operativo de Genneia con mayor registro en el año, al alcanzar 937.077 MWh de energía limpia.

Entonces, Genneia continúa posicionándose como líder en el mercado renovable alcanzando el 19 % del total de la potencia instalada, conformada por 21 % de la generación de energía eólica y el 12 % de la energía solar.

La compañía se destaca además por su sólido liderazgo en financiamiento sostenible. En 2024 se emitieron con éxito 4 Obligaciones Negociables (ON) Verdes por un monto total de U$S 142 millones, acumulando más de U$S 850 millones desde 2021, un claro testimonio de su fortaleza en el ámbito de las finanzas sostenibles, se destacó.

En este contexto, la compañía aseguró un financiamiento de U$S 100 millones a diez años, con el apoyo de instituciones financieras internacionales, en pos de avanzar en nuevos proyectos solares en el interior del país. Este respaldo destaca el rol preponderante frente a los bancos de desarrollo del exterior.

Con la entrada en operación del Parque Eólico “La Elbita” (162 MW) en Tandil, Genneia alcanzó un nuevo hito en su desarrollo energético, al sumar este proyecto como su octavo parque eólico y el más grande de la compañía en la región.

De esta manera, refuerza su posición estratégica en el sector, elevando la potencia instalada total a 1.166 MW. La empresa continúa en su plan de ampliación de su cartera de centros renovables, que incluye 8 parques eólicos y 3 solares.

En la actualidad más de 50 clientes corporativos de diversas industrias forjaron alianzas con la compañía, fortaleciendo su compromiso con la descarbonización de sus operaciones y consolidando a Genneia como un aliado estratégico en la transición hacia una economía de bajas emisiones. La mirada de las empresas, además, asume la eficiencia y competitividad de sus operaciones.

En 2025 Genneia avanza con nuevos proyectos que duplicarán su capacidad de generación solar, integrando innovación y sustentabilidad en cada uno de sus proyectos, manteniendo su vocación de continuar liderando el sector.

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. Con dichos parques la compañía logrará superar 1.400 MW de potencia instalada.

El Secretario Adjunto del Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables de Chubut, Carlos Gómez, se refirió al despido de 290 trabajadores de la empresa Halliburton en Comodoro Rivadavia y al cierre su base local, que genera una fuerte crisis laboral en la región.

Gómez señaló que “esta decisión, que fue tomada sin previo aviso al Secretario General del sindicato, Jorge Ávila y a las autoridades, ha roto el compromiso de Paz Social asumido en las actas Paritarias” y que afecta a 160 Trabajadores Convencionales y 130 Jerárquicos.

“Recibimos esta medida con indignación tanto los Trabajadores como el Sindicato, y ya hemos denunciado la situación ante el Delegado Regional de la Secretaría de Trabajo. Al llegar a la base de la empresa, el Delegado de la Secretaría constató el cierre de las instalaciones, resguardadas por la policía provincial, que impidió el ingreso del personal”, señaló el dirigente.

Agregó que “a pesar de las gestiones del Sindicato para revertir la situación, Halliburton ratificó los despidos, ante lo que el Delegado Regional ha habilitado el proceso de Conciliación Obligatoria, exigiendo la responsabilidad solidaria de los principales clientes de Halliburton”.

China se apresta a encarar perforaciones en tierra utraprofunda, en la región autónoma uygur de Xinjiang, con el fin de alcanzar recursos de petróleo y gas que se encuentran a unos 8.000 metros (26.247 pies) bajo tierra.
Se prevé que un pozo, el Manshen 72-H6 en el condado de Xayar, alcance una profundidad de 8.735 metros (28.658 pies). Este primer pozo se ubica en el desierto de Taklimakan, en el noroeste del país.

En los últimos años, China ha intensificado la perforación ultraprofunda, tanto en tierra como en alta mar, buscando desbloquear más recursos nacionales de petróleo y gas para ayudar a satisfacer su demanda de hidrocarburos y reducir la dependencia de las importaciones.

A fines de 2023, China Petroleum & Chemical Corporation, comúnmente conocida como Sinopec, dijo que logró los primeros flujos de petróleo y gas del pozo terrestre más profundo de Asia.

Otras empresas chinas, entre ellas CNOOC y CNPC, están liderando importantes proyectos de perforación, entre ellos el yacimiento offshore Deep Sea #1 y el pozo Shendi Take 1 en la cuenca de Tarim.

El proyecto involucra a varias instituciones de investigación y empresas. Su propósito es el de desarrollar una plataforma de perforación inteligente que pueda alcanzar profundidades de 15.000 metros, o unos 50.000 pies.
Un proyecto de CNPC en la cuenca de Tarim en el noroeste de China experimentó con profundidades de perforación de hasta 11.000 metros. La perforación comenzó en 2023. El año pasado, después de 279 días de perforación, el taladro rompió la marca de los 10.000 metros, según informes de los medios chinos, convirtiendo el pozo en el más profundo jamás perforado en el país.

China sorprendió al mundo en 2023 con un pozo ( Yuejin 3-3XC) de 10 kilómetros de profundidad situado en Taklamakán, el segundo mayor desierto de dunas del mundo en la región autónoma uigur de Xinjiang, en el noroeste del país.

Se trataba del mayor proyecto de excavación de China, que terminó tras 177 días de trabajos. Aunque en un primer momento se pensaba llegar a los 11 kilómetros de profundidad, finalmente el agujero tiene 9.432 metros de abismo, convirtiéndose en el más profundo de Asia pero no del mundo, ya que no ha logrado superar al de Kola, en Rusia, que tras 20 años de excavación alcanza los 12.262 metros.

Petrobras informó que FPSO Almirante Tamarandé, la mayor plataforma marina de producción, entró en operación en el campo de Búzios, en aguas del océano Atlántico

La plataforma tiene capacidad para producir diariamente hasta 225.000 bad y 12 millones de m3 de gas. La plataforma está conectada a 15 pozos mediante infraestructura submarina, incluyendo 7 productores de petróleo, 6 inyectores de agua y gas, 1 pozo convertible (productor e inyector) y 1 inyector de gas.

La idea es que el campo de Búzios se convierta en el mayor campo de producción de Petrobras, con 1,5 millones de barriles de crudo producidos por día para 2030.

El pozo, situado a 189 kilómetros de la costa del estado de Río de Janeiro, fue perforado a una profundidad de 1.940 metros bajo el agua.

“Se trata de una nueva acumulación (de petróleo) en una zona inferior a la reserva principal”, señala el comunicado de la compañía.

De acuerdo con la petrolera estatal, los test realizados a 5.600 metros de profundidad confirmaron la existencia de reservas de crudo, que serán analizadas en laboratorio para su caracterización.

Petrobras señaló que el descubrimiento “reafirma el potencial del presal en el campo de Buzios”.

El campo de Buzios es la principal área de Petrobras bajo el contrato de cesión onerosa, una zona cedida por el Gobierno a la compañía en 2010 a cambio indirecto de acciones de la estatal por el derecho de explotar hasta 5.000 millones de barriles de petróleo.

Este campo, descubierto en 2010 y cuya producción comenzó en abril de 2018, está ubicado en la cuenca marina de Santos, una inmensa área con potencial petrolífero en el océano Atlántico y que cuenta con reservas en el presal.

A través de la Resolución 67/2025, la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación publicó la convocatoria abierta nacional e internacional “Almacenamiento GBA -AlmaGBA”, destinada a la contratación de centrales de almacenamiento de energía eléctrica.

Esta iniciativa busca sumar 500 MW de capacidad de almacenamiento en nodos críticos del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), con una inversión estimada de U$S 500 millones y un plazo de ejecución de entre 12 y 18 meses. El objetivo es garantizar un suministro eléctrico más confiable y eficiente, especialmente durante los picos de demanda, informó Energía.

Esta acción, se explicó, forma parte de una serie de medidas que el Gobierno Nacional viene desarrollando desde octubre del año pasado con el Plan de Contingencia, que incluye acciones de corto, mediano y largo plazo para recuperar un sistema eléctrico que en diciembre de 2023 se encontraba en un estado crítico.

Esta nueva infraestructura, inédita en el país pero ya aplicada a nivel mundial, es el inicio de una serie de medidas destinadas a garantizar la provisión de energía, comenzando por el AMBA.

Los contratos de almacenamiento se realizarán con las distribuidoras Edenor y Edesur, y contará con el respaldo de la Compañía Administradora del CAMMESA como garante.

“Se invita a las jurisdicciones provinciales a analizar esta modalidad y replicar acciones similares en sus territorios, atendiendo los nodos críticos que Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (CAMMESA) ya ha identificado”, señaló la S.E. en un comunicado.

En los considerandos de la Resolución se puntualiza que “el uso de baterías, por las características de sus sistemas de control y adecuación de señales, y su equipamiento de vinculación a la red eléctrica, permiten además su utilización para control de tensión y la administración de potencia reactiva con un aumento moderado de la potencia de cortocircuito, evitando así inconvenientes en instalaciones preexistentes donde los equipos están al límite de su potencia de cortocircuito de diseño”.

Los proyectos deberán contar con la conformidad del titular de la red de Transporte por Distribución Troncal y/o del Prestador Adicional de la Función Técnica de Transporte (PAFTT) a la cual se conecte el proyecto.

El Modelo de Contrato de Generación de Almacenamiento será oportunamente aprobado y comunicado con suficiente antelación, de conformidad a lo establecido en el “Cronograma de la Convocatoria” que integra el PBC, se indicó.

También, que las Centrales de Generación de Almacenamiento habilitadas bajo el marco de la Convocatoria se regirán por el Marco Regulatorio Eléctrico conformado por las Leyes 15.336 y 24.065 y sus respectivas reglamentaciones.

Energía añadió que “tras décadas de desinversión y descapitalización, el sistema eléctrico argentino enfrenta serios desafíos en términos de infraestructura y capacidad de respuesta. Esta licitación de baterías de última generación (BESS, por sus siglas en inglés) marca un cambio de paradigma, priorizando la inversión privada y la innovación tecnológica para resolver problemas estructurales”.

Se llevó en la sede de Posgrados de la UNlaM, una existosa capacitación internacional impulsada por la Secretaría de Extensión Universitaria y que tiene como objetivo formar profesionales capacitados en estrategias energéticas sostenibles y el uso eficiente de los recursos.

En un contexto global marcado por la necesidad de adoptar fuentes de energía sustentables y reducir la dependencia de los combustibles fósiles, la Universidad Nacional de La Matanza llevó a cabo durante dos semanas una capacitación internacional sobre Planeamiento Energético.

El evento reunió a especialistas y estudiantes de diversos países, buscando brindar herramientas para el diseño y la implementación de políticas energéticas que favorezcan la integración de fuentes renovables en la matriz eléctrica. Entre los temas abordados, se encontraron la planificación de infraestructuras energéticas, el análisis de demanda y oferta, y el desarrollo de tecnologías emergentes para la eficiencia energética.

Un enfoque integral para la sostenibilidad

El Ing. Sebastián Scheimberg coordinador del evento, y Jairo Quirós-Tortos, experto en energía y codirector del programa de Crecimiento Compatible con el Clima en Loughborough University, a explicaron que el planeamiento energético es un factor clave para garantizar la sostenibilidad a largo plazo. “La planificación no solo implica la generación de energía, sino también su distribución eficiente y el acceso equitativo a la misma”, destacó Scheimberg.

Por su parte, Quirós-Tortos enfatizó la importancia de desarrollar marcos regulatorios adecuados para fomentar la inversión en energías limpias. “Muchos países han avanzado en la incorporación de energías renovables, pero sin una planificación clara, el crecimiento del sector puede verse obstaculizado”, afirmó.

Desafíos y oportunidades

Uno de los principales desafíos en la transición energética es la falta de infraestructura y financiamiento en algunas regiones. Sin embargo, los expertos coinciden en que la innovación tecnológica y la cooperación internacional pueden acelerar el proceso. “Las energías renovables han reducido sus costos de manera significativa en los últimos años, lo que representa una gran oportunidad para países en desarrollo”, señaló Quirós-Tortos.

Además, la capacitación fomentó el uso de herramientas digitales y modelos de simulación para predecir escenarios energéticos futuros. “El análisis de datos y la inteligencia artificial pueden ayudar a optimizar el uso de energía y reducir el desperdicio”, agregó Scheimberg.

Impacto y futuro de la capacitación

Los organizadores esperan que esta iniciativa contribuya a la formación de una nueva generación de expertos en planeamiento energético, capaces de liderar la transición hacia un sistema energético más limpio y eficiente. “La clave está en la educación y el compromiso de los profesionales del sector”, concluyeron

El secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero, participó en la inauguración de la planta de cloruro de litio de Ganfeng Lithium, acompañando al gobernador de Salta, Gustavo Sáenz.

La planta Mariana, operada por Litio Minera Argentina S.A., fue inaugurada el miércoles 12 en el Parque Industrial de General Güemes. Estuvieron presentes también el vicegobernador de Jujuy, Alberto Bernis; las autoridades de Ganfeng Lithium, Xiaoshen Wang, CEO, y Jason Luo, presidente de Ganfeng Argentina; la secretaría de Minería y Energía de Salta, Romina Sassarini; y el intendente de General Güemes, Carlos Rosso.

Se trata de la tercera mina de litio que inicia su fase productiva en la provincia y la sexta en el país. La inversión realizada alcanzó U$S 980 millones (U$S 790 millones de CAPEX del proyecto, y U$S 190 millones de parque solar), lo que permitirá una capacidad productiva estimada de 20.000 toneladas anuales de cloruro de litio (LiCI).

La construcción de la planta demandó aproximadamente 33 meses y generó aproximadamente 3.000 puestos de trabajo directos e indirectos.

El proyecto Mariana está ubicado a más de 430 kilómetros de la ciudad de Salta, a 95 kilómetros de Tolar Grande y a 3.750 metros sobre el nivel del mar, en la puna salteña.

Desde diciembre de 2023 la Argentina contó con el inicio de fase de operación de los proyectos de producción de litio Centenario Ratones, Sal de Oro y Mariana. Estos tres proyectos cuentan con el potencial de incrementar la capacidad instalada para la producción de este mineral, al año 2030, de aproximadamente 88.500 Tn de carbonato de litio equivalente.

Los gobiernos de Santa Fe y Córdoba, encabezados por Maximiliano Pullaro y Martín Llaryora respectivamente, plantearon al jefe de Gabinete de la Nación, Guillermo Francos, la necesidad y conveniencia de llevar adelante un conjunto de obras en el Sistema de Transporte en Extra Alta Tensión de 500 kV en el Sistema Argentino de Interconexión -SADI-, que tienen relevancia para para ambas provincias integrantes de la Región Centro.

En una nota ambos mandatarios ratificaron la necesidad que desde el Sistema Argentino de Interconexión en su conjunto se dé curso a la ejecución de las obras para poder asegurar un crecimiento federal, coordinado y armónico del Sistema de Transporte en 500 kV, permitiendo así hacer frente al déficit que presenta la capacidad de transporte eléctrico en la actualidad y fortalecer el crecimiento económico y social de todo el país.

Las obras que impulsan realizar permitirán “mayor seguridad en la operación del sistema eléctrico nacional que se encuentra en estado crítico, y el desarrollo de nuevas inversiones en generación de energía en otras regiones del país que contarán con mayor capacidad para transportar su producción y afianzar el abastecimiento de energía a los usuarios de nuestro país”, comunicaron.

Detalle de las obras

El reclamo de los gobernadores está destinado a la ejecución del Proyecto Diamante-Charlone 500 kV y del Proyecto Santo Tomé-San Francisco-Malvinas 500 kV, que tienen un importante efecto sobre el sistema eléctrico nacional, en tanto permiten incrementar la oferta de energía en cuanto a proyectos renovables como así también térmicos.

De esa manera se dará mayor robustez a la capacidad de abastecimiento de energía eléctrica al permitir el cierre de anillos en el sistema de transporte, generando circuitos alternativos para vincular la oferta con la demanda y garantizando condiciones de operación más versátil y confiable.

1) Proyecto Diamante-Charlone 500 kV, el cual contempla la ejecución de:

• Línea Extra Alta Tensión 500 kV entre Río Diamante (Mendoza) y Charlone (Bs.As.) con una longitud de 490 km.
• Estación Transformadora de 500/132 kV en la localidad de Charlone (Bs.As.) con una potencia de transformación de 600 MVA.
• Correspondientes Líneas de Alta Tensión en 132 kV a Rufino (Santa Fe), a General Villegas (Bs.As.), a Laboulaye (Córdoba), a Realicó y General Pico (La Pampa).
• Repotenciación de las Estaciones Transformadoras de 132 kV de Rufino, General Villegas, Laboulaye, Realicó y General Pico.
• 2) Proyecto Santo Tomé-San Francisco-Malvinas 500 kV, con la ejecución de:
• Línea Extra Alta Tensión 500 kV entre Santo Tomé (Santa Fe), San Francisco (Córdoba) y Malvinas Argentinas (Córdoba) con una longitud de 300 km.
• Estación Transformadora de 500/132 kV en la localidad de San Francisco (Córdoba) con una potencia de transformación de 450 MVA.
• Estación Transformadora de 132 kV en San Francisco (Córdoba).

El Comité Argentino del Consejo Mundial de Energía anunció el lanzamiento de una nueva edición del Programa de Formación de Líderes Energéticos (PFLE), que iniciará el 13 de marzo de 2025 y tendrá una duración aproximada de 4 meses. Este programa, que se realizará de forma virtual a través de la plataforma Zoom, se llevará a cabo todos los jueves y el cuarto martes de cada mes, de 18:30 a 21:30 horas (UTC -3).

El Comité Argentino es el capítulo local del Consejo Mundial de Energía (WEC por sus siglas en inglés), una organización no gubernamental que reúne a representantes de gobiernos, empresas y organizaciones de todo el mundo. Su objetivo es promover el
desarrollo sostenible de la energía, humanizando el rol de ésta y poniendo a las personas en el centro de la transición energética.

A través de su red global, el WEC busca garantizar que la energía esté disponible y sea accesible para todos, favoreciendo la implementación de políticas energéticas justas y eficaces.

Un programa de estas características contribuye a generar líderes en el sector al proporcionar conocimientos técnicos especializados, desarrollar habilidades de gestión y fomentar la innovación. Permite a los participantes comprender a fondo las tecnologías emergentes, la regulación y las mejores prácticas, otorgándoles una ventaja competitiva.

Fomenta la innovación y el pensamiento crítico, promueve el desarrollo de soluciones sostenibles y la adopción de nuevas tecnologías que transformen el sector energético.

Sobre el curso

Cada jornada de clases incluirá presentaciones por parte de docentes seguidas de espacios para intercambio y preguntas, promoviendo un ambiente de aprendizaje interactivo. Los participantes deberán cumplir con una asistencia mínima del 80 % para acceder al examen y obtener el certificado correspondiente.

Para más información, los interesados pueden visitar el sitio web
http://www.lideresenergeticos.org.ar/programa
Contacto: Comité Argentino de Energía / email: programadeformacion@cacme.org.ar

La demanda mundial de electricidad podría crecer más que el consumo total de Japón por año. Se espera un aumento del 4% hasta 2027, señaló la (Agencia Internacional de Energía) AIE en un reciente informe

Se espera que las economías emergentes y en desarrollo representen el 85% del crecimiento de la demanda global, y que China representará una tasa de crecimiento del 6% interanual a 2027, dijo el informe de la agencia.

El aumento vendrá impulsado principalmente por el creciente uso de electricidad para la producción industrial, el aumento de la demanda de aire acondicionado, la aceleración de la electrificación, liderada por el sector del transporte, y la rápida expansión de los centros de datos.

La demanda de energía de China creció más rápido que su economía desde 2020, impulsada por un sector industrial demandante de energía y la rápida expansión de la fabricación intensiva en electricidad de paneles solares, baterías, vehículos eléctricos y materiales asociados, indica el informe. El aire acondicionado, centros de datos y redes 5G se consideran contribuyentes adicionales.

También se espera que la India sea un contribuyente importante, que representa el 10% del aumento mundial, con una sólida actividad económica y un rápido aumento del aire acondicionado.

La demanda eléctrica de los Estados Unidos también crecerá. En cambio, las estimaciones para la Unión Europea son a la baja desde la previsión de julio de la AIE debido a una perspectiva macroeconómica más débil, que cayó un punto porcentual al crecimiento del 1,6% previsto para 2025.
No se espera que el bloque se recupere a su nivel de demanda de 2021 hasta al menos 2027 a pesar de crecer en 2024.

Se espera que las fuentes de energía de bajas emisiones, como las renovables y las nucleares, puedan igualar las tendencias de crecimiento de la demanda global, ya que siguen superando la participación del carbón en la combinación de energía, dijo el informe.

En cuanto a la solar será la segunda mayor fuente de bajas emisiones en 2027 detrás de la hidroeléctrica, mientras que se espera que las energías renovables en su conjunto sustituyan la generación de carbón en 2025, ya que la participación del recurso contaminante se deslizará por debajo del 33% por primera vez en 100 años

A través de un acuerdo de abastecimiento por un plazo de 5 años con YPF Luz, la empresa alimentaria Morixe comenzó a operar el 80 % de su producción con energía renovable.

De esta manera, YPF Luz se abastecerá el consumo energético de 19.900 MWh al año de las plantas de Morixe en Argentina, donde se elaboran más de 64 millones de kilogramos de alimentos anuales.

La energía de YPF Luz proviene del Parque Eólico General Levalle, ubicado al sur de Córdoba, que entró en operación a finales de 2024 y cuenta con los aerogeneradores más grandes del país.

Este acuerdo evita a Morixe la emisión anual de 4.600 toneladas de dióxido de carbono y es equivalente al consumo de energía de 5.400 hogares, se indicó.

El CEO de Morixe, Román Malceñido, expresó: “Esta iniciativa forma parte de la estrategia de la Compañía de poner al centro de las decisiones a las personas y a las comunidades donde nuestras Plantas productivas están presentes, continuando con el esfuerzo por impulsar la sostenibilidad y reducir la huella de carbono. Esta decisión es un reflejo de los valores de Morixe y de la responsabilidad que tenemos con las generaciones futuras”.

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, afirmó: “Nos enorgullece que empresas como Morixe, con más de un siglo de trayectoria en la producción de alimentos, nos elijan para dar el importante paso de abastecer sus operaciones con energía renovable de nuestros parques. Este impulso demuestra la importancia que tiene la transición energética para las industrias del país y cómo desde YPF Luz acompañamos el crecimiento y desarrollo energético”.

Morixe es una empresa con más de 120 años (1901) elaborando alimentos en Argentina y lo ha logrado gracias a la calidad y confiabilidad de sus productos. Sigue invirtiendo e innovando para desarrollar nuevas categorías que satisfagan a los clientes y amplíen la familia de consumidores de Morixe.

YPF Luz es una compañía líder en generación de energía eléctrica, que opera desde 2013. Actualmente tiene 17 activos y proyectos distribuidos en 8 provincias, con una capacidad instalada de 3,3 GW.

Está construyendo 368 MW de energía solar y eólica en proyectos ubicados en las provincias de Mendoza y Buenos Aires. YPF Luz tiene como misión generar energía rentable, eficiente y sustentable, que optimiza los recursos naturales para la producción de energía térmica y renovable.

Pemex (Petróleos de México) invertirá más de 90.000 millones de dólares para exploración, producción, fertilizantes y petroquímica entre 2024-2030. La meta es alcanzar una producción de 1,8 millones de barriles diarios.

La mayor inversión, cerca de 78.000 millones de dólares, será para el rubro de ‘Producción sustentable’ con 12 proyectos estratégicos que aportarán el 61% de la producción, que generará ingresos estimados por 5 billones de pesos (unos 24.390 millones de dólares), detalló el presidente de la petrolera Víctor Rodríguez.

En exploración, la inversión prevista será de 10.731 millones de dólares con el objetivo de obtener 2.000 millones de barriles de petróleo en el subsuelo.

El directivo también prometió 390,2 millones de dólares para la producción de fertilizantes.

El plan se anuncia tras conocerse que Pemex, la petrolera más endeudada del mundo, perdió 21.912 millones de dólares en los primeros tres trimestres de 2024, mientras que la deuda ronda los 99.000 millones de dólares.

El Gobierno federal aportará 6.634,1 millones de dólares este año para la amortización de la deuda, pero Rodríguez defendió que la petrolera genera 40.000 millones de dólares al año para el Estado.

En Enero 2025 Venezuela produjo 1.031.000 barriles por día (bpd) de petróleo, según datos de la OPEPEsta cifra representa un aumento de 33.000 bpd en comparación con los números reportados en diciembre de 2024, cuando se ubicó en 998.000 bpd.

La producción media nacional de petróleo aumentó un 17,62% durante 2024. Si se contrastan los datos de diciembre de 2024, el aumento fue de 24,44% frente a los 802.000 bpd bombeados en el último mes de 2023.

Chevron produce alrededor del 20% del petróleo de Venezuela y ayudó a impulsar las exportaciones a un máximo de cinco años en 2024, acercándose a la meta de Maduro de 1 millón de barriles por día.

Chevron es el único gran productor de petróleo que goza de una exención del gobierno estadounidense para operar en Venezuela a pesar de las sanciones contra el régimen del presidente Maduro.

La producción de petróleo del año 2024 de Argentina mostró un crecimiento anual de 10,6 %, alcanzando un promedio de 699.574 barriles por día (bbl/d), y un nivel máximo en el mes de diciembre de 755.941 bbl/d.

El análisis de la Comisión de Energía del Centro Argentino de Ingenieros, basado en la información de la Secretaría de Energía, muestra que el crecimiento en los últimos cinco años fue de 38 por ciento. La producción de petróleo convencional cayó en el mismo período 25 %, mientras que la producción no convencional creció 300 % (básicamente shale oil de la formación Vaca Muerta).

La participación de la producción de la Cuenca Neuquina sobre el total del país (medida en producción promedio anual) alcanzó un récord del 68,6 por ciento.

El diputado nacional Pablo Todero (UP) presentó un proyecto de ley para modificar la Ley Bases y otorgar a empresas nacionales proveedoras de bienes y servicios los mismos beneficios impositivos, cambiarios y arancelarios otorgados a las empresas extranjeras que participen del RIGI. La propuesta tiene como fin mejorar la competitividad de la industria nacional y promover la generación de empleo argentino, se indicó.

El proyecto del diputado neuquino incorpora una modificación al artículo 168 de la ley 27.742 (Ley Bases), estableciendo que las empresas nacionales que provean bienes y servicios a los proyectos que adhieran al “Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones” (RIGI), podrán acceder a los mismos beneficios fiscales, cambiarios y arancelarios que se prevén en la ley para las grandes inversiones extranjeras. Este cambio es crucial para asegurar que las empresas argentinas puedan competir en igualdad de condiciones con las extranjeras en sectores clave de la economía, se puntualizó.

En declaraciones a la prensa, Todero alertó que “la Ley Bases prevé la política de ´Arancel Cero´ para las importaciones de bienes de uso o de capital a utilizarse en el marco del RIGI, pero no otorga un beneficio similar para aquellas empresas nacionales que puedan ser proveedoras de esos bienes. Con este proyecto, proponemos que la competencia local pueda hacerse en las mismas condiciones”.

El diputado de UP resaltó que “la Argentina tiene una sólida base productiva, mano de obra calificada y capacidad instalada suficiente para satisfacer buena parte de la demanda de insumos y servicios de los VPU (Vehículos de Proyecto Único). Sin embargo, la Ley Bases no contempla a las empresas nacionales como beneficiarias de las exenciones impositivas y arancelarias que las grandes corporaciones extranjeras obtienen por sus inversiones. Queremos que las empresas argentinas compitan, por lo menos, en igualdad de condiciones con las extranjeras, contribuyendo a la dinamización de nuestras cadenas de valor y fortaleciendo el empleo local”.

El impacto del proyecto en la economía local

El proyecto de ley de Todero se presenta en un contexto en el que el régimen RIGI otorga importantes beneficios fiscales y aduaneros a proyectos de grandes inversiones en sectores clave como la minería, la tecnología, la energía, la infraestructura y el petróleo.

Sin embargo, la normativa actual no contempla los mismos incentivos para las empresas nacionales que proveen bienes y servicios a estos proyectos.

El rubro hidrocarburífero, con inversiones superiores a los 1.000 millones de dólares en proyectos relacionados con Vaca Muerta, ilustra el impacto de esta falta de competitividad para la industria nacional, se indicó.

Empresas argentinas que fabrican insumos y equipos destinados a la industria petrolera se ven en desventaja frente a competidores internacionales que importan bienes con arancel cero. “Un ejemplo claro de esta disparidad es el caso de YPF, que ha decidido contratar a una empresa extranjera para la provisión de tanques destinados al Oleoducto Vaca Muerta Sur, a pesar de que existen fabricantes nacionales capaces de proveer estos mismos insumos”, explicó Todero.

“La falta de igualdad de condiciones está afectando directamente a nuestras empresas nacionales”, manifestó el diputado neuquino. “Este proyecto busca garantizar que las empresas argentinas, con el mismo nivel de competitividad y capacidad productiva, tengan acceso a los beneficios fiscales que ya reciben las grandes corporaciones extranjeras”, agregó.

Y puntualizó que “Lo que estamos proponiendo no implica un gasto adicional para el Tesoro ni una erogación pública: los beneficios que se otorgarían a las empresas nacionales equivalen a los que ya poseen las importaciones de bienes en el marco del RIGI”. “Lo que necesitamos es garantizar que nuestras empresas tengan las mismas condiciones competitivas para seguir creciendo y generando empleo en Argentina”, subrayó el legislador.

En este sentido, Todero resaltó que “es fundamental encontrar mecanismos que defiendan la producción nacional frente a las importaciones de insumos con ‘arancel cero’, especialmente cuando se trata de sectores estratégicos como el petróleo, el gas y la minería”.

Autoridades de la Facultad de Ciencias Sociales de la UBA y representantes gremiales de la Federación Argentina de Trabajadores de Luz y Fuerza (FATLYF) avanzaron con la firma de un convenio para difundir la formación en el sector energético que ofrece la casa de altos estudios.

Por parte de la FATLYF participó su secretario general, Guillermo Moser, acompañado por Juan Miranda, director de FUNDALUZ XXI. El dirigente gremial destacó la iniciativa, señalando la necesidad de profundizar la formación y los conocimientos en el funcionamiento de un sector central para la economía nacional.

En tanto, en representación de la Facultad de Ciencias Sociales de la UBA, el subsecretario de maestrías Emanuel Porcelli celebró el acuerdo alcanzado resaltando la importancia de la participación activa de los trabajadores del sector en las actividades de formación impulsadas por la universidad pública.

El curso en Energía y desarrollo económico cuenta con la coordinación académica de Federico Basualdo y tiene como objetivo analizar el desempeño reciente del sector energético local, destacando las principales problemáticas y su centralidad para el desarrollo de la economía nacional. Se profundizará en el funcionamiento específico que asume la industria eléctrica y los hidrocarburos en la Argentina, en un contexto global atravesado por la transición energética.

Se dictará de manera virtual entre los meses de marzo y julio de 2025, los días martes y jueves de 18:30hs a 20:30hs.

Para más información: https://www.sociales.uba.ar/posgrados/paen/
Mail de contacto: energiaydesarrolloeconomico@gmail.com

EDF (Electricité de France) y STOA Infra&Energy compraron la hidroeléctrica Baixo Iguacú a Iberdrola que controlaba el 70% . La represa genera 350 MW en el estado brasileño de Paraná.

La compra de la planta demandó una inversión de 247,1 millones de dólares. “Esta operación refuerza la estrategia de rotación de activos de Iberdrola centrada en la optimización de la cartera con creación de valor, disciplina de capital y simplificación de su estructura”, señaló en un comunicado Iberdrola.

La estrategia tiene como objetivo invertir 12.600 millones de dólares para 2024-26.
Por otra parte y en el marco del plan de alianzas y rotación de activos de 7.750 millones de dólares, Iberdrola vendió el 55 por ciento de sus operaciones en México, incluyendo 13 plantas de generación de ciclo combinado, en su mayoría a gas, con una capacidad total instalada de 8.539 MW
Un fideicomiso liderado por Mexico Infrastructure Partners adquirió los activos por unos 6.200 millones de dólares.

Iberdrola mantiene su cartera de renovables de más de 6.000 MW en México. Tiene previsto desarrollar más de 2.000 MW de estos en los próximos cinco años, dijo el 26 de febrero de 2024, anunciando la finalización de la transacción.

Mientras tanto, entre 2022 y 2024, la estrategia de alianzas de Iberdrola vio a la compañía construir asociaciones para proyectos en Brasil, Alemania, Portugal, España, Reino Unido y Estados Unidos.

En su actual plan estratégico a tres años, Iberdrola prevé inversiones brutas de 42.300 millones de dólares hasta 2026, centradas en la electrificación de sectores económicos.

Con un aporte que significó el 15,3 % de la generación de electricidad total país y un crecimiento del 4 % con respecto a 2023, Pampa Energía calificó por séptimo año consecutivo como la empresa privada que más energía generó en la Argentina.

La Compañía se consolidó como la empresa privada que más energía generó durante 2024, según informó CAMMESA.

El año pasado Pampa entregó al sistema un total de 21.743.200 MWh, a través de sus nueve centrales térmicas, tres centrales hidroeléctricas y cinco parques eólicos.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa, destacó al respecto que “este logro es resultado del gran trabajo de todo el sector de generación de Pampa, que hacen que nuestras plantas tengan grandes índices de confiabilidad, eficiencia y disponibilidad”. “También es el resultado de las inversiones que realiza la Compañía año tras año para sumar capacidad instalada” agregó.

El aumento en la energía generada fue posible, entre otros factores, porque en 2024 la compañía inauguró el Parque Eólico Pampa Energía VI en la localidad de Bahía Blanca, que cuenta con una potencia instalada de 140 MW y demandó una inversión de 260 millones de dólares.

En la actualidad Pampa opera 5.472 MW de potencia de generación y desde 2018 es la empresa privada que más energía genera en la Argentina, se destacó.

La demanda de energía eléctrica registró un nuevo récord para día hábil, llegando a 30.240 MW a las 14,45 horas del lunes 10 de febrero, de acuerdo con datos relevados del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Se superó así la anterior marca récord de 29.653 MW registrada el 1 de febrero de 2024.

La fuerte demanda resultó a consecuencia de una jornada de intenso calor en gran parte del país. Por caso en extensas zonas de la provincia de Buenos Aires llegó a superar los 39 grados , situación que se vió parcialmente aliviada en horas de la tarde-noche, en particular en el AMBA, aunque llegó a soportar temperaturas promedio de 37,6 grados centígrados.

Tal demanda fue cubierta en un 60 por ciento por usinas de generación térmica, 19 por ciento de generación hidroeléctrica, 12 por ciento de renovables (eólica y solar), 5 por ciento fue generación nuclear, y la importación de electricidad fue del 4 por ciento, desde Brasil, Uruguay, y Paraguay, en orden de volúmen ingresado.

Pero en las horas de mayor demanda ocurrieron cortes del suministro de electricidad en varias provincias del Noreste del país. Formosa, Chaco, y Corrientes, las más afectadas, aunque también ocurrieron en la región de Cuyo. En el AMBA, en tanto, también hubo cortes, aunque de menor duración.

A pesar de la oposición de Ucrania y de sus pares europeos el suministro de gas ruso a Eslovaquia fue restablecido a través del gasoducto TurkStream, según declaraciones a Euronews, del jefe de la compañía energética estatal eslovaca SPP, Vojtech Ferencz.

Esta ruta sustituye el tránsito previo a través de Ucrania, que fue interrumpido luego de que Kiev rechazara prorrogar el contrato de tránsito con Gazprom, suspendiendo el flujo de gas desde el 1 de enero. El gasoducto inicia en la costa rusa y recorre más de 930 kilómetros a través del mar Negro, finalizando en la región turca de TraciaFerencz también anunció que a partir de abril el suministro de gas se duplicará, lo que ayudará a garantizar la seguridad energética del país. El contrato vigente con Gazprom, que se extiende hasta el 2034, no será rescindido, aseguró el directivo. Además, la empresa SPP está tomando medidas adicionales, como llenar sus depósitos a partir del verano para prepararse para la próxima temporada de invierno y establecer una filial en Ucrania con una licencia de transporte de gas.

La reanudación del suministro a través de TurkStream, un gasoducto que conecta Rusia y Turquía a través del mar Negro, subraya la importancia estratégica de esta infraestructura energética. Con una capacidad anual de 31.500 MMm3 , el gasoducto no solo garantiza el abastecimiento a Turquía, sino también al sureste de Europa.

Este acuerdo es una muestra de la compleja situación energética en Europa, donde los intereses de los distintos países chocan con las tensiones geopolíticas, particularmente en torno a Ucrania, que ha buscado reducir su dependencia del gas ruso en medio del conflicto con Moscú. Para Eslovaquia, sin embargo, el gas ruso sigue siendo un componente esencial de su seguridad energética a largo plazo.

El dilema del GNL ruso

En un giro que desafía la narrativa de las sanciones económicas contra Rusia, los países de la Unión Europea (UE) han optado por no imponer una prohibición total a las importaciones de gas natural licuado (GNL) procedente de Moscú. Esta decisión, que responde a la imperiosa necesidad de garantizar la seguridad energética del continente, refleja el pragmatismo y las contradicciones con el que Europa enfrenta un invierno riguroso y un incierto panorama político en Alemania. En paralelo, continúan los anuncios de financiamiento y de envío de armas a Kiev. De hecho, Francia entregó a Ucrania en la segunda semana de febrero,  los primeros aviones de combate Mirage 2000-5, en cumplimiento del compromiso anunciado en 2024 por el presidente Emmanuel Macron, según informó el ministro francés de Defensa, Sébastien Lecornu.

Sanciones

El nuevo paquete de sanciones en discusión dentro del bloque comunitario no incluirá un veto completo al GNL ruso, según el borrador que la Comisión Europea presentará este 29 de enero. Si bien se contemplan restricciones destinadas a impedir que este gas llegue a terminales fuera del sistema europeo, la mayoría de las importaciones actuales no se verán afectadas, lo que evidencia la dependencia de la región de este recurso esencial.

Diplomáticos de la UE han señalado que la inestabilidad energética, agravada por la reducción de reservas de gas y el aumento de la demanda debido a las bajas temperaturas, ha sido determinante en la negativa a un embargo absoluto. A ello se suman factores políticos internos, como las elecciones al Parlamento alemán el próximo 23 de febrero, que dificultan la adopción de medidas drásticas.

“Antes de bloquear el GNL ruso, necesitamos asegurarnos de tener acuerdos con otros proveedores, como Estados Unidos”, advirtió una fuente diplomática, enfatizando la falta de alternativas inmediatas. La realidad es innegable: sin el gas ruso, Europa enfrenta un riesgo significativo de escasez, justo cuando la necesidad de energía es más crítica.

Impacto limitado

Desde el inicio del conflicto en Ucrania, Europa ha implementado una política de sanciones contra Rusia con la expectativa de debilitar su economía. No obstante, los resultados han sido distintos a lo previsto. Mientras la economía rusa se mantiene estable, el impacto en Occidente ha sido severo, con un alza en los costos energéticos que golpea tanto a los hogares como a las industrias. Ante este escenario, crecen las voces dentro de la UE que piden una revisión de la estrategia y cuestionan la efectividad de las sanciones.

Además de la cuestión energética, el nuevo paquete de sanciones contempla la posible desconexión de 15 bancos rusos del sistema de pagos SWIFT y una prohibición progresiva a las importaciones de aluminio ruso, que representa el 8% de la producción mundial. Sin embargo, estas medidas parecen insuficientes para alterar significativamente el rumbo de la economía rusa, mientras Europa sigue enfrentando incertidumbre sobre su propio abastecimiento.

Von der Leyen en la encrucijada

Durante el Foro Económico Mundial en Davos, la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, admitió las dificultades que enfrenta la UE debido a su rechazo a los recursos energéticos rusos. En su discurso, destacó la drástica reducción del 75% en las importaciones de gas ruso, así como la casi total eliminación de las compras de petróleo y carbón. No obstante, reconoció el alto precio que ha pagado la región por esta decisión, con un aumento descontrolado en los costos de la energía.

Von der Leyen subrayó que el 50% del gas que actualmente consume Europa proviene de Estados Unidos, una señal de los esfuerzos por diversificar las fuentes de suministro. Sin embargo, los desafíos persisten: la interrupción del tránsito de gas ruso a través de Ucrania podría generar un déficit energético en Europa, aumentando la demanda de GNL en el mercado global y presionando aún más los precios.

La postura crítica no ha tardado en surgir dentro del propio bloque. Christine Anderson, parlamentaria del partido alemán Alternativa por Alemania (AfD), cuestionó la política energética de la región y enfatizó la dependencia innegable de Alemania del gas ruso. Sus declaraciones reflejan un creciente escepticismo sobre la viabilidad de las actuales sanciones y la necesidad de adoptar una estrategia más pragmática.

Un equilibrio precario

En un contexto de creciente incertidumbre energética, Europa se encuentra en la difícil tarea de equilibrar la presión sobre Moscú con la urgencia de asegurar su propio suministro. La decisión de no prohibir completamente el GNL ruso es una muestra de que la realidad geopolítica y económica prevalece sobre la retórica sancionadora.

Mientras las temperaturas caen y la demanda de energía se dispara, la UE se enfrenta a un dilema que pondrá a prueba su capacidad de maniobra en los próximos meses. Más allá de las sanciones y las declaraciones políticas, la necesidad de garantizar estabilidad energética sigue siendo el factor decisivo que determina la postura de Europa ante Rusia.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad oficializó a través de las resoluciones 132 y 133/2025 los cuadros tarifarios para los usuarios del servicio Nivel 2 y Nivel 3, y las bonificaciones (subsidios) que las distribuidoras EDESUR y EDENOR deberán calcular a partir del mes de febrero en curso, corrigiendo así el “error” expresado en la resolución 120/2025 que el propio ENRE emitió hace pocos días, y que arrojaban como resultado incrementos mucho mayores ( hasta el 12 %) a los que había anticipado para febrero la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía ( del 1,5 %).

La diferencia estuvo dada por el cálculo de la aplicación de la reducción del subsidio en un sólo mes (febrero) en lugar de lo que ahora resulta prorrateado en 11 meses, morigerando la repercusión en las facturas. Es algo entendible en un año electoral, pero la eliminación casi total de los subsidios ocurrirá.

Entonces, no habrá aumento en las facturas del 12,3 % para los usuarios de bajos ingresos (N2) y tampoco del 8,4 % para los usuarios de ingresos medios (N3). Los usuarios N2 del AMBA tendrán una suba de 2,8 %, y los N3 una suba del 2,5 %, mientras que el aumento para los de ingresos altos N1 rondará el 2,1 por ciento.

En los considerandos de las dos nuevas resoluciones se hace referencia al respecto señalando que “mediante la resolución 36/2025 emitida el 5 de febrero la S.E. considera oportuno adecuar el criterio para la implementación de la equiparación de las bonificaciones por consumos de electricidad que fuera establecida en su Resolución 24 del 29 de enero de 2025”, y que en la práctica aceleraba la reducción de las bonificaciones (subsidio estatal) a los usuarios del servicio.

En las R-132 y R-133 se sostiene que “teniendo en cuenta lo anterior, la S.E. aclara que lo dispuesto en la Resolución 24/2025, en lo que respecta a la equiparación de los porcentajes de bonificación a aplicar al precio estacional de la electricidad (PEST) para los consumos base de los usuarios categorizados en el Nivel 2 – “Bajos Ingresos” y Nivel 3 – “Ingresos Medios”, se implementará en porcentajes iguales, con vigencia a partir del primer día de cada uno de los próximos ONCE (11) meses, contados desde el 1º de febrero de 2025”.

En consecuencia, la cartera a cargo de María Tettamanti “instruye al ENRE para que aplique al precio estacional de la electricidad (PEST) los criterios establecidos y adopte las medidas necesarias para asegurar su aplicación, incluyendo la elaboración de nuevos cuadros tarifarios si correspondiere y, en su caso, la refacturación o acreditación de eventuales diferencias en las liquidaciones de servicios, debidas a la adecuación del criterio de aplicación de la Resolución 24/2025”. Entonces, el Ente Regulador modificó su Resolución 120 del 3 de febrero último.

Energía argumentó el jueves 6 que “la cantidad de hogares que conforman el universo de usuarios de electricidad es significativamente mayor que la base de usuarios de gas natural, con lo cual la distribución en el tiempo de los ajustes en las bonificaciones del PEST [costo de generación eléctrica] permitirá que mayor cantidad de hogares puedan adecuar en forma previsible sus hábitos de consumo”.

Pero no adoptó el mismo criterio para el caso de las tarifas del suministro de gas por redes. Los usuarios de N2 tendrán una leve mejora en la cantidad bonificada, que sube de 64 % a 65 %, mientras que los de N3 tendrán desde febrero una baja subsidios de 55 % a 50 por ciento del precio PIST.

Entonces, y respecto de la electricidad, ahora se modificaron los cuadros tarifarios correspondientes a los usuarios residenciales Nivel 2 y Nivel 3; a los Clubes de Barrio y del Pueblo (CdByP) y a las Entidades de Bien Público; las tarifas de Inyección para Usuarios-Generadores; los valores correspondientes al Subsidio del Estado Nacional que EDESUR y EDENOR deberán tener en cuenta para calcular el monto del subsidio correspondiente; y el valor de la tarifa media.

Las dos nuevas resoluciones informan además que, para EDESUR, a partir de las CERO HORAS (00:00 h) del 1 de febrero de 2025, el valor de la tarifa media asciende a 111,485 $/kWh., mientras que para EDENOR, a partir del mismo momento, el valor de la tarifa media asciende a 117,041 $/kWh.

Ambas distribuidoras deberán tener en cuenta los nuevos valores y, de acuerdo al consumo mensual de cada usuario, calcular el monto del subsidio correspondiente, el que deberá ser identificado de manera destacada como “Subsidio Estado Nacional” en la sección de la factura que contiene la información al usuario.

Asimismo, en las resoluciones 132 y 133 se aprueban las tarifas que EDESUR y EDENOR deberán aplicar a partir del 1 de febrero para los Clubes de Barrio y del Pueblo (CdByP) y Entidades de Bien Público, como así también las aprobar las Tarifas de Inyección para Usuarios-Generadores.

En base a los anexos que acompañan a las nuevas resoluciones cabe referir que, para un usuario de bajos ingresos (N2) de EDESUR, categorizado R3 (401 a 500 kW/h mes) tendrá un Cargo Fijo de $ 7,413.180 y un Cargo Variable de $ 46,65 hasta los primeros 350 kW/h mes. Y el consumo excedente tendrá una tarifa de $ 105,49 por kW/h.

Para el caso de un usuario de ingresos medios N3 de la misma compañía e igual categoría R3, rije el mismo Cargo Fijo de $ 7,413.180 y un Cargo Variable de $ 59,76 por kW/h hasta los primeros 250 kW/mes, mientras que el excedente se facturará a $ 105,49 el kW/h.

La petrolera Ecopetrol compró a Repsol el 43% del bloque CPO-09 , situado en el departamento del Meta, por 452 millones de dólares.

Esta compra le permitirá a Ecopetrol sumar cerca de 41 millones de barriles a sus reservas y proyecta un incremento en su producción diaria de aproximadamente 7.000 barriles de petróleo.

El cierre de la transacción recibió el aval de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y de la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC) con lo que Ecopetrol se quedó con el 100% de la propiedad del bloque.
El cierre del negocio se logró luego de que el proceso obtuvo el aval de la SIC en el cual el organismo de control manifestó que la operación «no genera una restricción indebida de la competencia por lo que no amerita objeción ni condicionamiento».

Luego de comenzar el año en Pinamar con el Supercross Champs Series, el equipo Castrol-AXION energy MX Team se presenta en la edición 30° del Enduro del Verano.

En una edición especial por el aniversario 30° del evento, el equipo competirá del 21 al 23 de febrero en la ciudad de Villa Gesell, representado por Guadalupe Alonso, campeona del Campeonato Argentino de Motocross 2024 en la categoría femenina y de la edición pasada del EDV. Guada, buscará repetir su éxito en esta edición, demostrando todo su potencial.

Por otro lado, también participará Darío Arco, ganador del supercross del EDV 2024, donde intentará revalidar su campeonato.

“Estos eventos son una oportunidad única para mostrar el talento de nuestros pilotos y la fortaleza de nuestro equipo” expresó Nicolás Gatto, gerente de Marketing de Castrol.

“Estamos orgullosos de contar con pilotos de este nivel, que encarnan nuestros valores de desempeño y dedicación en cada competencia” agregó.

Castrol-AXION energy MX Team se consagró campeón del Campeonato Latinoamericano MXGP en Villa La Angostura y protagonizó el Campeonato Argentino de Motocross, obteniendo el tercer lugar en MX1 y el título femenino en WMX. Ahora, buscarán renovar estos éxitos en el MXGP 2025 que se disputará en Córdoba.

Con un equipo sólido y pilotos de primer nivel, Castrol-AXION energy MX Team continúa
consolidándose como referente del motocross en Argentina y América Latina.

Su participación no solo destaca la calidad de sus pilotos, sino también el compromiso de la marca con el crecimiento del deporte a nivel regional. El Enduro del Verano promete ser una jornada inolvidable.

Además, desde diciembre último todos los fanáticos de este deporte pueden acceder a los productos oficiales del Castrol-AXION energy MX Team by Radikal en las tiendas Spot! de AXION energy. Allí, encontrarán desde indumentaria del equipo, hasta gorras de la más alta calidad, ideales para los apasionados del motocross.

Genneia, la compañía líder en energías renovables en Argentina, continúa avanzando en el compromiso de acompañar al sector minero en sus necesidades de energía eléctrica, con el desarrollo de un nuevo proyecto de línea minera en la provincia de Salta que implicará una inversión de más de 400 millones de dólares.

Genneia está impulsando la construcción de un proyecto de interconexión eléctrica en alta tensión que facilitará el acceso a la red eléctrica a los proyectos mineros de la zona, posibilitando el crecimiento de la producción de litio verde en la región. Además, se está analizando la generación de energía para los proyectos de cobre que están en desarrollo en la provincia.

La obra abastecerá con fuentes renovables una demanda de energía de 2,6 millones de MWh/año, permitiendo una producción de aproximadamente 150.000 toneladas de carbonato de litio por año, y viabiliza la producción minera con energía eficiente y competitiva.

“Este proyecto en Salta es una clara muestra de cómo la sinergia entre los sectores público y privado pueden garantizar la provisión de energía segura y confiable, beneficiando a la industria minera.”, expresó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

Destacó además que: “el diferencial de Genneia es nuestro liderazgo en el financiamiento con bancos de desarrollo en Argentina, habiendo recibido 1.200 millones de dólares en los últimos 5 años en condiciones de sustentabilidad, y con altos estándares internacionales”.

En el marco de este nuevo proyecto, autoridades de Genneia y de EDESA se reunieron con Sergio Camacho, el Ministro de Infraestructura de Salta, para analizar las particularidades de la iniciativa y definir próximos pasos a seguir. Asimismo, destacaron la importancia de fortalecer la infraestructura de Salta para acompañar el desarrollo económico y social de la
provincia.

Acerca de Genneia

Genneia provee 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, un hito que consolida su liderazgo en el sector de energía limpia.

Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea y La Elbita, Genneia cuenta con una capacidad total de 944 MW en energía eólica. 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.

Por Santiago Magrone

El Ente Nacional Regulador del Gas concretó la Audiencia Pública 106, convocada por la Revisión Quinquenal de las Tarifas del sector, en la cual expusieron sus propuestas las empresas concesionarias de los servicios de transporte y de distribución del gas por redes. También expusieron representantes de entidades privadas, de defensa del consumidor, legisladores e intendentes municipales.

Mas en detalles, los temas comprendidos en la convocatoria incluyeron entonces la RQT del transporte y distribución, la metodología de ajuste periódico de dichas tarifas, y la modificación del reglamento por los cortes de servicio en caso de falta de pago.

La audiencia (no vinculante) se realizó bajo la modalidad virtual y en su apertura expuso el interventor del Enargas, Carlos María Casares. Luego se sucedieron las propuestas de aumentos e inversiones formuladas por las empresas del sector.

Casares hizo hincapié en el artículo 38 de la ley 24.076 (marco regulatorio) que “establece las pautas a las que deben ajustarse las tarifas de transporte y distribución, sobre la base de la operación económica de los servicios obteniendo los ingresos suficientes para satisfacer todos los costos operativos lógicos aplicables, impuestos, amortizaciones, y una rentabilidad razonable”.

Hasta tanto resulte activada (sería en las próximas semanas) la RQT para el período 2025/2029, el gobierno continuará aplicando la metodología de “aumentos transitorios” mensuales, combinados por la reducción progresiva de los subsidios estatales a las facturas de los usuarios, según niveles de ingreso.

De hecho, la semana pasada el ministerio de Economía -a través de la Secretaría de Energía- anunció para febrero una suba de 1,6 %, oficializado a través de la Resolución 16/2025.

El Gobierno destacó en la convocatoria a audiencia que “la participación de la ciudadanía y de las empresas prestadoras de estos servicios es un paso previo indispensable para la adopción de decisiones públicas, permitiendo evaluar las presentaciones realizadas conforme a la normativa vigente”.

Así formularon sus presentaciones las compañías Transportadora de Gas del Norte (TGN), Transportadora de Gas del Sur (tgs), MetroGas, Naturgy, Camuzzi, Ecogas, Litoral Gas y Gas Nea.

También participaron oradores la Asociación de Distribuidoras de Gas (ADIGAS), de las subdistribuidoras, de la Unión Industrial Argentina (UIA), de entidades intermedias, intendentes, concejales y público en general.

PROPUESTAS DE LAS OPERADORAS

En el marco del proceso de RQT en curso, en la audiencia la transportadora tgs presentó su compromiso de inversión para el próximo quinquenio (2025-2029) y la propuesta de adecuación de los cuadros tarifarios para el servicio de transporte de gas natural.

El monto total del Plan de Inversiones 2025-2029 presentado asciende a 345.000 millones de pesos, con el objeto de garantizar la seguridad y continuidad del servicio, a través de la confiabilidad y seguridad de las instalaciones, la seguridad de las personas y la protección del ambiente, se indicó.

Respecto a la propuesta de adecuación tarifaria, “considerando que en la factura promedio de un Usuario Residencial de MetroGas, el Costo de Transporte representa el 16 %, el Gas en Boca de Pozo el 27 %, el Margen de Distribución el 34 % y los Impuestos el 23 %, el ajuste tarifario solicitado por tgs representa un incremento en la factura promedio del 3,6 %, sin impuestos”, describió.

A modo de ejemplo, para el caso de la Categoría R.1 – Nivel 1, que tiene un consumo promedio de 197 m3 al año, paga actualmente 1.200 $/promedio mes, en concepto de transporte sin impuestos, el impacto del incremento representa la suma de 270 $/promedio mes, destacó la compañía.

Y puntualizó que “tgs es una compañía que entre sus negocios midstream, brinda el servicio de transporte de gas natural desde el año 1992. Desde esa fecha, remarcó, se ha dado muestras más que suficientes de su compromiso con el crecimiento de la infraestructura energética y su compromiso con el país, a través de fuertes inversiones”.

A través de cinco líneas de negocios tgs brinda servicios integrados en toda la cadena de valor del gas natural, destacó en la audiencia pública.

Y puntualizó que “Es la principal compañía de transporte de gas natural del país. A través de más de 9.300 km. de gasoductos que atraviesan 7 provincias, transporta el gas natural desde los yacimientos del sur y oeste de la Argentina hacia los centros de consumo urbanos”.

tgs ofrece servicios integrados para la industria del gas natural, ya que afianzó nuevos negocios: Procesamiento y comercialización de líquidos del gas natural; Midstream en Vaca Muerta; Telecomunicaciones, y Servicios en activos de tercero.

Por su parte, la transportadora TGN presentó su propuesta para la “Prestación del servicio regulado de transporte de gas natural por gasoductos”, señalando que “Si bien el ajuste tarifario aprobado en abril de 2024 mejoró sensiblemente la ecuación económica del servicio, TGN viene operando en los últimos cinco años con tarifas que estuvieron de manera sistemática por debajo de los índices que representan sus costos, producto del proceso inflacionario y devaluación del peso registrados en dicho período”.

La propuesta de adecuación en la tarifa presentada por TGN para el próximo quinquenio permitirá a la Compañía contar con los ingresos suficientes para satisfacer todos los costos aplicables al servicio, impuestos, amortizaciones y una rentabilidad razonable, tal como los establece la Ley 24.076, sostuvo la compañía.

En cuanto a los impactos que tendrá dicho incremento tarifario en la factura final del usuario, y a modo de ejemplo, un consumidor residencial promedio de Tucumán Nivel 1 y sin bonificación por zona fría, que hoy paga $ 14.889 por mes, tendrá un aumento en concepto de transporte de $ 636, lo que representa un incremento del 4,3 por ciento.

Por otro lado, un consumidor residencial promedio de la provincia de Santa Fe de Nivel 1 y sin bonificación por zona fría que hoy paga $ 26.423 por mes, tendrá un aumento en concepto de servicio de transporte de $ 2.566, lo que representa un incremento del 9,7 por ciento.

En relación con el mecanismo de actualización tarifaria para mantener el valor real de las tarifas durante el quinquenio, TGN propuso la aplicación de la fórmula polinómica de ajuste prevista en la Resolución ENARGAS 113/2024, con una frecuencia mensual, en base al índice de precios internos mayoristas (IPIM), el índice de la construcción (ICC) y el índice de salarios (IS) del INDEC.

TGN describió que “Desde el inicio de sus actividades hasta la fecha (30 años), las inversiones en el sistema de transporte operado por TGN totalizan 2.803 millones de dólares. Estas inversiones permitieron prácticamente triplicar la capacidad de transporte de su sistema, que hoy cuenta con 62 millones de m3/día, posibiltando la incorporación de cientos de miles de nuevos usuarios”.

“En esta oportunidad, TGN presentó un plan de inversiones a ejecutar durante el próximo quinquenio, que promedia 80.000 millones de pesos por año”, destacó la empresa.

“La revisión tarifaria quinquenal permitirá normalizar el régimen tarifario, promoviendo un proceso de inversión sostenida para atender el crecimiento de la demanda local, el abastecimiento de la industria del litio en el noroeste argentino, el reemplazo de GNL y combustibles líquidos importados por gas de origen nacional, y para llevar el gas de Vaca Muerta a Brasil, Chile, Uruguay y Bolivia”, argumentó.

TGN es operadora de 11.256 km de gasoductos de alta presión y 22 plantas compresoras. Transporta el 40 % de gas inyectado en gasoductos troncales argentinos a través de los Gasoductos Norte y Centro Oeste.

El accionista controlante de TGN es Gasinvest S.A. (una sociedad conformada en partes iguales por Tecpetrol S.L. y Compañía General de Combustibles) 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).

Otra propuesta fue formulada por la distribuidora de gas por redes en el área metropolitana de Buenos Aires MetroGas.

Al igual que el resto de las compañías distribuidoras solicitaron que se extienda la licencia que data de hace treinta años, por otros 20 años.

El director Comercial de MetroGAS, Sebastián Mazzucchelli, presentó la propuesta de recomposición tarifaria y de inversiones. Acerca de esto último planteó aumentar 114 % las inversiones en los próximos 5 años, hasta superar los 220.000 millones de pesos.

Mazzucchelli solicitó que se apruebe la Revisión Quinquenal Tarifaria a partir del 1 de marzo de 2025, y que se implementen actualizaciones mensuales en base al índice IPIM del INDEC.

La empresa propuso la aplicación de una tarifa adecuada para la prestadora del servicio, “accesible para los usuarios y que permita cubrir todos los costos operativos, las inversiones, impuestos y una rentabilidad justa y razonable”.

La inversión, describió, estará destinada a la renovación y el mantenimiento de redes de distribución, innovación tecnológica, incorporación de nuevos clientes y la actualización de medidores, entre otros.

El consolidado respecto a las inversiones para el próximo quinquenio de todas las distribuidoras de gas es de casi 1.000 millones de dólares, estimó ADIGAS.

“Llegamos a la RQT con tarifas asequibles y niveles de morosidad del 3,5 % argumentó Daniel Martini (ADIGAS), e insistió con el pedido al gobierno de la prórroga de las concesiones.

En tanto, otro de los puntos mencionados por la propuesta de MetroGAS señala que se analice con más detenimiento y profundidad la propuesta de modificación del reglamento para la interrupción del servicio del gas por falta de pago de ciertos conceptos municipales.

“La empresa se pone a disposición para encontrar una solución que sea beneficiosa para todas las partes”, indicó Mazzucchelli, quien actualmente está a cargo de la dirección general de la empresa.

Y pidió que se adopten las medidas necesarias para instrumentar la extensión del plazo de licencia de MetroGAS (que vence en 2027) por 20 años. Esta compañía tiene como accionista principal a YPF pero tal situación está en proceso de revisión por parte de la principal petrolera del país.

Constituida en 1992, MetroGAS es empresa líder en el sector de distribución de gas natural. Por la cantidad de clientes posee -2.250.000 aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente sudamericano.

Su área de gestión del servicio abarca una superficie de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y los partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.

La Secretaría de Energía dispuso nuevos precios para los bicombustibles con vigencia para todo el mes de febrero.

A través de le resolución 29/2025 se oficializó en PESOS SETECIENTOS DIECISIETE CON OCHOCIENTAS OCHENTA MILÉSIMAS ($ 717,880) 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 (de los biocombustibles), el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante febrero y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

Asimismo, se fijó en PESOS SEISCIENTOS CINCUENTA Y SIETE CON NOVECIENTAS SESENTA Y DOS MILÉSIMAS ($ 657,962) 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 durante el mes en curso 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, señala la R-29.

Por otra parte, y a través de la resolución 30/2025 Energía fijó en PESOS UN MILLÓN CIENTO SIETE MIL SEISCIENTOS CINCO ($ 1.107.605) 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, para las operaciones durante el mes de febrero 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.

El gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof, anunció inversiones privadas por 200 millones de dólares para el sur de la provincia que optimizarán la logística de exportación de petróleo crudo de Vaca Muerta y el crecimiento de la actividad en Puerto Rosales.

Oiltanking EBYTEM S.A., del grupo OTAMERICA, comenzará las obras de expansión para construir una tercera posición marítima con capacidad de operación de buques Suezmax de hasta 160.000 toneladas de porte bruto.

Esa inversión está programada para que la nueva instalación entre en funcionamiento sobre finales del año 2026.

Asimismo, está avanzando la construcción de cuatro tanques de almacenamiento de 50.000 metros cúbicos cada uno, los cuales entrarán en servicio progresivamente a partir de febrero de 2025.

Por otro lado, se está comenzando con la construcción de dos tanques adicionales de la misma capacidad de los anteriores, se indicó. 

Donald Trump dejó en claro en su campaña que quiere más producción de petróleo en EE.UU., repitiendo el ya clásico lema “Drill, baby, drill” (esbozado por primera vez en el ya distante 2008). Sin embargo, las petroleras estadounidenses parecen mas interesadas en mantener el status quo de la extraccion en el pais del norte .

El motivo principal es la rentabilidad. Para los productores de crudo, bombear más petróleo sin un aumento claro en la demanda podría hacer que los precios caigan, reduciendo sus ganancias. Aunque esto podría beneficiar a los consumidores con precios más bajos en gasolina y otros combustibles, las empresas prefieren mantener el equilibrio. Actualmente, la industria de shale oil ya está operando a niveles históricos, mientras que el mercado global sigue lidiando con una sobreoferta.

Darren Woods, CEO de ExxonMobil, explicó la situación en una entrevista con CNBC: “Si los precios del crudo bajan, los ingresos de la industria disminuirán y las ganancias se verán afectadas”

Incluso empresarios petroleros que han apoyado a Trump financieramente tienen dudas sobre su plan insignia. Bryan Sheffield, un magnate del sector en Texas que donó más de un millón de dólares a la última campaña del expresidente, dijo claramente en The Wall Street Journal: “Si aumentamos la producción como sugiere Trump, nuestras acciones se desplomarían”.

Las compañías de petróleo en EE.UU. tampoco ven razones de peso para extraer más crudo en este momento. Según la Reserva Federal de Kansas City, solo considerarían aumentar la producción si el precio del barril llegara a los 84 dólares, un 15% más alto que el nivel actual.

A esto se suman los efectos de la guerra comercial entre EE.UU. y China. Esta semana, el precio del crudo estadounidense cayó casi un 2% luego de que entraran en vigor nuevos aranceles de ambas partes, incluyendo un 10% impuesto por el gobierno chino sobre el petróleo de EE.UU.

A pesar del poco entusiasmo de los productores, Trump sigue presionando para que el petróleo sea más barato. En una llamada reciente con el príncipe heredero saudí, Mohammed bin Salman, dijo que le pediría a Arabia Saudita que bajara los precios. En el Foro Económico Mundial en Davos, hizo un llamado similar a los países de la OPEP, argumentando que esto reduciría los ingresos petroleros de Rusia y complicaría la financiación de su guerra en Ucrania.

Sin embargo, según Business Insider, esta estrategia tiene pocas probabilidades de éxito. Además, tampoco es bien vista por las petroleras estadounidenses, ya que una caída en los precios aumentaría la competencia y reduciría sus márgenes de ganancia.

En los últimos dos años, la OPEP ha mantenido recortes en su producción para estabilizar los precios, aunque se espera que esas restricciones comiencen a levantarse poco a poco.

De todos modos, los analistas creen que el mercado seguirá con un exceso de oferta, lo que mantendría la presión a la baja sobre los precios del petróleo durante 2025.

Gustavo Petro, presidente de Colombia, pidió a la petrolera estatal Ecopetrol vender sus operaciones de ‘fracking’ en EE.UU., un día después de que esta empresa anunciara un acuerdo con Occidental Petroleum (OXY) para ampliar su operación con esta técnica en la cuenca del Permian, una de las áreas con mayores reservas de hidrocarburos del mundo.

“Estamos contra el ‘fracking’ porque es la muerte de la naturaleza y la muerte de la humanidad. Quiero que se venda esa operación para invertirla en energías limpias. Que se discuta técnicamente, económicamente, pero no puede ser que nosotros estemos por la muerte y no por la vida”, dijo Petro.

El acuerdo de Ecopetrol y OXY incluye la perforación de 34 pozos de desarrollo este año y el próximo y es una extensión del Plan de Desarrollo del Midland en la cuenca del Permian, ubicada en parte de los estados de Texas y Nuevo México.

Ecopetrol detalló en un comunicado que dicho plan, suscrito en 2019, incluye inversiones por más de 880 millones de dólares para la perforación de 91 pozos en las subcuencas de Midland y Delaware.

El presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, afirmó en una entrevista con EFE en septiembre de 2023 que si bien el ‘fracking’ está descartado en Colombia, la empresa la utiliza en el Permian por las condiciones geológicas.
“Las condiciones geológicas de nuestros territorios no son las mismas de la zona en la que hoy tenemos el negocio de hidrocarburos no convencionales, la explotación de este recurso en el Permian, por eso respetaremos y acataremos esa restricción legal para desarrollar proyectos de yacimientos no convencionales en el país”.

El ‘fracking’ ha sido un asunto polémico durante los últimos años en Colombia, especialmente después de que el expresidente Iván Duque prometió que no se llevaría a cabo esta técnica en el país pero su Gobierno avaló los pilotos para evaluar los impactos sociales y ambientales para desarrollar la fracturación en el futuro.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) publicó las Resoluciones 119 y 120/2025 por las que dispuso, para los usuarios de los servicios de Edenor y de Edesur que, “en febrero de 2025, la factura promedio antes de impuestos de los usuarios R-Nivel 1 altos ingresos, aumentará en promedio, con respecto al cuadro vigente a enero 2025, un 2,1 %. En el caso de los usuarios R-Nivel 2 ingresos bajos, y R-Nivel 3 ingresos medios, aumentará en promedio un 12,3 % y un 8,4 %), respectivamente”.

Estos porcentajes resultan contrapuestos a lo anunciado por la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía la semana anterior, indicando que el incremento transitorio (hasta que entre en vigencia la RQT) en febrero comparado con enero, sería de 1,6 % (y el del gas 1,5 %) en la tarifa final al usuario.

La situación derivó en repercusiones al interior de Economía y del propio Ente, por lo cual se esperan aclaraciones y precisiones, tal vez en nuevas resoluciones.

En los considerandos de la resoluciones ahora sujetas a revisión se señala que, en febrero de 2025, los usuarios de R Nivel 3 de los segmentos R1 y R2 que consuman hasta 400 kWh/mes abonarán en promedio un 38 % menos que los usuarios de los segmentos R1 y R2 de la R Nivel 1 de ingresos altos (que ya no tiene subsidio tarifario); mientras que los usuarios de los segmentos R1 y R2 de la R-Nivel 2 ingresos bajos abonarán un 49 % menos que los usuarios de los mismos segmentos en la R Nivel 1 de ingresos.

Cabe destacar que, en los segmentos R1 y R2 del R-Nivel 2 ingresos bajos se ubican 900.000 usuarios, que representan el 34 % de los usuarios de la distribuidora EDENOR S.A..

En el caso de EDESUR, los R-Nivel 2 ingresos bajos se ubican 815.000 usuarios, que representan el 35 % de los usuarios de la empresa.

La tarifa media de la distribuidora EDENOR se ubica en el orden de los 118,429 $/kWh. En el caso de EDESUR se informó que a partir de las CERO HORAS del 1 de febrero de 2025, el valor de la tarifa media asciende a 112,924 $/kWh.

En los considerandos de las resoluciones 119 y 120 se indica además que “con respecto al cuadro vigente a enero 2025, en el caso de los usuarios generales las tarifas aumentarán en promedio 0,8 %), AP un 5,1 %, T2 un 3,6 % y en los T3 los aumentos promedio variarán entre el 2,4 % y el 3,8 %”.

Con respecto al mes de enero 2025, la tarifa media aumenta un 4 % en promedio. En dicho aumento participa un 1,7 % el CPD y un 2,3 % el costo del mercado eléctrico mayorista MEM.

Además, mediante la Resolución SE 24 de fecha 29 de enero de 2025, se modificaron las bonificaciones a aplicar al Precio Estacional de la Electricidad (PEST): a) Los consumos base de los usuarios del Nivel 2 tendrán una bonificación del 65 % sobre el precio definido para el Segmento N1.

El consumo excedente de los usuarios del Nivel 2 será valorizado al precio definido anteriormente para N1 y; b) Los consumos base de los usuarios del Nivel 3 tendrán una bonificación del 50 % sobre el precio definido para el segmento N1. El consumo excedente de los usuarios del Nivel 3 será valorizado al precio definido anteriormente para N1.

Los precios del petróleo cayeron este martes luego de que Estados Unidos aplicara nuevos aranceles a China, lo que llevó a Pekín a responder con medidas similares. La creciente incertidumbre sobre la relación comercial entre ambas potencias golpeó los mercados energéticos, mientras que el presidente estadounidense Donald Trump optó por retrasar la imposición de tarifas a Canadá y México por un mes, informó Reuters

El crudo West Texas Intermediate (WTI) bajó 2.23%, cotizando en $71.53 por barril, mientras que los futuros del Brent bajaron 1.38%, situándose en $74.91.

China responde con aranceles

El Ministerio de Finanzas de China anunció que aplicará un arancel del 15% sobre el carbón y el gas natural licuado (GNL) de EE. UU., además de un 10% sobre el crudo, equipos agrícolas, camiones y autos con motores de gran cilindrada fabricados en Estados Unidos.

Además, el gobierno chino confirmó controles a la exportación de metales estratégicos, esenciales para sectores como la electrónica, la industria militar y la energía solar.

Además, la decisión de la OPEP+ de mantener su plan de aumento gradual de producción a partir de abril podría agravar la tendencia bajista del crudo.

De acuerdo con datos oficiales, en 2024 las importaciones de crudo desde EE. UU. representaron apenas el 1.7% del total del petróleo comprado por China, lo que sugiere que Pekín podría recurrir a otros proveedores para compensar el impacto de los aranceles.

Para Yeap Jun Rong, estratega de mercado en IG, la decisión de China podría reducir la posibilidad de un acuerdo comercial provisional con EE. UU., similar a los alcanzados con México y Canadá.

Trump aplaza aranceles a Canadá y México

Mientras tanto, el gobierno de EE. UU. optó por postergar por 30 días la imposición de un arancel del 25% sobre las importaciones de Canadá y México, incluyendo un 10% sobre la energía canadiense.

Pese a la incertidumbre, la OPEP+ reiteró el lunes su decisión de seguir adelante con su estrategia de aumento de producción a partir de abril.
El mercado sigue de cerca los inventarios de crudo en EE. UU.

El viceprimer ministro ruso, Alexander Novak, dijo el lunes que el Comité Ministerial Conjunto de Monitoreo (JMMC, por su sigla en inglés) del grupo OPEP+ discutió el llamado del presidente Donald Trump a aumentar la producción de petróleo.

Novak, en declaraciones a la cadena de televisión rusa Rossiya-24, señaló que el comité acordó que la OPEP+ comenzará a aumentar gradualmente la producción de crudo a partir del 1 de abril, en línea con sus planes anteriores.
El JMMC también eliminó a la Administración de Información Energética del Gobierno estadounidense de las fuentes utilizadas para supervisar su producción y la adhesión a los pactos de suministro.

Los miembros de la OPEP+ están reteniendo actualmente 5,86 millones de barriles diarios de producción, lo que equivale aproximadamente al 5,7% de la demanda mundial, en una serie de medidas acordadas desde 2022 para apoyar al mercado.

 Axion Energy fue reconocida en Estados Unidos con dos Uptime Awards en reconocimiento al programa de confiabilidad y mantenimiento desarrollado para su Refinería Campana. Es la primera vez que una compañía latinoamericana recibe este galardón que premia la calidad en materia de gestión de activos de empresas de distintos sectores a nivel global. 

Axion Energy se consagró en las categorías de “Mejor programa de digitalización para la confiabilidad y la gestión de activos”, y “Mejor programa integral”, el máximo reconocimiento de los Uptime Awards, y recibió el premio en el marco de la 38° Conferencia Internacional de Mantenimiento, realizada en Marco Island, Florida, Estados Unidos.

“Estamos muy orgullosos de haber alcanzado este hito a nivel global, que nos posiciona como una organización eficiente, energéticamente responsable y segura en sus operaciones”, señaló Maximiliano Cabral, líder de confiabilidad y garantía técnica de Axion Energy.

“Nuestra refinería en la ciudad de Campana lleva dos años consecutivos batiendo récords de producción y nada de esto podría haberse logrado sin la confiabilidad de nuestras instalaciones, en la que trabajan constantemente nuestros equipos técnicos”, remarcó.

Los Uptime Awards obtenidos ratifican el liderazgo regional de Axion Energy en el desarrollo y aplicación de tecnologías que permiten mejorar sensiblemente la confiabilidad de las operaciones y el mantenimiento de la Refinería Campana.

En su presentación, la compañía detalló la incorporación de inteligencia artificial que viene implementando desde 2018 para la detección anticipada de fallas en sus activos físicos.

Con la digitalización de las operaciones y la medición de una gran cantidad de variables se pueden detectar anomalías y predecir posibles inconvenientes, para tratarlos antes de que ocurran.

Otro de los avances presentados por la compañía fue el de la tecnología de “gemelos digitales” en las cámaras de coqueo retardado de la refinería. Axion Energy es pionera en su utilización, siendo una herramienta que permite monitorear el comportamiento de los materiales de cada cámara durante su ciclo, con el fin de identificar oportunidades de mejora rápidamente. De este modo, se logra extender la vida útil de los equipos, optimizar los consumos energéticos y reducir la posibilidad de incidentes operativos.

En virtud de estos avances y de su robusto plan integral de mantenimiento y confiabilidad es que el jurado de los Uptime Awards, conformado por un panel de jueces especializados en la materia, decidió reconocer los avances desarrollados por Axion Energy para la mayor eficiencia, confiabilidad y seguridad.

La organización fue evaluada en cinco grupos de procesos: Ingeniería de Confiabilidad para Mantenimiento, Gestión de Condición de Activos, Gestión de la Ejecución del Mantenimiento, Liderazgo en Confiabilidad y Gestión de Activos.

Los Uptime Awards reconocen a las organizaciones líderes que han logrado resultados destacados a través de sus programas de Gestión de Activos, no sólo en términos de desempeño y rentabilidad, sino también en la extensión de la vida útil de sus equipos, la protección de la seguridad de su gente e instalaciones, y el cuidado del medio ambiente.

Entre las 10 empresas ganadoras de 2024 se encontraron importantes compañías dedicadas a diversas actividades, que van del tratamiento de aguas o la producción industrial a la investigación aeroespacial, como la NASA. En lo que respecta al máximo galardón, dedicado al “Mejor programa integral”, en la edición anterior había sido para Saudí Aramco, la petrolera más grande del mundo.

La Refinería Campana de AXION ya había sido reconocida en 2023 como la Refinería del Año en Latinoamérica por parte de la World Refining Association (LARTC), del mismo modo que recibió el Premio Anual a la Seguridad del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) en 2015, 2016, 2017 y 2022.

Además, posee el 15% de la capacidad instalada en Argentina, con una participación del 16 % en el mercado de combustibles, y es la única del país que produce el 100% del gasoil con ultra baja cantidad de azufre, acorde a las normas europeas más exigentes del mercado.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, consideró que “en el mediano plazo, el autodespacho (de combustibles en las estaciones de servicio habilitado por el gobierno) debería ser más barato que el despacho tradicional, como ocurrió en Estados Unidos. Es lo lógico de esperar, porque reduce costos operativos para la estación”, agregó.

Al respecto, Marin refirió que “nosotros ya teníamos una estación en Luján de Cuyo con autodespacho, la llamamos Smart o Inteligente. La experiencia nos muestra que este modelo puede funcionar en Argentina, pero lleva tiempo que los usuarios se adapten”.

El presidente de la energética de mayoría accionaria estatal y de mayor participación en el mercado local de combustibles sostuvo que “Vamos a ir acompañando el proceso, porque todavía el usuario necesita acostumbrarse. En Estados Unidos pasó lo mismo, fue un proceso progresivo donde la gente se fue familiarizando con el sistema”, señaló en declaraciones periodísticas.

“En cuanto al GNC, no va a haber nunca autodespacho porque es un tema de seguridad. La manipulación d.e gas requiere protocolos específicos que no pueden ser responsabilidad del usuario”, sostuvo Marín, relativizando así los riesgos del autodespacho de naftas y gasoils.

En otro orden, y respecto de la exportación de GNL y la competencia internacional en este rubro, Marín sostuvo que “el 2025 es el año clave para las ventas. Nuestra competencia es Estados Unidos, así que hay que cerrar los contratos lo antes posible para hacerlo una realidad. Y vamos muy bien”.

Al respecto describió aspectos de su reciente gira por varios países de Asia en procura de la apertura de mercados.

“Fuimos a Japón, Corea, China e India para abrir mercados. En Japón hablamos de exportar 7 millones de toneladas; en Corea, 3 millones; en China, entre 6 y 7 millones. En India firmamos un MOU con tres compañías para la compra de GNL. El contrato con India puede ser de 5.000 millones de dólares por año. Llevado a 20 años, hablamos de 100.000 millones en exportaciones para YPF, otras compañías y la Argentina”.

Vaca Muerta como motor económico

Acerca de la producción de hidrocarburos en reservorios no convencionales, Marín describió que “Vaca Muerta (NQN) es el segundo campo argentino. Vamos por muy buen camino. El programa económico ayuda muchísimo y abrió el mundo hacia nuestro producto, tanto el petróleo como el gas. Para el petróleo, el mercado es spot: se licita constantemente y gana el mejor postor. Para el gas, se requieren inversiones muy grandes y compromisos de largo plazo”.

Respecto de la factibilidad del proyecto de producción de GNL, el directivo destacó que “si tomamos la mitad de las reservas que EE.UU. estima para Vaca Muerta (308 TCF), nos quedan 75 TCF para exportar tras cubrir la demanda local hasta 2050. Este proyecto (encabezado por YPF) usa 35 TCF, por lo que es seguro”.

Acerca del mercado regional para el GNL, y en particular Brasil, Marín sostuvo que “Brasil tiene una dificultad: si llueve, no compra; si no llueve, compra”, en alusión a la capacidad de menor o mayor producción de energía hidroeléctrica . “Es un mercado pseudo spot, por eso el desarrollo de Vaca Muerta no puede depender solo de la región” señaló.

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 febrero incrementos promedio del 2 por ciento.

Los 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 resolvió postergar su incremento en febrero, procurando desalentar la inflación del mes.

En cambio, sí tuvo incidencia en el aumento ahora vigente la variación a la suba que registró el precio internacional del petróleo. Y en el caso de Argentina se toma como referencia el crudo Brent, que durante enero llegó a tocar lo U$S 80 dólares, pero luego se ubicó en torno a los 77 dólares el barril. También incide la devaluación del peso en relación al dólar durante enero.

Esta actualización de precios ocurre en un contexto de menores ventas de combustibles en el mercado local registradas en los últimos meses, en particular las naftas premium.

En el caso de YPF, la petrolera de mayor participación en el mercado local, el aumento base para todo el país es de 1,77 % 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 $ 1.151 el litro; Infinia Nafta $ 1.422; Diesel 500 (común) $ 1.166, y el Infinia Diesel $ 1.420.

En el caso de Shell (Raízen) precios de referencia en estaciones de la Ciudad de Buenos Aires son $ 1.220 para el litro de Nafta Súper; la VPower Nafta a $ 1.478; el Diesel Evolux (común) a $ 1.275, y el VPower Diesel a $ 1.486.

En las próximas horas también subirán sus precios otras importantes marcas del mercado local, como Axion y Puma.

En un escenario de incrementos de precios del petróleo a nivel internacional, el Gobierno Nacional resolvió no incrementar el impuesto a los combustibles (IDC e ICL) “para mitigar el impacto en los precios en el surtidor”.

Entonces, “en febrero se pospondrá el recupero de impuestos, por lo que el impuesto a los combustibles de ese mes será igual que el de enero”, comunicó la Secretaría de Energía.

A tal efecto, se oficializó el decreto 51/2025, que en sus considerandos describe que “por el Decreto 466/2024 se postergaron los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos precitados, derivados de las actualizaciones correspondientes al cuarto trimestre calendario del año 2023 y al primer trimestre calendario del año 2024, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, conforme a un cronograma, cuyo último tramo fue prorrogado parcialmente hasta distintas fechas a través de los Decretos 554, 681, 770, 863, 973, 1059, y 1134/2024”.

“Conforme a las normas indicadas, los efectos de los incrementos remanentes diferidos correspondientes a las actualizaciones señaladas resultarían aplicables a partir del 1° de febrero de 2025, inclusive”. se señala.

Y también se prorrogaron los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos para los mismos productos, originados en la actualización correspondiente al segundo y tercer trimestres calendario del año 2024, los cuales serían de aplicación, conforme el Decreto 1134/24, desde la misma fecha.

“Con el propósito de continuar con la finalidad (de evitar mayor inflación) resulta necesario, para los productos en cuestión, volver a diferir parcialmente el incremento (de impuestos)correspondiente al primer trimestre calendario de 2024 y, en su totalidad, el del segundo y tercer trimestres calendario del año 2024”, señala el decreto.

El Gobierno nacional modificó a la suba los cuadros tarifarios que se aplicarán para facturar los suministros de electricidad y de gas natural por redes a partir del 1 de febrero. Además, unificó las bonificaciones estatales (subsidio) sobre el precio de la energía correspondiente a usuarios de ingresos bajos (N2) y medios (N3).

Se trata de ajustes tarifarios “de transición” que el gobierno aplicará mensualmente, hasta que se activen los nuevos valores que surgirán de la Revisión Tarifaria Quinquenal (RQT). Será a más tardar en julio.

La Secretaría de Energía, dependiente del Ministerio de Economía, estableció entonces a través de una serie de resoluciones del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), y del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), los nuevos cuadros tarifarios con vigencia a partir del sábado 1 de febrero.

Energía comunicó que la “actualización en la factura final de usuarios será del 1.6 % para el gas natural por redes y 1.5 % para la energía eléctrica”. Argumentó que para el gobierno estos ajustes son “a los fines de garantizar un suministro de gas y energía eléctrica sostenible y equitativo para todos los usuarios, evitar el desabastecimiento y asegurar la viabilidad económica del sector energético”. En enero estas tarifas se actualizaron en el 1,8 % para el gas y el 1,6 % en el caso de la electricidad.

Por otro lado, se decidió “unificar y simplificar los descuentos de los porcentajes de bonificación en el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), y el Precio Estacional de la Electricidad (PEST) para los consumos base.

Las bonificaciones serán del 65 % para los usuarios de ingresos bajos (N2) y del 50 % para usuarios de ingresos medios (N3).

En el caso de la electricidad el consumo base bonificado es de 350 Kw/mes para los usuarios N2, y de 250 Kw/h para los N3, debiendo pagar tarifa plena por el consumo excedente.

La unificación de las bonificaciones sobre el precio de la energía implica continuar con la política de reducción de los subsidios, hasta su eliminación casi total, y también impactarán en las facturas por los consumos desde febrero.

La serie de resoluciones del Enargas publicadas en el Boletín Oficial van desde la R-51 a la R-69 y comprende a las empresas TGS, TGN, Enarsa, Transportadora de Gas del Mercosur, Gas Link, Gasandes, Gasoducto Norandino, Enel Generación Chile, Refinería del Norte, MetroGas, Litoral Gas, Gasnea, Camuzzi Gas del Sur, Camuzzi Gas Pampeana, Naturgy NOA, Naturgy BAN, Distribuidora de Gas del Centro, Distribuidora de Gas Cuyana y Redengas.

En cuanto a los nuevos cuadros tarifarios para la electricidad, el ENRE publicó las resoluciones 81 a 89/2025 que autorizaron un incremento de 4 % en la tarifa de transporte y comprende a las empresas transportadoras Distrocuyo, EPEN, Transpa, Transener, Transnea, Transba, Transnoa, y Transconahue.

Esto, “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…”.

Economía puntualizó además que “en línea con el objetivo de simplificar procesos y desburocratizar al Estado, se decidió cambiar el mecanismo de compensación sobre el precio derivado de la aplicación del régimen de Tarifa Social de gas natural. Ahora, el pago de compensaciones se hará directamente hacia los productores y no a las distribuidoras. De esta manera, quitamos intermediarios y agilizamos la cadena de pagos”.

PECOM formalizó la cesión de la concesión del 50 % del área “Campamento Central-Cañadón Perdido” en la provincia de Chubut, luego de la aprobación formal por parte del Gobierno provincial.

De esta manera, con la incorporación realizada en octubre 2024 de “El Trébol-Escalante”, se completa la adquisición de las áreas adjudicadas a PECOM por YPF en el Proyecto Andes. La producción total de las áreas es de 10.250 bbl/día de petróleo (incluye el 100 % de Campamento Central-Cañadón Perdido).

Asimismo, se encuentran en marcha las presentaciones complementarias ante las autoridades competentes.

PECOM profundiza con esta adquisición su retorno a la actividad como operador, a través de un modelo productivo sustentado por el trabajo mancomunado con los gremios y las empresas de servicios locales, el diálogo permanente con las autoridades provinciales y municipales, el apoyo a las comunidades cercanas, y el valor agregado de su recurso diferencial: sus colaboradores.

Esta adquisición robustece el camino iniciado en octubre pasado por PECOM. “El regreso de PECOM como operador se fortalece con esta nueva etapa. Los primeros meses de gestión de El Trébol-Escalante nos permiten ser muy optimistas. Y el inicio de las operaciones en CC-CP consolida nuestra posición en la región, focalizados en poner en práctica nuestro modelo innovador para la maximización del factor de recobro en campos maduros”, señaló Gustavo Astie, CEO de PECOM.

En agosto de 2015 PECOM volvió al sector energético, consolidándose como uno de los principales proveedores de servicios, obras y productos para la industria de oil&gas, energía eléctrica y minería. Hoy reafirma su rol de operador.

Sobre PECOM

Tenemos más de 70 años de experiencia y junto con Molinos Rio de la Plata y Molinos Agro formamos parte del grupo de empresas pertenecientes a Pilar, Rosario y Luis Perez Companc. Con una reconocida trayectoria en el sector energético argentino, PECOM – que emplea 8000 colaboradores- se encuentra estratégicamente posicionada para capturar y capitalizar oportunidades en áreas claves para el crecimiento y desarrollo económico de Argentina. Estas áreas incluyen las optimizaciones en campos maduros convencionales, el desarrollo de recursos no convencionales en Vaca Muerta, el desarrollo de infraestructura eléctrica, y el potencial minero del país, con especial atención en el desarrollo del litio y el cobre.

YPF firmó su incorporación al proyecto para la instalación del buque de licuefacción de gas natural licuado (GNL), “Hilli Episeyo”, en la provincia de Río Negro, que le permitirá a la industria y a la Argentina dar el primer paso para posicionarse como un nuevo proveedor en el mercado mundial de GNL a partir de 2027, se comunicó.

YPF tendrá una participación del 15 % en la sociedad Southern Energy, creada por Pan American Energy y Golar LNG para llevar adelante el proyecto, y se compromete a suministrar el 16,67 % de los volúmenes de gas natural desde sus operaciones en Vaca Muerta.

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, señaló al respecto que “Esta firma constituye otro paso importante para impulsar Argentina LNG que lideramos desde YPF pero que desarrollamos con todos los actores de la industria. Por eso, conformar esta alianza con PAE, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar es estratégico para concretar este proyecto que va a transformar al país en los próximos 10 años”.

A partir del ingreso de YPF, los socios de Southern Energy tendrán la siguiente participación accionaria: PAE (40 %), Pampa Energía (20 %), YPF (15 %), Harbour Energy (15 %) y Golar LNG (10 %).

De la firma del acuerdo participaron Horacio Marin, Marcos Bulgheroni, Group CEO de Pan American Energy; Nicolás Mindlin, vicepresidente ejecutivo de Pampa Energía; y Mariano Cancelo, managing director de Harbour Energy.

El proceso para convertir a la Argentina en un país exportador de GNL se desarrollará en etapas. La instalación del “Hilli Episeyo” en 2027 constituye la primera fase del “Argentina LNG”, proyecto que prevé contar con la participación de toda la industria, y que comprende la producción de gas en bloques dedicados en Vaca Muerta, su transporte a través de gasoductos dedicados y una terminal de procesamiento (offshore/onshore) en la provincia de Río Negro.

Southern Energy tiene previsto una inversión estimada de U$S 2.900 millones durante los próximos 10 años. A lo largo de los 20 años de vida útil del proyecto, la inversión total estimada será de U$S 7.000 millones en toda la cadena de valor. El buque de licuefacción, instalado en la provincia de Río Negro, favorecerá la creación de empleo, el desarrollo de proveedores locales, la introducción de nuevos procesos productivos y tecnológicos y generará exportaciones de productos que actualmente no se exportan en mercados internacionales.

El buque de licuefacción “Hilli Episeyo” tendrá una capacidad de producción de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a 11,5 millones de metros cúbicos día de gas natural, previéndose el inicio de la operación comercial en 2027.

El Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) anunció la designación de Maria Florencia Rodríguez, de YPF S.A., como la nueva presidenta de la entidad por el próximo período de dos años. 

Fue durante la Asamblea Anual Ordinaria de socios que contó con la participación de miembros del Consejo Directivo, instituciones educativas, y socios personales.

Entre las autoridades que acompañan esta nueva gestión se destacan: Pablo Popik de compañía MEGA en el cargo de vicepresidente; Juan Pablo Ceballos de Petroquímica Río Tercero como tesorero; y Martín Bianchi de DOW en su rol de Secretario. Como director ejecutivo del IPA® continuará Gabriel Rodríguez Garrido.

La labor de la nueva presidenta del Instituto Petroquímico Argentino incluye la responsabilidad de impulsar la sinergia entre la academia, la industria y los organismos clave del sector, se comunicó.

Su tarea será fomentar iniciativas que promuevan la innovación tecnológica, la sustentabilidad ambiental, la transformación digital y la diversidad como pilares fundamentales del desarrollo petroquímico.

Asimismo, trabajará para consolidar al IPA® como un puente entre los profesionales y las empresas, ofreciendo herramientas, conocimientos y espacios de colaboración que respondan a los desafíos actuales y anticipen las necesidades futuras del sector, siempre con un enfoque en la excelencia técnica y el liderazgo ético.

María Florencia Rodríguez cuenta con una sólida trayectoria profesional en el sector, habiendo ocupado diversos cargos en empresas y organismos del ámbito industrial.

De profesión Ingeniera Química, es egresada de la Universidad Nacional de Mar del Plata. En la actualidad se desempeña en YPF como Gerente Ejecutiva del Negocio de Química. Trabaja en YPF desde 1998, desarrollando su carrera principalmente en diversas áreas comerciales.

Su elección al frente del Instituto se produce en un contexto de desafíos globales y regionales, donde la industria petroquímica juega un papel fundamental en el desarrollo económico y la creación de empleo.

El Instituto Petroquímico Argentino continuará acompañando a sus socios y a todos los sectores educativos y de generación de conocimiento de la industria, para promover un crecimiento sostenible por medio de las diversas iniciativas del IPA® y de sus organizaciones socias.

A continuación, el listado completo de las nuevas autoridades de la Entidad:

Acerca del IPA®

El Instituto Petroquímico Argentino es una institución privada sin fines de lucro, cuyos objetivos fundamentales son: La promoción de la investigación tecnológica aplicada. La realización de estudios y análisis sectoriales. La capacitación de técnicos y profesionales para la actividad petroquímica, y la realización de otros servicios que apuntan al desarrollo de la petroquímica. Vale destacar que la estructura societaria del IPA® es única, pues son sus miembros empresas públicas y privadas, de producción, distribución, comercialización, ingeniería, instituciones universitarias y de investigación y profesionales independientes.

Se pronostica un fuerte crecimiento en la demanda de LNG (Gas Natural Licuado) durante el corriente año. Así lo reporta en un reciente documento, Key Themes for the Global Energy Economy in 2025, el Instituto de Estudios Energéticos de Oxford (OIES), replicado por el Centro Argentino de Ingenieros (CAI).

De acuerdo con el estudio, se espera un notable crecimiento de la demanda de LNG, especialmente en Europa, debido a la pérdida de suministro de gas ruso y a la necesidad de reponer las reservas de almacenamiento.

En 2024, se observó una desaceleración en el crecimiento del comercio de LNG. El crecimiento total fue de aproximadamente 5 bcm, pero el panorama no fue uniforme, con un notable aumento en las importaciones de LNG en Asia, especialmente en China, India y Corea, mientras que la demanda de Japón se estabilizó después de años de declive. En total, las importaciones de LNG no europeas crecieron en 35 bcm, mientras que las importaciones de LNG en Europa disminuyeron en unos 30 bcm.

Por el lado de la oferta, 2025 se perfila muy diferente a 2024, con cuatro nuevos proyectos en línea. Plaquemines (EE. UU.), Corpus Christi Fase 3 (EE. UU.) y Greater Tortue (Senegal/Mauritania) ya han comenzado la producción, y se espera que LNG Canadá inicie sus operaciones en la segunda mitad del año.

Si bien esto representa un crecimiento notable en el suministro, también se prevé que el crecimiento de la demanda sea fuerte, particularmente en Europa, que ha perdido unos 15 bcm de gas de tránsito ruso a través de Ucrania tras la finalización del acuerdo de tránsito a finales de 2024. Además, el almacenamiento europeo fue aproximadamente 15 bcm más bajo a finales de 2024 que a finales de 2023.

En el mes de diciembre último se registró un descenso de la demanda de la energía eléctrica de -2,2 %, alcanzando los 11.505,4 GWh a nivel nacional, en comparación con el mismo mes del año anterior. El acumulado de 2024 presentó un descenso de la demanda de la energía eléctrica de -0,5 por ciento, de acuerdo con un informe de la Fundación Fundelec.

Además, las distribuidoras en Capital y GBA tuvieron una caída de -4,1 % en el último mes del año, con descenso en los consumos residenciales a nivel nacional, mientras que presentaron leves subas las demandas de los sectores comercial e industrial.

LOS DATOS DE DICIEMBRE 2024

En diciembre de 2024 la demanda neta total del MEM fue de 11.505,4 GWh; mientras que en el mismo mes del año anterior había sido de 11.762,6 GWh1. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un descenso de -2,2 por ciento.

En diciembre, existió un crecimiento intermensual del 4 % respecto de noviembre de 2024, cuando alcanzó los 11.064,9 GWh, uno de los cuatro meses con menor consumo en el año. Se registró una potencia máxima de 23.961 MW el 12 de diciembre de 2024 a las 14:47, lejos del récord histórico de 29.653 MW, registrado en febrero de 2024.

En cuanto a la demanda residencial de diciembre, representó el 45 % del total país con una caída de -5,7 % respecto al mismo mes del año anterior. En tanto, la demanda comercial ascendió apenas 1,3 %, siendo un 29 % del consumo total. Y la demanda industrial representó el 26 %, con una suba en el mes del orden del 0,3 %, aproximadamente.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES

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

Los registros muestran que el consumo de enero de 2024 llegó a los 13.086,9 GWh; febrero 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; y, en diciembre de 2024 alcanzó los 11.505,4 GWh.

DATOS DE TODO EL 2024

En base a datos aun provisorios, durante 2024, la demanda neta total del MEM fue de 140,2 TWh; mientras que en el 2023 había sido de 140,8 TWh. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un descenso de -0,4 por ciento.

En cuanto a la desagregación por tipo de usuario, siempre en base a datos provisorios, el consumo residencial representó 46,7 % y creció 1,2 % en comparación con el año anterior, mientras que el consumo comercial alcanzó 28 % y cayó -0,7 %. El consumo industrial llegó al 25,7 % y ascendió 0,2 por ciento.

CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL

En cuanto al consumo por provincia, en diciembre, 14 fueron las provincias y/o empresas que marcaron descensos: Formosa (-14 %), Chaco (-11 %), Jujuy y Santa Fe (-6 %), Córdoba y EDELAP (-5 %), San Juan (-4 %), San Luis (-3 %), EDEA, Mendoza, Entre Ríos y Corrientes (-1 %), entre otros.

Por su parte, 13 provincias y/o empresas presentaron ascensos en el consumo: Chubut (18 y EDES (18 %), La Rioja (8 %), La Pampa y Neuquén (6 %), Catamarca (4 %), Santiago del Estero y Santa Cruz (3 %), Tucumán (2 %), EDEN, Salta, Río Negro y Misiones (1%).

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron el 30 % del consumo del país y totalizaron un descenso conjunto de -4,1 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una caída de -3,7 %, mientras que en EDESUR la demanda descendió -4,6 por ciento.

TEMPERATURA

Observando las temperaturas, el mes de diciembre de 2024 fue menos caluroso en comparación con diciembre de 2023. La temperatura media fue de 22.6 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 22.9 °C, y la histórica es de 23.1 °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 diciembre, la generación hidráulica se ubicó en los 3.240 GWh, lo que representa una variación de -22,3 % respecto a 2023. Por su parte, la potencia instalada es de 43.351 MW, donde el 58 % corresponde a fuente de origen térmico y 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 año 2024 siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 51,19 % de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas aportaron 22,69 % de la demanda, las nucleares proveyeron 7,09 %, y las generadoras de fuentes alternativas 15,53 % del total. La importación de energía representó el 3,49 % de la demanda.

La empresa llevará a cabo las obras iniciales de la Fase 8A del Valle de Lixiviación ubicado en el departamento de Iglesia, en la provincia de San Juan.

La nueva etapa de desarrollo en la mina Veladero consiste en la ejecución parcial de la Fase 8A de la ampliación del Valle de Lixiviación, que incluirá trabajos de movimiento de suelos, instalación de geosintéticos y tuberías de polietileno de alta densidad. Al igual que en las fases anteriores, Milicic continuará con estas tareas para la mina Veladero de Barrick y Shandong Gold.

Esta etapa tendrá una duración de cuatro meses, desde enero hasta abril. “Se trata de un proyecto con un pico de 500 colaboradores en el sitio, quienes ya fueron contratados. Este volumen de personal y la rapidez del plazo representan un gran desafío, considerando los recursos necesarios para movilizar a tantas personas y a casi 80 equipos”, sostuvo Agustín García Zalazar, gerente de Proyecto de Milicic.

Respecto al personal, Gonzalo Vidal, Administrativo de Recursos Humanos, agregó que la coordinación de equipos y personal será uno de los aspectos más demandantes, ya que requerirá una planificación precisa para mantener un flujo de trabajo eficiente en un entorno de alta exigencia. Reforzando el desarrollo local, para la mano de obra directa se contrataron colaboradores de las comunidades de Jáchal e Iglesia, y del resto de la provincia de San Juan.

Milicic continuará priorizando el desarrollo de proveedores de las comunidades del entorno de sus negocios, llevando adelante alianzas estratégicas de asociativismo. Complementariamente, la compañía participa en mesas de diálogo con productores y Cámaras locales, impulsando la colaboración con proveedores de la zona, promoviendo el consumo local y estableciendo alianzas estratégicas que dinamicen la economía regional.

Una de las tareas que se confió por tercera vez consecutiva a Milicic es la colocación de geosintéticos y geomembranas. “Gracias a la experiencia acumulada aquí en Veladero, podemos organizar mejor los trabajos para hacerlos más eficientes, registrar rendimientos por tarea, formar supervisores propios y generar nuevo know-how que enriquezca a la compañía”, expresó Iván Tropper, jefe de Proyecto de Milicic.

La mina Veladero se encuentra a 156 km de Tudcum, desde donde comienza el ascenso hacia los 4.000 metros sobre el nivel del mar. Las condiciones climáticas de alta montaña podrían impactar significativamente en el cronograma, lo que obligará a Milicic a estar preparada y ajustar estrategias sobre la marcha.

Por otro lado, la logística jugará un papel crucial, ya que la lejanía hará que cualquier contratiempo o urgencia implique tiempos de respuesta prolongados. Esto refuerza la importancia de prever y coordinar cada detalle con antelación.

Además, las condiciones del terreno, caracterizadas por una topografía de alta montaña, exigirán un esfuerzo adicional tanto en términos de ejecución técnica como de seguridad para el personal y los equipos. “Confiamos en que nuestra experiencia y capacidades serán clave para anticiparnos a las dificultades y garantizar un desarrollo exitoso”, concluyó Tropper.

Acerca de Milicic

Milicic es una empresa argentina de construcciones y servicios con 50 años de experiencia en grandes obras que han acompañado el desarrollo de los principales sectores 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.

Las empresas de Transporte y Distribución de gas han solicitado al Gobierno un incremento en las tarifas del 45%, lo que implicaría un impacto del 15% en las facturas de los usuarios. Además, buscan establecer un esquema de ajustes mensuales para que sus ingresos no pierdan valor frente a la inflación y puedan garantizarse los fondos necesarios para inversiones en el sector.

Paralelamente, algunas distribuidoras han manifestado su oposición a la propuesta del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) de separar las tasas municipales de las facturas de gas, argumentando que esta medida podría generar complicaciones en la administración del servicio y afectar la continuidad del suministro en caso de pagos parciales por parte de los usuarios.

Estos planteos serán debatidos en la audiencia pública convocada para el jueves 6 de febrero a partir de las 9 de la mañana, en la que se presentarán documentos de respaldo elaborados por empresas como Transportadora de Gas del Norte (TGN), Transportadora de Gas del Sur (TGS), Metrogas, Naturgy, Camuzzi, Ecogas, Litoral Gas y Gas Nea.

Topes

El Gobierno, por su parte, ha anticipado que el tope para los aumentos tarifarios será del 9,9% a partir de abril, cifra inferior a la solicitada por las empresas. Esta decisión supone que las propuestas de las compañías serán rechazadas y que deberán ajustar sus planes de inversión a una disponibilidad de ingresos más limitada.

Sin embargo, el principal objetivo del sector privado no es únicamente la aprobación de los aumentos requeridos, sino la normalización del esquema tarifario a través de la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), que proporcionaría estabilidad al servicio durante los próximos cinco años, hasta el 31 de diciembre de 2029. Esto permitiría a las empresas recuperar su condición de “sujetos de crédito”, accediendo nuevamente a financiamiento de bancos internacionales y fondos de inversión, lo que facilitaría la operación, mantenimiento y posible expansión de las redes de gas, además de mejorar su valuación en el mercado.

En este contexto, Naturgy, empresa operadora de Gas Natural Buenos Aires Norte (BAN) y Gasnor en diversas provincias del norte argentino, reveló que en 2024 sus ingresos por Valor Agregado de Distribución (VAD) aumentaron un 15%, luego de un largo período de congelamiento tarifario. La firma propuso una fórmula polinómica para indexar las tarifas en función de la inflación y los costos de operación, pero esta metodología fue suspendida por el Gobierno, lo que generó una diferencia del 47,2% respecto a la evolución de precios prevista.

Metrogas y Camuzzi, por su parte, han solicitado la aplicación de incrementos automáticos mensuales en las tarifas. TGS, en cambio, propuso que la actualización de tarifas se base en una fórmula polinómica compuesta en un 40% por la evolución de los salarios, un 30% por la inflación mayorista y un 30% por el costo de la construcción.

El desglose de costos en la factura final de gas muestra que el transporte representa un 16%, la producción o importación un 27%, el margen de distribución un 34% y los impuestos un 23%. En función de esto, TGS solicitó un incremento del 22,7% en sus márgenes, lo que, según sus estimaciones, se traduciría en un aumento del 3,6% en la factura promedio de los usuarios de Metrogas, excluyendo impuestos.

Los usuarios de Gasnor en Tucumán experimentarían un aumento del 5,9%, mientras que los de Litoral Gas en Santa Fe enfrentarían una suba del 13% solo en concepto de transporte e impuestos. Camuzzi, en tanto, requirió un incremento del 45,8% en su margen de distribución y destacó el perjuicio fiscal que le genera el régimen de zona fría, dado que debe pagar el IVA sobre el 100% del gas mientras que solo puede cobrar entre el 50% y el 70% del valor del combustible, afectando su balance financiero.

Metrogas expresó su disconformidad con la propuesta del Ministerio de Economía de separar las tasas municipales de las facturas, argumentando que ello podría generar inconvenientes en la administración del servicio, así como dificultades para la gestión financiera de las distribuidoras.

El reciente nombramiento de Santiago Castro Videla como Procurador del Tesoro de la Nación por el presidente Javier Milei marca un nuevo capítulo en la conducción del organismo que representa legalmente al Estado argentino. Con una sólida trayectoria en el ámbito del Derecho Administrativo y una destacada labor académica, Castro Videla asume la responsabilidad de liderar la institución encargada de asesorar jurídicamente al Poder Ejecutivo y dirigir el Cuerpo de Abogados del Estado.

Un pilar jurídico

La Procuración del Tesoro de la Nación es el organismo de máxima jerarquía en materia de asesoramiento jurídico dentro del Poder Ejecutivo Nacional. Su función primordial es la emisión de dictámenes que orientan la acción de la administración pública en el cumplimiento de la legalidad. Además, tiene a su cargo la defensa del Estado en litigios, tanto en tribunales nacionales como en instancias internacionales.

Según la Ley 24.667, el Procurador del Tesoro responde directamente ante el presidente de la Nación y posee una jerarquía equivalente a la de un ministro. En virtud de esta posición, ejerce sus competencias con independencia técnica, garantizando la coherencia y unidad en la interpretación jurídica de los actos administrativos. Asimismo, el organismo desempeña un papel crucial en la formación y capacitación del Cuerpo de Abogados del Estado, un eslabón clave en la protección del interés público.

El perfil

Santiago Castro Videla, de 43 años, es un abogado con una vasta experiencia en Derecho Administrativo y Regulación Estatal. Graduado en la Universidad Austral, donde también obtuvo su maestría en la misma especialidad, ha combinado su carrera profesional con una destacada actividad académica. Es socio en el estudio Bianchi, Galarce & Castro Videla Abogados y ha colaborado activamente con publicaciones jurídicas de prestigio.

En el ámbito académico, ha sido profesor invitado durante más de 15 años en la Universidad Austral, además de desempeñarse como docente en la Escuela del Cuerpo de Abogados del Estado de la Procuración del Tesoro de la Nación y en otras instituciones de formación superior. Ha escrito diversos libros y artículos sobre regulación estatal y derecho administrativo, consolidando su reputación como referente en la materia.

Su designación responde a la necesidad de dotar a la Procuración del Tesoro de un liderazgo técnico que garantice la rigurosidad en la defensa de los intereses nacionales en el ámbito judicial y en la asesoría al Ejecutivo. La experiencia de Castro Videla en temas de regulación y su conocimiento profundo del marco jurídico argentino serán determinantes para enfrentar los desafíos legales que atraviesa el país.

Un organismo clave

Más allá de su función técnica, la Procuración del Tesoro desempeña un papel estratégico en la arquitectura institucional del país. Su accionar impacta directamente en la seguridad jurídica y en la defensa de los recursos estatales frente a eventuales litigios, tanto en el ámbito nacional como internacional. En un contexto político y económico complejo, el rol del nuevo Procurador se torna fundamental para la estabilidad legal del Estado argentino.

Con la llegada de Castro Videla, la Procuración del Tesoro inicia una nueva etapa en la que se espera continuidad en su labor técnica, pero también una mirada renovada en la forma de enfrentar los desafíos jurídicos del país. Su designación refuerza el compromiso de dotar a la Administración Pública de un asesoramiento legal de excelencia, asegurando la coherencia normativa y la defensa eficiente de los intereses del Estado argentino.

La llegada de Donald Trump a la Casa Blanca podría representar una oportunidad inesperada para la industria petrolera y gasífera argentina, incluso ante la posibilidad de una caída inicial en los precios internacionales del crudo.

Desde su primer día en el cargo, Trump dejó en claro su intención de transformar el panorama energético estadounidense. La declaración de emergencia energética, su compromiso con el impulso de la producción de hidrocarburos y la amenaza de aranceles al petróleo canadiense son sólo algunas de sus primeras acciones en este sentido. Estas medidas no sólo afectan el mercado energético estadounidense, sino que también repercuten en el comercio internacional, incluida Argentina, que recientemente alcanzó un superávit comercial energético sin precedentes en casi dos décadas.

En 2024, Argentina logró un superávit comercial energético de 5.668 millones de dólares, impulsado por un incremento del 22,3% en sus exportaciones y una reducción del 49,4% en sus importaciones. Este hito se debe a tres factores clave: la riqueza del yacimiento de Vaca Muerta, el segundo más grande del mundo en su tipo; una política económica favorable a la inversión privada impulsada por el gobierno de Javier Milei; y la creciente demanda china de crudo argentino, convirtiendo al gigante asiático en su principal comprador.

El contraste con la administración anterior en Estados Unidos es notable. Mientras el gobierno de Joe Biden promovía subsidios para fabricantes de baterías de vehículos eléctricos y fomentaba el desarrollo de turbinas eólicas marinas, la nueva administración de Trump apuesta por la flexibilización de los permisos de perforación y el aumento de la producción de hidrocarburos. Si bien esto podría ejercer presión a la baja sobre los precios internacionales del petróleo, la realidad es que el impacto dependerá de múltiples factores, incluida la voluntad de las grandes petroleras de expandir significativamente su producción.

En este sentido, los analistas concuerdan en que la política de “perforar, perforar, perforar” promovida por Trump podría reducir los precios del crudo, pero también destacan que las empresas no siempre siguen automáticamente el camino que dicta la política gubernamental. Según el Buenos Aires Herald, un aumento en la producción estadounidense podría llevar el precio del Brent a 65 dólares por barril. Sin embargo, las principales petroleras han demostrado cautela en sus planes de expansión, lo que podría mitigar este efecto.

En el caso de Argentina, el desarrollo de Vaca Muerta ha sido notable en los últimos años. Su producción ha crecido de menos de 90.000 barriles diarios a casi 400.000 barriles por día al cierre del tercer trimestre de 2024, con una tasa de crecimiento anual del 35%. Las proyecciones indican que este volumen podría alcanzar el millón de barriles diarios hacia finales de la década, consolidando a Argentina como un actor clave en el mercado energético regional.

Más allá del impacto en los precios, la política exterior de Trump también juega un rol fundamental en la configuración de los mercados energéticos. Su enfoque de dominación energética estadounidense y el uso del petróleo y el gas como herramientas geopolíticas podrían generar nuevas oportunidades para productores alternativos, como Argentina que podría reconfigurar el comercio energético global, beneficiándose con la provisión de recursos estratégicos.

Sin embargo, hasta el momento, Trump no ha impuesto sanciones significativas a Rusia o Irán, sino que ha dirigido su atención a Canadá, cuestionando la necesidad de importar crudo de su vecino del norte. No obstante, el petróleo argentino, al ser liviano y dulce, no representa una alternativa directa al crudo canadiense, que es en su mayoría pesado y azufrado.

A pesar de los desafíos iniciales, la administración Trump podría representar una ventaja a largo plazo para la industria petrolera argentina. Primero, porque el mercado petrolero global no responde exclusivamente a órdenes presidenciales, sino a la dinámica de la oferta y la demanda. Segundo, porque la resiliencia de la demanda de crudo ha demostrado ser resistente ante intentos de transformación acelerada del sistema energético global. Y tercero, porque la reciente retirada de Estados Unidos del Acuerdo de París ha provocado un efecto dominó en el sector financiero y político, con bancos y gobiernos reconsiderando sus compromisos ambientales.

Aunque la presidencia de Trump puede traer desafíos para los productores de petróleo en términos de precios en el corto plazo, las oportunidades que genera en términos de acceso a mercados, estabilidad regulatoria y reconfiguración geopolítica podrían, en última instancia, beneficiar a la industria petrolera y gasífera argentina.

Andrés Scarone, vicepresidente de Nuevas Energías de YPF, fue designado presidente del directorio de MetroGAS SA en reemplazo de Tomás Córdoba, que a partir de febrero asumirá como CEO de Compañía MEGA SA, otra empresa participada del grupo YPF.

Sebastián Mazzucchelli, quien se desempeña como director Comercial, asumirá provisionalmente las funciones de la dirección general de MetroGAS, se comunicó.

Scarone es ingeniero industrial por la Universidad Católica Argentina (UCA), ocupó diferentes roles gerenciales en YPF y en Repsol, en la Argentina, Perú y Ecuador. Desde 2020 y hasta enero de este año se desempeñó como gerente general de Compañía MEGA SA.

Sebastián Mazzucchelli es licenciado en Administración de Empresas por la Universidad de Buenos Aires (UBA) con posgrado en Desarrollo Gerencial por la Universidad Católica Argentina (UCA). Ingresó en MetroGAS en 1995 y se desempeñó como operador comercial, ejecutivo de cuentas, jefe de Ventas GNC, gerente de Procesos Masivos y gerente de Grandes Clientes. En 2017 fue designado director Comercial.

Tomás Córdoba fue presidente y CEO de la compañía durante dos años y medio en los cuales fue fundamental en decisiones estratégicas que posicionaron a MetroGAS como una empresa líder, innovadora y de excelencia, que brinda un servicio seguro, confiable y de calidad. Se mantendrá en el directorio como director titular por la clase A.

Acerca de MetroGAS

Constituida en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes del país, líder en el sector de distribución de gas natural.

Por la cantidad de Clientes que posee -2.500.000 aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente sudamericano. Su servicio abarca una superficie de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los partidos del Gran Buenos Aires Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.

A través de la Resolución 79/2025, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad convocó a Audiencia Pública para el 27 de febrero próximo con el objeto de “poner en conocimiento y escuchar opiniones sobre las Propuestas Tarifarias presentadas por las empresas distribuidoras y comercializadoras EDENOR y EDESUR para el próximo período quinquenal.

Esto, dentro del Proceso de Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) y con carácter previo a definir las tarifas a aplicar por las referidas concesionarias en dicho quinquenio, cubriendo así el requisito de la Ley Marco del sector.

La Audiencia Pública (no vinculante) se realizará mediante una plataforma digital el 27 de febrero a las 08:30, y su desarrollo se trasmitirá en simultáneo a través de una plataforma de streaming, la que será informada en la página web del ENRE (https://www.argentina.gob.ar/enre).

En los considerandos de la Resolución ahora oficializada se hace referencia a que el gobierno nacional, mediante el Decreto 55/2023, declaró hasta el 31 de diciembre de 2024 la emergencia del Sector Energético Nacional en los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal.

Dicho decreto determinó el inicio de la revisión tarifaria conforme la Ley 24.065 (Marco Regulatorio) correspondiente a las prestadoras de los servicios públicos de distribución y transporte de energía eléctrica bajo jurisdicción federal, y estableció que “la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios no podrá exceder del 31 de diciembre de 2024”.

Pero a través del Decreto 1023 de noviembre de 2024 se prorrogó la emergencia del Sector Energético Nacional y la nueva “fecha límite para la entrada en vigencia de los nuevos cuadros tarifarios hasta el 9 de julio de 2025”.

El Gobierno impulsa la RQT y en ese contexto tiene además previsto continuar con una actualización mensual de las tarifas, y avanzar este año con la eliminación total de los subsidios del Estado a casi todos los usuarios del servicio.

Podrá participar en la Audiencia Pública toda persona física o jurídica, pública o privada que invoque un derecho subjetivo, interés simple o derecho de incidencia colectiva, conforme los requisitos previstos en el Procedimiento de Audiencia Pública aprobado por Decreto 1172/2003, adoptado por Resolución ENRE 30/2004.

Las personas jurídicas, organismos o entidades interesadas podrán participar por medio de sus representantes, acreditando personería, admitiéndose la intervención de un solo orador en su nombre. Deberán inscribirse vía web en el Registro de Participantes.

Que quienes deseen participar deberán inscribirse en forma previa, a partir de las CERO HORAS (00:00 h) del día 10 de febrero de 2025 y hasta las VEINTITRÉS HORAS CINCUENTA Y NUEVE MINUTOS (23:59 h) del día 24 de febrero de 2025, en el Registro de Participantes.

La referida Audiencia será presidida por el Interventor del Organismo, Osvaldo Rolando y, en forma conjunta y/o alternada y/o sucesiva por la María Cristina Tonnelier y/o Marcelo Ángel Biach, pudiendo designar funcionarios competentes en su reemplazo, quienes serán asistidos por el Jefe de la Asesoría Jurídica Sergio Bergoglio y/o su alterna Liliana Gorzelany y/o quienes ellos designen en su reemplazo.

A través de la Resolución 22/2025, la Secretaría de Energía eliminó el Registro Nacional de Infraestructura de Carga de Vehículos Eléctricos y Vehículos Híbridos Eléctricos, con el objetivo de “quitar trabas burocráticas y promover el desarrollo del sector”, se comunicó.

Esta medida deja sin efecto el registro obligatorio que fue creado en 2023 (Resolución 817/23) y se había convertido en un trámite engorroso, que no tenía un objetivo claro y sólo generaba más carga administrativa a las empresas y ciudadanos, señaló la Secretaría.

Y agregó que “la implementación de este empadronamiento significaba más intervención del Estado y un mal uso de los recursos públicos, sin traducirse en una mejora efectiva en la promoción de la movilidad eléctrica, ni en beneficios concretos para la ciudadanía”.

“Por el contrario, el registro ralentizó la instalación y expansión de puntos de carga, al agregar costos y tiempos innecesarios para el sector privado, como la presentación de formularios y documentación respaldatoria”, se explayó la cartera a cargo de María Tettamanti.

Y concluyó que “de esta manera, en línea con las políticas de reducción de la burocracia estatal, el Gobierno Nacional avanza con medidas concretas que le dan más libertad a los ciudadanos y a las empresas, y que les permiten ahorrar tiempo y recursos”.

Por Pablo Bianchi Martínez

El reciente lanzamiento de DeepSeek sacudió no sólo al mundo de la inteligencia artificial sino también a los mercados energéticos globales. La startup china presentó R1, su modelo de IA que, aparentemente, demostró una eficiencia sin precedentes, requiriendo solo 2000 chips de Nvidia para su entrenamiento, una cifra drásticamente menor a la utilizada por compañías como OpenAl o Gork. Este lanzamiento desencadenó una ola de incertidumbre en el sector energético, donde muchas compañías habían apostado por un crecimiento exponencial del consumo eléctrico dada a la expansión de la IA. Cabe destacar que otro factor importante de DeepSeek es que fue presentado bajo la licencia de código abierto, es decir, cualquiera con know how puede utilizarlo y manipularlo de forma “gratuita”, la vara de ingreso al uso de estas tecnologías era bastante alta en términos de costos materiales y operativos y esto podría reducirlo drásticamente.

Hasta ahora el auge de las inteligencias artificiales se había asociado a un incremento de la demanda eléctrica. Muchos data centers de todo el mudo ampliaron sus capacidades, y empresas como Microsoft, Google y Amazon habían invertido fuertemente en infraestructura para soportar las nuevas demandas energéticas.

Se proyectaba que los centros de datos podrían representar hasta el 12% del consumo eléctrico de EE.UU. en 2028, y que la demanda mundial podría duplicarse en cuestión de pocos años.

Eficiencia Energética

El anuncio de DeepSeek generó una ola de ventas masivas en los mercados bursátiles. Empresas energéticas que habían basado sus proyecciones en la demanda de IA vieron desplomarse sus acciones: Constellation Energy perdió el 20% de su valor, mientras que operadores de gasoductos y proveedores de uranio como Cameco también sufrieron caídas considerables.

El motivo es claro: si DeepSeek realmente puede reducir el consumo energético de la IA (algunos optimistas afirman más de un 65%), muchas de las previsiones que apuntaban a un boom eléctrico podrían estar sobreestimadas. Morgan Stanley, por ejemplo, revisó su proyección para Asia-Pacífico, calculando que el consumo de energía podría ser un 0.78% menor si las eficiencias de DeepSeek se adoptan masivamente.

La eficiencia de los nuevos modelos de IA podría llevar a una adopción masiva de aplicaciones de inteligencia artificial, lo que finalmente resultaría en un aumento del consumo energético en lugar de una reducción. La llamada “Paradoja de Jevons” sugiere que cuando una tecnología se vuelve más eficiente, su uso se expande, por tanto, termina incrementando la demanda total.

Si la demanda de electricidad crece menos de lo esperado, podría desacelerarse la inversión en infraestructura energética y alterar la estrategia de los gigantes del sector. Al mismo tiempo, si la Paradoja de Jevons se cumple y la accesibilidad de IA dispara su adopción, la crisis actual podría convertirse en una oportunidad inesperada.

Mientras se recalcula el futuro, una sola certeza emerge de este sismo financiero: la demanda de energía va a incrementar, sea a pequeños pasos o a trancos largos.

A través del Decreto 46/2025, el Gobierno Nacional autorizó en todo el territorio nacional el auto despacho de combustible como modalidad optativa, a elección de los expendedores, quienes podrán implementarlo de forma total o parcial con solamente algunos surtidores de autoservicio en sus establecimientos.

La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía deberá determinar los requerimientos necesarios para quienes soliciten la implementación de esta modalidad. Además, deberá dictar las normas complementarias o aclaratorias necesarias para la aplicación de la medida.

Energía comunicó que “esta medida obedece, por un lado, a que el rubro de las estaciones de servicio de nuestro país ha experimentado un profundo proceso de avance tecnológico que permite actualmente ofrecer a los usuarios distintas modalidades para el autodespacho de combustibles, siempre que se garanticen determinadas condiciones de seguridad”.

Por otro lado, argumentó que “el autoservicio de combustibles posibilitará que las estaciones que actualmente restringen sus horarios comerciales puedan ofrecer un servicio continuo durante las 24 horas del día con un costo operativo menor, lo que resultará especialmente beneficioso para aquellos que necesitan cargar combustible en horarios no convencionales”. Además de a los empresarios del rubro, que apoyan la medida.

La S.E. sostiene que “el autodespacho se ofrece como una garantía para el resguardo de 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”.

“En línea con el objetivo del Gobierno Nacional de garantizar una amplia libertad en la circulación de bienes y servicios y de simplificar y eliminar las trabas burocráticas que afectan su normal prestación, es necesario implementar medidas que promuevan el desarrollo de la industria, el avance tecnológico y amplíen la oferta de servicios para los consumidores”, señaló la cartera a cargo de María Tettamanti.

El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, firmó el 20 de enero de 2025 una orden ejecutiva para retirar nuevamente al país del Acuerdo de París sobre cambio climático. Esta acción, que marca su segunda retirada del pacto internacional tras haber hecho lo mismo en su primer mandato (2017-2021), ha generado una ola de críticas por parte de expertos y organizaciones ambientalistas.

El impacto de la decisión

El Acuerdo de París, adoptado en 2015 durante la conferencia de la ONU sobre cambio climático (COP21), busca limitar el aumento de la temperatura global a 1.5 °C sobre los niveles preindustriales, o mantenerlo muy por debajo de los 2 °C. La salida de Estados Unidos del tratado podría obstaculizar los esfuerzos globales para mitigar el cambio climático, según advierten los especialistas.

En un comunicado, Bob Ward, director de políticas del Instituto de Investigación Grantham sobre Cambio Climático y Medio Ambiente de la London School of Economics, expresó su preocupación: “La decisión de Trump es extremadamente decepcionante. Estados Unidos es el segundo mayor emisor de gases de efecto invernadero y su retirada debilita la acción climática en un momento crucial”. Según el experto, los incendios forestales y huracanes que han golpeado a EE.UU. en los últimos años podrían agravarse debido a la falta de regulaciones y compromisos climáticos.

El argumento de la administración Trump

La orden ejecutiva firmada por Trump -algo así como un decreto de necesidad y urgencia- instruye al embajador de Estados Unidos ante la ONU a presentar una notificación formal de salida del Acuerdo de París. En el documento, la administración justifica su decisión argumentando que el tratado “no refleja los valores de EE.UU. ni su contribución económica y ambiental”, y que “desvía el dinero de los contribuyentes estadounidenses hacia países que no requieren ni merecen asistencia financiera”.

Las ordenes ejecutivas permiten a un presidente tomar decisiones sin necesidad de pasar por el Congreso, pero pueden ser revocadas por un futuro mandatario o impugnadas en los tribunales.

Reacciones y críticas

La comunidad científica y ambientalistas han calificado la medida como “irresponsable”. La física climática Anna Cabré, consultora de investigación de la Universidad de Pensilvania, señaló que “Estados Unidos es uno de los mayores emisores de carbono y tiene la responsabilidad de liderar el esfuerzo global, no de dar un paso atrás”.

Por su parte, Rachel Cleetus, directora de políticas de la Unión de Científicos Preocupados, alertó sobre el impacto humano y económico de la decisión. “Estamos viendo sequías, tormentas más intensas, inundaciones y un aumento acelerado del nivel del mar. La retirada de EE.UU. no hará sino empeorar la situación”.

Organizaciones como Climate Power han advertido que la salida del acuerdo debilita la capacidad de EE.UU. para influir en las negociaciones internacionales sobre cambio climático. Según sus estimaciones, alcanzar los objetivos del Acuerdo de París “podría salvar un millón de vidas al año para 2050”

Perspectivas futuras

La decisión de Trump también podría afectar la política climática global. Se espera que en la próxima cumbre climática de la ONU en Brasil, programada para noviembre, los países miembro presenten compromisos más ambiciosos. Sin embargo, la retirada de EE.UU. podría desalentar a otras naciones a cumplir sus objetivos climáticos.

A medida que los efectos del cambio climático se hacen más evidentes, la decisión de Trump pone en jaque el liderazgo de Estados Unidos en la lucha ambiental. La incertidumbre sobre el futuro de la política climática del país podría depender de las próximas elecciones y de la posibilidad de una reversión de esta decisión en el futuro.

La Secretaría de Energía de la Nación encaró la “normalización del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)”.

“El proceso de transición será gradual, sin poner en riesgo el abastecimiento de energía ni aumentar los costos para los consumidores”, comunicó Energía, y detalló los principales ejes de este proceso:

Descentralización de la gestión de combustibles: Los generadores térmicos serán responsables de gestionar sus propios combustibles, lo que incentivará la competencia y la eficiencia en el sector.

Fomento de contratos bilaterales libres en el Mercado: Se promoverá la participación activa de Grandes Usuarios y distribuidores, lo que facilitará el desarrollo de nueva infraestructura de generación y transporte de energía.

El Estado continuará cumpliendo con los contratos de generación y combustibles vigentes hasta su finalización. En caso de ser necesario, se realizarán licitaciones competitivas para nuevas infraestructuras.

A través de la resolución 21/2025, se exceptua de la suspensión temporal establecida en la Resolución 95/2013 a los proyectos de generación, autogeneración o cogeneración de energía eléctrica de fuente convencional térmica, hidroeléctrica o nuclear habilitados comercialmente, a partir del 1° de enero de 2025.

Ello, de conformidad con “los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios”, encontrándose habilitados sus titulares a celebrar contratos de abastecimiento del Mercado a Término con los Agentes Demandantes, Distribuidores o Grandes Usuarios del MEM.

Ahora, a través de la Resolución 21/2025 la S.E. dejó sin efecto el Artículo 9° de la R-95/2013 que había suspendido “transitoriamente, la incorporación de nuevos contratos en el Mercado a Término del MEM para su administración por parte del Organismo Encargado del Despacho.

Energía dispuso ahora que, una vez finalizados los contratos del Mercado a Término preexistentes al dictado de la nueva resolución será obligación de los Grandes Usuarios del MEM adquirir su demanda de energía eléctrica al Organismo Encargado del Despacho conforme las condiciones que establezca esta S.E. a tal efecto.

Los contratos del Mercado a Término que se encuentren vigentes a la fecha de la nueva resolución continuarán administrándose conforme a la regulación vigente hasta su finalización, no pudiendo ser renovados ni prorrogados.

La nueva resolución deroga, a partir del 1° de febrero de 2025, la R-354/2020 de la S.E. referida a los criterios para definir cuales “serán considerados volúmenes firmes de gas para la CAMMESA)”.

Asimismo, la nueva resolución sustituye el Artículo 8° de la R-95/13 de la S.E. por otro que establécese que ” a partir del 1° de marzo de 2025, se reconocerán los costos de combustibles propios valorizándolos al correspondiente precio de referencia utilizados y aceptados en la Declaración de Costos Variables de Producción junto al flete reconocido, el costo asociado al Transporte y Distribución de Gas Natural y los impuestos y tasas asociadas”.

Con el objeto de proveer los combustibles correspondientes a los Contratos de Abastecimiento de Generación Térmica sin obligación de su gestión, la gestión comercial y el despacho de combustibles, quedará centralizada en el Organismo Encargado del Despacho (OED) para esos generadores, se indicó.

Los Generadores Térmicos al Spot se encuentran habilitados a gestionar su propio combustible, pudiendo ser abastecidos por el OED como proveedor de última instancia”.

Asimismo, la nueva resolución establece que “a partir del 1° de febrero de 2025, el Costo de la Energía No Suministrada programada será de 1.500 USD/MWh, rigiendo los siguientes porcentajes de escalones de falla respecto de la demanda y su respectiva valorización:

a. Hasta 5 %, 350 USD/MWh
b. Hasta 10 % , 750 USD/MWh
c. Más de 10 % 1.500 USD/MWh

Estos valores transitorios serán de consideración y aplicación hasta tanto se realice una evaluación socioeconómica de la valorización Costo de la Energía No Suministrada.

Asimismo, la R-21 deroga, a partir del 1° de febrero de 2025, los Artículos 2°, 3°, 4°, 5°, 6°, 7°, 8° y 9° de la Resolución 1.281/2006 de la S.E.

Es la resolución que estableció que, “a partir del 1º de noviembre de 2006, la energía comercializada en el Mercado “Spot” por los Agentes dependientes del Estado Nacional, tendría como destino prioritario el abastecimiento de las demandas de electricidad atendidas por los Distribuidores y/o Prestadores del Servicio de Distribución del Mercado Eléctrico Mayorista, que no cuentan con capacidad de contratar su abasto en dicho Mercado y que no se encuentran respaldadas por contratos del Mercado a Término.

Además, las características básicas del Servicio de Energía Plus, y la determinación de la demanda base.

Ahora se estableció que “la incorporación de nuevos contratos o renovación de contratos en el Mercado a Término del MEM bajo la modalidad de “SERVICIO ENERGÍA PLUS” tendrá como fecha límite de vigencia el 31 de octubre de 2025. Los contratos vigentes bajo la modalidad de “SERVICIO ENERGÍA PLUS” se continuarán transaccionando en iguales condiciones hasta su finalización”.

En los considerandos de la R-21 se destaca que “las condiciones actuales del MEM, caracterizadas por un aumento de la demanda y la consecuente necesidad de modernización tecnológica tendiente a garantizar un abastecimiento confiable, exigen implementar acciones para fomentar nuevas inversiones, disponer tecnologías más eficientes y un despacho más efectivo en beneficio de los usuarios finales”.

Se explica también que la Resolución 354/2020 de la S.E. implementó un esquema de despacho firme para el gas natural, centralizando la gestión de dicho combustible, y que “las condiciones actuales requieren una gradual descentralización en la gestión de combustibles, permitiendo que los generadores térmicos operen con mayor autonomía, reduciendo costos y mejorando la eficiencia del sistema”.

Asimismo, se hace referencia a que la Resolución 1.281/2006 estableció el SERVICIO DE ENERGÍA PLUS para satisfacer el crecimiento de la demanda mediante generación adicional, y que “la prolongada vigencia del SERVICIO DE ENERGÍA PLUS ha generado limitaciones para la evolución del mercado que requieren ser eliminadas, incorporando señales económicas y adaptadas a las nuevas demandas del sector”.

Se señala que “la reducción drástica de las importaciones de gas natural desde BOLIVIA, sumada a la limitada capacidad de producción local en el norte del país, ha generado un alto riesgo de desabastecimiento para sectores industriales y residenciales”. “El escenario descripto exige medidas regulatorias que fortalezcan la seguridad del abastecimiento, diversifiquen las fuentes de generación y optimicen el uso de la infraestructura existente”, destaca la R-21.

“Las modificaciones propiciadas a través de la nueva resolución procuran normalizar el funcionamiento del MEM, eliminando restricciones innecesarias para la contratación bilateral, descentralizando la gestión de combustibles y creando incentivos económicos que estimulan la incorporación de nueva capacidad de generación en condiciones competitivas”, señaló la cartera a cargo de María Tettamanti.

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) aprobó el “Reglamento para el Almacenaje de Gas Natural – Actualización 2025”. Este reglamento, sancionado mediante la Resolución 41/2025, introduce cambios significativos en los requisitos y procedimientos aplicables a las personas jurídicas que prestan servicios de almacenaje o desempeñan actividades relacionadas con el almacenaje móvil de gas natural.

La regulación encuentra su marco legal en la Ley 24.076, que regula la industria del gas natural, y su Decreto Reglamentario 1738/92. Esta legislación otorga al ENARGAS amplias facultades para dictar reglamentos destinados a garantizar la seguridad, calidad y eficiencia en las actividades vinculadas al transporte, distribución y almacenamiento del gas. La actualización del reglamento busca adaptarse a los avances tecnológicos y a las crecientes exigencias del sector, así como a las necesidades de los distintos actores del mercado.

De acuerdo con los considerandos de la resolución, el nuevo reglamento fue objeto de un proceso de consulta pública. Entre los principales participantes se incluyeron empresas como Transportadora de Gas del Sur, YPF S.A., Galileo Technologies y Camuzzi Gas Pampeana, además de otras organizaciones y particulares interesados. Este proceso permitió recoger y analizar sugerencias que enriquecieron el texto final.

Alcance y exclusiones

El reglamento establece los procedimientos y requisitos que deben cumplir las personas jurídicas, tanto de derecho público como privado, que operen en el almacenaje de gas natural. Esto incluye el almacenamiento fijo en tanques de Gas Natural Licuado (GNL) o Gas Natural Comprimido (GNC); el almacenaje móvil mediante recipientes transportables y la nfraestructura para la carga y descarga de gas a granel.

No obstante, quedan excluidas del reglamento las estaciones de expendio de GNC para uso vehicular, la nfraestructura a bordo de buques metaneros, las instalaciones destinadas a la producción en yacimientos de hidrocarburos y las instalaciones de almacenamiento que forman parte de redes de distribución o transporte.

Estas exclusiones responden a la necesidad de delimitar las competencias regulatorias y evitar superposiciones con otros ámbitos normativos.

Novedades

La actualización introduce varias innovaciones relevantes. Se crea el “Registro de Almacenaje de Gas Natural de la República Argentina”, donde deben inscribirse todos los operadores que realicen actividades de almacenaje. Este registro será un requisito indispensable para operar.

Los operadores se clasifican en distintas categorías, tales como almacenadores de GNL, almacenadores de GNC/GNP a granel y almacenadores subterráneos. Cada categoría tiene requisitos específicos de habilitación.

Una de las novedades más destacadas es la introducción de la figura del Responsable Técnico de Almacenaje (RTA). Se exige la designación de un profesional de la ingeniería como responsable técnico. Este deberá garantizar la seguridad y operatividad de las instalaciones, además de estar debidamente certificado por los colegios profesionales correspondientes.

Se refuerzan las obligaciones de los almacenadores en cuanto a la seguridad de las instalaciones, incluyendo auditorías periódicas y la adopción de planes de mantenimiento y el ENARGAS podrá realizar auditorías sorpresivas y aplicar sanciones que van desde apercibimientos hasta multas significativas o suspensiones de la actividad.

Los almacenadores deben abonar anualmente una tasa destinada a financiar las actividades de fiscalización y control del ENARGAS. Este aporte es proporcional al volumen de actividad desarrollada por cada operador.

Implicancias

La implementación de este reglamento podría generar impactos significativos en la industria del gas natural. Por un lado, establece un marco más claro y riguroso para las actividades de almacenaje, promoviendo mayores estándares de seguridad y eficiencia. En términos ambientales, la normativa también refuerza el compromiso con la protección del entorno, estableciendo procedimientos claros para la gestión de riesgos y la respuesta a incidentes. Esto es especialmente relevante en un contexto donde la sostenibilidad adquiere un peso creciente en la agenda pública y empresarial.

El “Reglamento para el Almacenaje de Gas Natural – Actualización 2025” representa una actualización de la regulación del sector del gas en Argentina. Al mismo tiempo, pone de manifiesto el compromiso con la seguridad, la eficiencia y la sostenibilidad en esta actividad clave para el desarrollo energético del país.

El desafío ahora radica en garantizar su efectiva implementación y en que todos los actores involucrados se adapten a las nuevas disposiciones.

YPF Luz comunicó que “los principales componentes de los aerogeneradores para el Parque Eólico PE CASA comenzaron a llegar al Puerto de Bahía Blanca cumpliendo con los tiempos estipulados para esta primera etapa”.

Con una inversión de 80 millones de dólares, el proyecto está emplazado en la localidad de Olavarría, a 10 km de la ciudad, dentro del predio de Cementos Avellaneda, sobre una superficie de 450 hectáreas.

Entre los componentes que llegaron, se incluyen 27 palas de 79,7 metros cada una. Cabe destacar que cada aerogenerador una vez montado tendrá una altura aproximada a 200 metros, similar a la altura de tres Obeliscos.

Tendrán una potencia máxima de 7 MW, superando así a los aerogeneradores del Parque Eólico General Levalle, también de YPF Luz, y que hasta ahora son los más grandes del país.

En cuanto a las torres, son de fabricación local y estarán listas para llevar al sitio en mayo de este año, se indicó.

Características principales de la tecnología que ingresó:
Aerogeneradores Nordex Delta 4000.
Potencia máxima de cada uno: 7 MW.
Alto de torre: 119 metros.
Largo de palas: 79,7 metros.
Diámetro de hélice: 163 metros de diámetro.

El nuevo parque de la compañía tendrá una potencia instalada de hasta 63 MW y contará con 9 aerogeneradores en total, con un factor de capacidad estimado del 47 %.

El proyecto tiene dos instalaciones diferenciadas: por un lado, 4 aerogeneradores con un total de 28 MW de capacidad instalada estarán destinados al autoabastecimiento de Cementos Avellaneda, mientras que la energía de los otros 5 aerogeneradores, de una capacidad instalada de 35 MW, se comercializará por YPF Luz en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

Parque Eólico Casa

Generará 63 MW de potencia de fuente renovable:
o Energía equivalente a más 72.000 hogares.
o Ahorro de 119.824 toneladas de CO2 al año.

. 9 aerogeneradores.

. Superficie: 450 hectáreas.

. Factor de capacidad: 47.2 por ciento.

. Energía generada: 260.487 MWh/año.

. Inversión: más de USD 80 millones.

. Empleo durante la construcción: 200 personas en pico de obra.

Goldwind Argentina firmó el 23 de diciembre de 2024 un acuerdo comercial con la compañía francesa para proveerle aerogeneradores modelo GW136 de 4.2MW para el proyecto de Río Cullen, en Tierra del Fuego. Una vez operativo, será el parque eólico más austral del mundo a excepción de algunas instalaciones realizadas en la Antártida.

“TotalEnergies es uno de los mayores players del mercado a nivel global, y es para Goldwind Argentina un orgullo haber firmado el primer acuerdo para realizar un proyecto en Argentina” destacó Fernando Errea, Gerente de Ventas de Goldwind Argentina. Y agregó “Este es un gran desafío debido a las condiciones de emplazamiento del proyecto, siendo Tierra del Fuego conocida por su excelente recurso eólico, pero sabemos que nuestras turbinas están preparadas para las exigencias climáticas más severas, y para otorgar un excelente rendimiento”.

Los aerogeneradores provenientes de China llegarán en el segundo trimestre de este año al puerto de Punta Arenas, en Chile, desde donde se transportarán por ferry y tierra hasta la locación del parque eólico.

Actualmente, estas instalaciones funcionan generando su propia electricidad por medio de turbinas a gas. Este innovador proyecto, basado en energía renovable, logrará reducir la huella de carbono de las actividades, al disminuir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero, propias de la generación de energía, en aproximadamente 60%.

Este proyecto híbrido, que combina energía renovable y baterías, se convertirá en el primer desarrollo onshore de este tipo dentro de la rama Exploración-Producción de TotalEnergies a nivel mundial.

La iniciativa se enmarca en la estrategia de descarbonización que TotalEnergies lleva adelante desde 2019, que tiene como objetivo reducir las emisiones de sus instalaciones industriales en más del 40% para 2030.

La nueva etapa de desarrollo en la mina Veladero consiste en la ejecución parcial de la Fase 8A de la ampliación del Valle de Lixiviación, que incluirá trabajos de movimiento de suelos, instalación de geosintéticos y tuberías de polietileno de alta densidad. Al igual que en las fases anteriores, Milicic continuará con estas tareas para la mina Veladero de Barrick y Shandong Gold.

Esta etapa tendrá una duración de cuatro meses, desde enero hasta abril. “Se trata de un proyecto con un pico de 500 colaboradores en el sitio y un total de 800 en nómina. Este volumen de personal y la rapidez del plazo representan un gran desafío, considerando los recursos necesarios para movilizar a tantas personas y a casi 80 equipos”, sostuvo Agustín García Zalazar, gerente de Proyecto de Milicic.

Respecto al personal, Gonzalo Vidal, Administrativo de Recursos Humanos, agregó que la coordinación de equipos y personal será uno de los aspectos más demandantes, ya que requerirá una planificación precisa para mantener un flujo de trabajo eficiente en un entorno de alta exigencia. Reforzando el desarrollo local, para la mano de obra directa se contratan colaboradores de las comunidades de Jáchal e Iglesia, y del resto de la provincia de San Juan.

Milicic continuará priorizando el desarrollo de proveedores de las comunidades del entorno de sus negocios, llevando adelante alianzas estratégicas de asociativismo. Complementariamente, la compañía participa en mesas de diálogo con productores y Cámaras locales, impulsando la colaboración con proveedores de la zona, promoviendo el consumo local y estableciendo alianzas estratégicas que dinamicen la economía regional.

Una de las tareas que se confió por tercera vez consecutiva a Milicic es la colocación de geosintéticos y geomembranas. “Gracias a la experiencia acumulada aquí en Veladero, podemos organizar mejor los trabajos para hacerlos más eficientes, registrar rendimientos por tarea, formar supervisores propios y generar nuevo know-how que enriquezca a la compañía”, expresó Iván Tropper, jefe de Proyecto de Milicic.

La mina Veladero se encuentra a 156 km de Tudcum, desde donde comienza el ascenso hacia los 4.000 metros sobre el nivel del mar. Las condiciones climáticas de alta montaña podrían impactar significativamente en el cronograma, lo que obligará a Milicic a estar preparada y ajustar estrategias sobre la marcha.

Por otro lado, la logística jugará un papel crucial, ya que la lejanía hará que cualquier contratiempo o urgencia implique tiempos de respuesta prolongados. Esto refuerza la importancia de prever y coordinar cada detalle con antelación.

Además, las condiciones del terreno, caracterizadas por una topografía de alta montaña, exigirán un esfuerzo adicional tanto en términos de ejecución técnica como de seguridad para el personal y los equipos. “Confiamos en que nuestra experiencia y capacidades serán clave para anticiparnos a las dificultades y garantizar un desarrollo exitoso”, concluyó Tropper.

Acerca de Milicic

Milicic es una empresa argentina de construcciones y servicios con 50 años de experiencia en grandes obras que han acompañado el desarrollo de los principales sectores 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.

El Mercado Electrónico del Gas realizó dos subastas solicitadas por CAMMESA:

La habitual mensual para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para febrero 2025, en la que podían participar Productores y Comercializadores en general. Se recibieron 27 ofertas que totalizaron 18.050.000 m3/día y fueron realizadas por productores en Neuquén (8), Santa Cruz, (5); Chubut (4), Noroeste (5), y Tierra del Fuego (5).

Los Precios Promedio Ponderados fueron de U$S 2,10 el MBTU para el gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte; y de U$S 2,88 puesto en el Gran Buenos Aires.

Los precios PIST oscilaron entre 1,77 y 2,17 dólares el millón de BTU, en tanto que los precios del gas puesto en el Gran Buenos Aires oscilaron entre U$S 2,33 y U$S 3,02 el MBTU.

Luego el MEGSA realizó un concurso de precios para el abastecimiento interrumpible de gas natural para el mismo mes, en el que se recibían ofertas exclusivamente de aquellos Productores que habiendo sido adjudicatarios del Plan Gas.Ar cuenten con volúmenes adicionales.

Cada Productor sólo podía ofertar en las mismas cuencas en que fuera adjudicado en el PG, sin exceder el precio obtenido en el PG para cada cuenca para el período de verano.

En esta oportunidad las ofertas sumaron 12, por un volumen total diario de 22.000.000 de m3/día. Fueron realizadas desde Neuquén (7), Tierra del Fuego (3), Santa Cruz (1), y Chubut (1).

El PPP fue U$S 2,85 el MBTU (GBA), y oscilaron entre U$S 2,70 y 3 dólares por MBTU.

Raízen Argentina, licenciataria de la marca Shell, visita una vez más la Costa Atlántica y a través de sus diferentes alianzas con automotrices líderes se suma a espacios con diversas iniciativas y propuestas lúdicas que convocan a la familia a divertirse y disfrutar de un amplio abanico de actividades en Cariló, Villa Gesell y Mar del Plata.

La primera parada tiene lugar en Cariló donde, junto a Volkswagen y por séptimo año consecutivo, presenta su espacio de entretenimiento Shell Helix para que toda la familia disfrute de una serie de competencias con premios para todos los ganadores. El stand se encuentra ubicado en Av. Divisadero y Cerezo y puede visitarse todos los días de 18:00 a 00:00 horas.

Además, en la misma localidad costera acompaña un año más a Audi. En este caso, en su stand ubicado en la calle Avellano 264 donde exhibe la red de carga eléctrica Shell Recharge conformada por cargadores de 150 kW (carga ultra rápida) y de 50 kW (carga rápida). Asimismo, dice presente con su gama de productos Shell Advance junto a Ducati con presencia en todas las motos con calcos de la marca.

En relación al acuerdo establecido con Grupo automotriz Stellantis, Shell dice presente en el Summer Car Show, que tiene lugar en las localidades de Cariló y Villa Gesell y puede visitarse todos los días, de 16:00 a 00:00 horas. Quienes asistan podrán disfrutar de la exhibición de los últimos modelos del Grupo y también pasar un momento divertido junto a los más pequeños en la pista de autitos de colección Shell. Quienes estén paseando por “La Feliz“podrán presenciar la inauguración de un espacio en el Shopping Paseo Aldrey, que incluye la presentación de las últimas novedades de Shell con descuentos y beneficios para sus clientes.

Por otra parte, y en el marco de los 25 años de Volkswagen Camiones y Buses, acompaña junto a Shell Rimula, llegan Mar del Plata y exhiben en su stand ubicado en Playa Grande los camiones semis de producción nacional junto con una ruleta con regalos para todos los que participen. Además, para quienes deseen pasar el día en la playa, pueden visitar el espacio de carga y proveerse de yerba y agua caliente para el mate.

“Este verano continuamos reforzando nuestras alianzas estratégicas junto a las principales automotrices. A través de nuestras principales marcas de lubricantes, Shell Helix, Shell Rimula y Shell Advance y nuestra marca para soluciones de electromovilidad, Shell Recharge, acompañamos las diferentes actividades de Grupo Volkswagen”, comentó Hernán Segado, director de B2B de Raízen Argentina.

Acerca de Raízen Argentina

Raízen Argentina nace en 2018 a partir de la compra, por parte de Raízen, del negocio de Downstream de Shell Argentina. Sus accionistas mayoritarios son Shell plc y el grupo Cosan de Brasil. Entre sus activos se encuentran la Refinería de Buenos Aires, ubicada en Dock Sud, la planta de Lubricantes localizada en Barracas, la red más de 880 estaciones de servicio, los negocios de combustibles marítimos, combustibles de aviación, asfaltos, químicos y especialidades, así como las actividades de suministro y distribución.

Mediante un acuerdo de licencia de marca, Raízen utiliza la marca Shell, lo que permite a los clientes continuar teniendo acceso a productos y servicios de altísima calidad, que han caracterizado a la marca en sus más de 110 años de historia en el país.

Raízen Argentina es parte del Grupo Raízen, empresa integrada, referencia global en bioenergía y licenciataria de la marca Shell en Brasil, Argentina y Paraguay.

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A través de la Resolución 15/2025, la Secretaría de Energía, en la órbita del Ministerio de Economía de la Nación, continúa con la desregulación del mercado del Gas Licuado de Petróleo (GLP), con el objetivo de “tener un sistema más competitivo, en el que se reflejen los costos reales de producción y distribución de este combustible”, comunicó.

Al respecto, la nueva Resolución oficializada sustituye diversos puntos del reglamento del Programa Hogares con Garrafas (HOGAR) aprobado como anexo de la Resolución 49/2015 de la S.E. del ex Ministerio de Planificación Federal.

Ahora, se fijaron como objetivos:

Establecer PRECIOS DE REFERENCIA para las garrafas de DIEZ (10), DOCE (12) y QUINCE (15) kilogramos válidos en todo el territorio nacional.

Establecer una política de subsidios tal que los recursos del ESTADO NACIONAL alcancen a los sectores más vulnerables de la población.

Otorgar un subsidio directo a los hogares de bajos recursos y a viviendas de uso social o comunitario que no cuenten con servicio de gas por redes, de manera tal de asegurarles la adquisición de garrafas de Gas Licuado de Petróleo de DIEZ (10), DOCE (12) y QUINCE (15) kilogramos a un valor diferencial.

Incorporar tratamientos diferenciales de acuerdo con las características del hogar y ubicación.

Otro artículo de la R-15 se refiere a lntrumentación del Programa HOGAR y señala que “los principales lineamientos son:

Establecer Precios de referencia para las garrafas de DIEZ (10), DOCE (12) y QUINCE (15) kilogramos válidos en todo el territorio nacional.

Otorgar SUBSIDIOS a los/as titulares de hogares de bajos recursos o de viviendas de uso social o comunitario de todo el país, consumidores de GLP envasado, que residan o se encuentren ubicadas, según el caso, en zonas no abastecidas por el servicio de gas por redes o que no se encuentren conectados/as a la red de distribución de gas de su localidad, lo que viabilizara que dichos usuarios cuenten con ingresos adicionales para acceder al mencionado producto.

El Programa se complementa con una estructura de fiscalización y control en cada punto de la cadena de comercialización y un esquema de sanciones.

Para esto, quedan bajo la órbita de la S.E. el seguimiento, control, fiscalización y facultad para sancionar a los sujetos activos de la industria del GLP definidos en la Ley 26.020 (del Gas Licuado).

El artículo 3 de la nueva resolución sustituye un apartado del reglamento original de la R-49/15 y ahora define en materia de precios de referencia que:

Para las garrafas de DIEZ (10), DOCE (12) y QUINCE (15) kilogramos tales precios serán determinados por la Autoridad de Aplicación, al cual “los integrantes de la cadena de comercialización tomarán como una guía, sin ser vinculantes para los actores comerciales”.

De acuerdo a lo establecido por la Ley 26.020, la Autoridad de Aplicación fijará precios de referencia, los que serán publicados en la página web de la SECRETARÍA DE ENERGÍA y “corresponderán a una justa retribución de costos eficientes y una razonable rentabilidad”.

En cuanto a los precios de venta del productor del GLP se establece ahora que “el precio de venta del butano, propano y/o mezcla con destino a garrafas de DIEZ (10), DOCE (12) y QUINCE (15) kilogramos, no deberá superar el precio de paridad de exportación (PPE)”.

En cuanto a la modalidad de comercialización se contempla una relación comercial en cadena, entre los siguientes actores: PRODUCTOR, COMERCIALIZADOR, FRACCIONADOR, DISTRIBUIDOR, COMERCIANTE Y CONSUMIDOR FINAL.

Todos los operadores deberán cumplir con las medidas de seguridad y requisitos técnicos, establecidos por la normativa vigente, se indica en la R-15.

El PRODUCTOR deberá asegurar que el GLP esté disponible para el mercado interno de manera continua y suficiente, en el marco de lo establecido por la Ley 26.020.

Las Empresas Productoras deberán registrar diariamente la cantidad de producto que se encuentre almacenado en cada una de las plantas de almacenamiento de su propiedad.

Respecto al FRACCIONADOR se crea un esquema que permitirá a las empresas fraccionadoras adquirir los volúmenes necesarios según sus operaciones, pero sujeto a un límite denominado VOLUMEN MÁXIMO PERMITIDO (VMP), basado en la relación entre el parque de envases aptos registrado por cada operador y el índice de rotación máximo aplicable. Al respecto se establecen las fórmulas de cálculo respectivas.

Asimismo, se derogó la resolución 70/2015, que aprobaban los Precios Máximos de Referencia y las Compensaciones para los Productores de butano y propano de uso doméstico.

Desde la cartera a cargo de María Tettamanti se comunicó que el Gobierno decidió un proceso de desregulación bajo tres ejes principales: alinear los precios locales con el export parity (precios internacionales) en toda la cadena del GLP; liberar las bocas de carga para que los fraccionadores puedan elegir dónde retirar el producto; y quitar los aportes obligatorios y cupos, dando mayor flexibilidad en la asignación de recursos, se describió.

“Esta medida abre una nueva era en el mercado del GLP, con reglas claras y libertad para competir”, señaló Energía.

Y puntualizó que “a partir de ahora se reflejarán los costos competitivos en todas las etapas del proceso; habrá precios determinados por la oferta y la demanda; se fomentará la competencia, incentivando a los actores del mercado a mejorar continuamente; y se eliminarán barreras artificiales para así facilitar el acceso a este combustible en todas las regiones del país”.

En este nuevo esquema, los productores mantendrán su compromiso con el abastecimiento del Programa Hogar. Esta iniciativa de la Secretaría de Energía brinda un subsidio en el consumo de GLP para los hogares más vulnerables, que no cuentan con red de gas natural.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, se reunió con el presidente electo de Uruguay, Yamandú Orsi, en Montevideo. El encuentro marcó la agenda energética regional y busca posicionar el gas y el petróleo de la cuenca neuquina para el abasto del mercado uruguayo.

De la reunión participaron además el futuro secretario de la presidencia, Alejandro Sánchez, y el canciller Mario Lubetkin.

Figueroa describió al respecto que “Venimos a construir confianza para que nuestros recursos puedan ser utilizados en beneficio de una integración latinoamericana”, y destacó la posibilidad de lograr un “win-win” a partir de monetizar el subsuelo. “Sabemos que otros países pueden crecer a partir de nuestro gas, a partir de nuestro petróleo, y creemos que tenemos una grandísima oportunidad generacional para generar bienestar para toda nuestra gente”.

El gobernador detalló que “estuvimos hablando especialmente de la posibilidad de compra del gas de Vaca Muerta, le interesa muchísimo a Uruguay, hoy los ductos están utilizados en menos del 15 %, ellos también tienen la ambición de que el caño que va a Brasil pase por acá”.

Figueroa reconoció el diálogo previo con el ministro de Economía y de Energía de la Nación, Luis Caputo, como así también, la necesidad de “reconstruir confianza” y revertir una situación similar a la que se vivió con Chile, donde no se había respetado un contrato previamente firmado.

El mandatario neuquino fue invitado a la próxima asunción del candidato ganador del Frente Amplio y anticipó la continuidad de las charlas.

“Fue muy buena la reunión y quedamos para seguir el trabajo ahora en una mesa técnica” bilateral que incluirá además la participación del ministro de Energía y Recursos Naturales neuquino, Gustavo Medele.

En la actualidad Uruguay destina 50 millones de dólares en subsidios por año. Acceder al gas de Vaca Muerta no solo le permitiría al vecino país tener mejores costos de energía para la industria, sino también la calidad de provisión, reduciendo los costos del gas domiciliario, se indicó.

Por su parte, el presidente electo Orsi reconoció una gran admiración por Neuquén y se comprometió además a visitar la provincia. “Es un placer poder conocer a la gente que hace cosas por la región y por la Argentina”, y reconoció que en un futuro “tenemos la obligación de materializar la verdadera integración”, afirmó.

El gobernador neuquino ya se había reunido con el presidente de Brasil, Luis Inacio “Lula” Da Silva, y en mayo del año pasado también visitó Houston, donde mantuvo encuentros con directivos de la empresa energéticas brasileña Petrobras para analizar opciones de inversión en la cuenca neuquina.

La provincia superó los 9.000 millones de dólares en inversiones en Vaca Muerta durante el 2024, que permitieron aumentar la producción de petróleo hasta los 447.000 barriles diarios, y de gas natural hasta los 109,6 millones de metros cúbicos diarios.

El aumento de Europa en el uso de las energías renovables ocurre en un momento en que el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, tras asumir el cargo, retiró a su país del Acuerdo de París para implementar una política energética centrada en la extracción masiva de fósiles, bajo el lema “drill, baby, drill”.

Por primera vez en 2024, la energía solar superó al carbón como fuente de electricidad en la Unión Europea (UE), según un informe publicado el jueves por el grupo de expertos climáticos.

El Pacto Verde Europeo, promulgado en 2019, ha sido clave para acelerar la transición de la UE hacia fuentes de energía limpia.

El aumento de los precios del gas tras la invasión rusa de Ucrania también obligó a Europa a recurrir a energías renovables en busca de alternativas más baratas y limpias.

La caída en la demanda de gas dentro de la UE redujo significativamente la dependencia del gas ruso.

Con el uso creciente de nueva capacidad eólica y solar, la región ha evitado importar combustibles fósiles por un valor aproximado de 61.000 millones de dólares (58.600 millones de euros) desde 2019, según el informe.

La presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, declaró el martes que Europa seguirá “trabajando con todas las naciones que quieran proteger la naturaleza y detener el calentamiento global”.

La energía solar se ha convertido en la fuente de energía de mayor crecimiento en la UE, representando un 11% de su suministro. En general, el fuerte crecimiento de la energía solar y eólica ha elevado la proporción de renovables al 47%, frente al 34% en 2019.

Solo el 10% de la electricidad del bloque fue generada mediante carbón. El informe subraya una disminución continua en la dependencia de los combustibles fósiles, con la generación de energía a gas cayendo por quinto año consecutivo y la producción total de energía basada en fósiles alcanzando un mínimo histórico del 29%.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad convocó a Audiencia Pública para el 25 de febrero “con el objeto de poner en conocimiento y escuchar opiniones” sobre las propuestas tarifarias presentadas por las compañías transportistas de energía eléctrica en alta y media tensión de todo el país, para el próximo período de cinco años, dentro del Proceso de Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT).

Esto, previo a definir las tarifas a aplicar por las referidas concesionarias en dicho quinquenio. A través del Decreto 1023 de noviembre de 2024 se prorrogó la emergencia del Sector Energético Nacional declarada por el Decreto 55/2023, y la fecha límite para la entrada en vigencia de los nuevos cuadros tarifarios hasta el 9 de julio de 2025.

Mediante la Resolución 74/2025, el ENRE convocó a participar de la Audiencia a las compañías TRANSENER, TRANSBA, TRANSPA, DISTROCUYO, EPEN, TRANSNEA, TRANSNOA, y TRANSCOMAHUE,

La visualización y participación en la Audiencia Pública referida se realizará mediante una plataforma digital y se trasmitirá en simultáneo a través de una plataforma de streaming, la que será informada en la página web del ENRE (https://www.argentina.gob.ar/enre).

La Audiencia Pública será presidida por el Interventor del ENRE, Osvaldo Ernesto Rolando y, en forma conjunta y/o alternada y/o sucesiva por María Cristina Tonnelier y/o Marcelo Ángel Biach.

Podrán participar en la Audiencia toda persona física o jurídica, pública o privada que invoque un derecho subjetivo, interés simple o derecho de incidencia colectiva, conforme los requisitos previstos en el Procedimiento de Audiencia Pública aprobado por Decreto 1172/2003, adoptado por Resolución ENRE 30/2004.

Las personas jurídicas, organismos o entidades interesadas podrán participar por medio de sus representantes, acreditando personería , admitiéndose la intervención de un solo orador en su nombre. Deberán inscribirse vía web en el Registro de Participantes.

El ENRE habiltará, a partir de las CERO HORAS del día 8 de febrero de 2025 y hasta las 23,59 del 22 de febrero de 2025, el Registro de Participantes al que se podrá acceder a través de la página web del ENRE (https://www.argentina.gob.ar/enre).

La convocatoria también será comunicada a la Secretaría de Energía, a CAMMESA, a las asociaciones de usuarios registradas en el Registro Nacional de Asociaciones de Consumidores (RNAC), a la Comisión de Usuarios Residenciales (CUR), a la Asociación de Distribuidores (ADEERA), a la Asociación de Grandes Usuarios (AGUEERA), a la Asociación de Generadores (AGEERA), a la Asociación de Transportistas (ATEERA) y a la Asociación de entes reguladroes eléctricos (ADERE).

En los considerandos de la Resolución ahora oficializada se explica que “atento a las prórrogas y modificaciones” de los plazos efectuadas para la RQT en los último meses, el nuevo “Cronograma para la revisión tarifaria del transporte de energía eléctrica en el año 2024-2025” aprobado por Resolución ENRE 7/2025, se otorgó la posibilidad a las Empresas Transportistas de Energía Eléctrica de efectuar las modificaciones que consideren necesarias a su presentación de la Remuneración Anual Pretendida para el quinquenio 2025-2029.

En tal sentido, las Empresas Transportistas de Energía Eléctrica han realizado las presentaciones digitalizadas (TRANSENER S.A.), (TRANSBA S.A.), (TRANSPA S.A.), (DISTROCUYO S.A.), (TRANSNEA S.A.), (TRANSNOA S.A.) y (TRANSCOMAHUE S.A.), que complementan las presentaciones previamente realizadas. En esta oportunidad, el EPEN no realizó presentación alguna, se indicó.

Opinión

Cecilia Garibotti advierte sobre el impacto de las políticas energéticas de Trump

La Directora de la Fundación Encuentro y especialista en materia energética, Cecilia Garibotti, reflexionó sobre las medidas anunciadas por Donald Trump para la energía en Estados Unidos. En sus declaraciones, destacó el impacto crítico que las decisiones en materia energética tienen en el desarrollo económico y social de cualquier nación.

Garibotti señaló que la reciente declaración de emergencia energética nacional en Estados Unidos, la primera en la historia de ese país, pone en evidencia la importancia del costo de la energía para la estabilidad económica. Para el gobierno de Estados Unidos, los altos precios representan una “amenaza activa” para los sectores más vulnerables y la industria, agricultura y transporte estadounidense.

En este contexto, el mandatario parece priorizar en este segundo mandato la producción local de energía para reducir costos y garantizar energía accesible para hogares e industrias.

En contraposición, Garibotti advirtió sobre el rumbo de las políticas energéticas en Argentina, donde se discute la posible privatización del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (rebautizado Perito Moreno), una infraestructura clave para transportar gas natural y abaratar los costos de la energía eléctrica.

“Mientras que en Estados Unidos el gobierno dicta normas para reforzar su infraestructura energética buscando abaratar la energía, acá estamos discutiendo entregar al mercado una obra financiada con recursos de todos los argentinos. Este gasoducto funciona como una herramienta estratégica para garantizar energía accesible, y ha sido crucial para llegar a una balanza comercial energética récord en 2024. Dárselo a privados iría en contra de nuestras familias e industria”, expresó.

La especialista también subrayó cómo las medidas de Trump contrastan con la actual política argentina.

“En la orden ejecutiva que firma Trump se dice explícitamente que hay actores hostiles, tanto estatales como no estatales, que han abusado de su capacidad para provocar oscilaciones drásticas en los mercados internacionales y agrega que un suministro doméstico de energía asequible y confiable es un requisito fundamental para la seguridad nacional y económica de cualquier nación”.

La energía asequible y la seguridad energética son dos pilares que han sido dejados de lado por el gobierno. Así, “mientras Estados Unidos trabaja para blindar a sus ciudadanos de los vaivenes internacionales en los precios de los combustibles, especialmente en un mundo inestable por guerras y tensiones comerciales, en Argentina parece que se persigue lo contrario: aceptar los precios internacionales y trasladar esa carga directamente a los hogares”.

Asimismo, la ex Subsecretaria de Planeamiento Energético, destacó que las políticas de Estados Unidos podrían plantear desafíos directos para Argentina. La expansión de la producción de gas natural licuado (GNL) en Estados Unidos podría reducir el atractivo de Vaca Muerta para los inversores y presionar los precios internacionales, afectando la rentabilidad de las exportaciones argentinas de GNL, que aún requieren grandes inversiones en infraestructura.

“También vamos a tener una mayor competencia para pelear por abrir nuevos mercados”, consideró.

Sin embargo, Garibotti también identificó oportunidades estratégicas para Argentina. “Podemos posicionarnos como un proveedor confiable y neutral en medio de las tensiones geopolíticas, ofreciendo petróleo, gas y minerales críticos como el litio, y enfocarnos en el mercado de bajas emisiones”.

“Aunque Estados Unidos pueda alejarse del Acuerdo de París, si el resto de los países desarrollados mantiene sus compromisos climáticos, Argentina podría destacarse con una oferta energética sostenible y de bajas emisiones. Esto no solo permitiría atraer inversiones, sino también fortalecer nuestra competitividad en un mercado global que valora cada vez más las cadenas de suministro sostenibles”.

Garibotti señaló que debemos estar atentos a cómo este contexto geopolítico impactará en el crecimiento argentino. Recordó que Estados Unidos ha amenazado con imponer tarifas a la Unión Europea si no incrementan sus compras de petróleo y gas estadounidenses, lo que plantea interrogantes sobre cómo influirán estas políticas en los mercados en los que compite Argentina.

Argentina registró en diciembre último un superávit de la balanza comercial energética de U$S 852 millones de dólares y, así, acumuló U$S 5.668 millones en el año gracias al crecimiento de las exportaciones y una importante reducción de las importaciones, destacó la Secretaría de Energía.

Durante 2024 las exportaciones de combustibles y energía crecieron 22,3 %, alcanzando los U$S 9.677 millones. Este valor representa 12,1 % de las exportaciones totales de Argentina. Además, el país al que más se exportó energía fue Chile, por U$S 2.844 millones, 74,1 % más que en 2023.

A su vez, las importaciones de combustibles y lubricantes se redujeron 49,4 % interanual en este período, totalizando U$S 4.009 millones.

En particular, en diciembre, las exportaciones sumaron U$S 1.032 millones. Por su parte, las importaciones totalizaron los U$S 180 millones, lo que significa una caída de 42,9 % con respecto al mismo mes de 2023.

El sector energético se consolida como uno de los motores de crecimiento para el país.

YPF firmó un Memorándum de Entendimiento (MOU) con las empresas Oil and Natural Gas Corporation (OIL), Gas Authority of India Limited (GAIL) y Oil and Natural Gas Corporation Videsh Limited (OVL) de la India para la exportación de GNL con un objetivo estimado de hasta 10 millones de toneladas al año.

Además, el acuerdo contempla la cooperación en litio y otros minerales críticos y la exploración y producción de hidrocarburos, se comunicó.

Durante la firma del acuerdo en la ciudad de Nueva Delhi participaron el ministro de Petróleo y Gas Natural, Hardeep Sinh Puri; el secretario de Petróleo y Gas, Pankaj Jain; el director ejecutivo de desarrollo de negocios de OIL, Ranjan Goswami; el director ejecutivo de LNG de GAIL, Satyabarata Bairagi; el vicepresidente de desarrollo de negocios de OVL, Swati Sathe; y el presidente y CEO de YPF Horacio Marín.

“Es una enorme satisfacción poder avanzar con India en este acuerdo para abastecerlos potencialmente de gas. Estamos convencidos de que el país tiene una oportunidad de convertirse en un exportador de energía y lograr el objetivo buscado por toda la industria de generar ingresos por 30.000 millones de dólares en los próximos 10 años”, destacó el
presidente de YPF.

“Quiero agradecer el compromiso y la dedicación del Embajador argentino en la India y todo su equipo, que desde el primer momento se involucraron y contribuyeron a alcanzar este objetivo” concluyó Marín.

La firma del MOU cerró exitosamente la gira que inició el presidente de YPF en el arranque de enero por Israel, Corea y Japón con la finalidad de generar interés y abrir esos mercados al gas producido en Vaca Muerta.

Detalle de las empresas

GAIL es una de las principales empresas de gas de la India, con la operación de más de 16.000 kilómetros de gasoductos. Es responsable de la gestión de los contratos de compra de GNL en el país. https://www.gailonline.com/

OIL es la empresa integrada de petróleo y gas de la India. Con participación del Estado y más de 60 años de operaciones, la compañía produce más de 3 millones de toneladas año de crudo. Se ubica como la tercera productora de petróleo de la India https://www.oil-india.com/

OVL es la segunda petrolera más grande de la India. Es una subsidiaria de la estatal Oil and Natural Gas Corporation Ltd (ONGC) con operaciones en 17 países. Su producción representa casi el 15 % del total de la India https://ongcvidesh.com/

Acerca del proyecto Argentina LNG

Argentina LNG es un proyecto para la licuefacción de gas para su exportación a los mercados mundiales. Comprende desde la producción de gas en bloques dedicados en Vaca Muerta, su transporte a través de gasoductos dedicados hasta una terminal de procesamiento (offshore/onshore) en Río Negro, en las costas del Océano Atlántico.

A la espera de las primeras medidas, incluídas las referidas al sector energético, por parte del recien asumido presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, los precios internacionales del petróleo Brent y del WTI registraron bajas respecto al cierre del viernes 17.

Hoy el barril del crudo Brent cerró a 79,74 dólares, en tanto que el barril del WTI cotizó a 76,17 dólares.

Las bajas anotadas respecto del cierre anterior fueron de U$S 1,05 para el caso del Brent en la Bolsa europea, y de U$S 1,22 para el barril del WTI en la Bolsa de Nueva York.

Inciden en las variaciones tanto una mayor demanda de este insumo en el hemisferio norte, sobre todo por razones climáticas, como la posibilidad de un supuesto relajamiento de las restricciones aplicadas por EE.UU. (y Europa) a Rusia afectando parcialmente sus exportaciones de petróleo desde que se desató la guerra con Ucrania.

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) convocó, a través de la resolución 25/2025, a las Licenciatarias del Servicio Público de Transporte, de Distribución, Productores de Gas Natural, terceros interesados y al público en general, “a expresar sus opiniones y propuestas”, respecto del proyecto que elaboró referido al “PROCEDIMIENTO DE CONTROL DE LAS SOBREINYECCIONES DE PRODUCTORES”.

El organismo interviene así en la operatoria del sistema de gasoductos “para evitar riesgos y daños a las instalaciones”, en lo que resulta ser una puja entre los cargadores del gas que producen.

La cuestión es que las operaciones de sobreinyección por parte de ciertos productores no se han corregido, a pesar de reclamos de otros cargadores, complicando además la tarea del transportador a cargo de las operaciones de los ductos.

En los considerandos de la R-25 ahora oficializada, se describe que “a comienzos de 2009 este Organismo advirtió la implementación de una operatoria introducida por parte de algunos productores consistente en trabajar contra la máxima presión de operación admisible (MAPO) de gasoducto, priorizándose esta acción por sobre la inyección de sus caudales programados y registrándose considerables incrementos de la presión máxima en los primeros tramos del Gasoducto Gral. San Martín en la zona Fueguina y Austral”.

“Esto generó inconvenientes a otros productores quienes informaron su desacuerdo con esta mecánica, dado que el ingreso de volúmenes de gas natural no programados provocaron inconvenientes para cumplir con su propia programación”, se indicó.

A pesar de los reclamos efectuados por los afectados, no pudieron ordenarse las inyecciones de gas natural por lo que fue requerida la intervención del ENARGAS, quien convocó a los actores involucrados que inyectaban gas natural al Gasoducto Gral. San Martín y a las Licenciatarias de Transporte.

Se les requirió que arribaran a un acuerdo para mantener la estabilidad y ordenamiento de las acciones operativas y por consiguiente no superar las máximas presiones y proteger la integridad de las instalaciones.

“No habiéndose obtenido el acuerdo, Transportadora de Gas del Sur S.A requirió la intervención del Ente y de la Secretaria de Energía de la Nación a los fines de reglamentar un modelo con el Procedimiento de Carga del Gasoducto Gral. San Martín”, señala la R-25 a modo de antecedente.

La Transportista (tgs) observó que había adoptado todas las medidas a su alcance para requerir a sus Cargadores y/u Operadores Relacionados la inyección estricta de los caudales programados y/o reprogramados para cada uno de ellos, “y a pesar de las comunicaciones diarias por ella emitidas -con expresa indicación de las consecuencias negativas derivadas de la operatoria por encima de los valores de MAPO establecidos para el Gasoducto Gral. San Martín- tales sujetos no habían dado cumplimiento con lo allí requerido”, detalla la nueva Resolución.

Ello motivó al ENARGAS a emitir la Nota ENRG GT/GAL/I N° 1182 del 06 de febrero de 2009 en la que se determinaron los mecanismos y procedimientos que debían seguir, al respecto, los actores de la industria.

En ese acto se acompañó el “Instructivo reglamentario para la inyección de gas natural al Gasoducto San Martín” emitido por el Organismo y se dio instrucciones a TGS sobre su aplicación y las medidas a implementar para que los productores inyectasen en el Gasoducto Gral. San Martín el volumen correspondiente a la programación de sus ventas.

En esa oportunidad, el ENARGAS expresó “…Si bien esto tiene su origen en inconvenientes generados dentro de los sujetos de la industria involucrados en la operatoria del Gasoducto Gral. San Martín, el mencionado instructivo, será válido y exigible para la Industria en su conjunto y de cumplimiento integral…”.

Ahora el Ente regulador refiere que “en la actualidad, se han efectuado diversas presentaciones de productores ante este Organismo por medio de las cuales se ha dado a conocer que esta problemática continúa sucediendo, hoy, pero trasladada a la cuenca neuquina”.

El Reglamento Interno de los Centros de Despacho se centra en un esquema de responsabilidades de las transportistas, las distribuidoras, otros cargadores del sistema de transporte, productores y la Autoridad para anteponer el objetivo de salvaguardar el equilibrio del sistema a cualquier consideración comercial particular.

Sus “Lineamientos Básicos” contienen pautas que tienden a una mayor seguridad, confiabilidad y velocidad de respuesta de los sistemas de transporte y distribución de gas natural, con el objetivo de preservar el abastecimiento de servicios, de acuerdo con sus prioridades y evitando las situaciones críticas de los sistemas.

Por ello, ahora el ENARGAS decidió emitir “un proyecto de procedimiento complementario a la norma antes mencionada, en tanto en la práctica se ha evidenciado que no existe una conducta coordinada y cooperativa de algunos sujetos de la industria que obstaculizan el cumplimiento de los objetivos generales del sistema”.

Y en este marco, elaboró un proyecto de Procedimiento denominado “PROCEDIMIENTO DE CONTROL DE LAS SOBREINYECCIONES DE PRODUCTORES”.

Dicho Procedimiento reemplazaría en su totalidad al Instructivo Reglamentario para la inyección de gas natural al Gasoducto San Martín establecido originalmente (febrero de 2009).

El Ente “recordó” a los operadores que la Ley Marco 24.076 establece entre sus funciones la de “dictar reglamentos en materia de seguridad, normas y procedimientos técnicos, a los cuales deberán ajustarse todos los sujetos de esa Ley”.

Dado que “la sanción de normas generales debe ser precedida por la publicidad del proyecto o de sus pautas básicas y por la concesión de un plazo a los interesados para presentar observaciones por escrito”, el Enargas otorgó ahora un plazo de 30 días a los actores convocados a través del mecanismo de Consulta Pública del proyecto que ha elaborado.

Un anexo de la R-25 refiere al “PROCEDIMIENTO DE CONTROL DE LAS SOBREINYECCIONES DE PRODUCTORES”, y fija como sus objetivos.

i. Evitar el exceso de inyección no autorizado por parte de los Productores teniendo en cuenta la posibilidad de que la MAPO de los sistemas de transporte se vea superada afectando su seguridad e integridad; o que, aún sin superarla, impida o pudiera impedir la inyección de otro Productor.
ii. Establecer el procedimiento a implementar por la Transportista para el caso de desvíos en las inyecciones.
iii. Determinar las conductas preventivas y los responsables de su implementación.
iv. Establecer el régimen sancionatorio asociado al incumplimiento de este procedimiento.

Nucleoeléctrica Argentina, operadora de las tres centrales de generación nuclear del país, alcanzó durante 2024 una nueva marca histórica de generación eléctrica neta anual.

De esta manera, las centrales nucleares Atucha I, Atucha II y Embalse generaron 10.449.015 MWh, lo que representa el 7,35 % del total de energía generada en el país durante el año pasado, se informó.

Además, en julio la empresa logró un nuevo récord mensual de generación eléctrica, alcanzando 1.174.116 MWh en un solo mes.

Durante 2024, la generación nuclear en Argentina continuó superando sus propias marcas y alcanzando niveles de excelencia, lo que permitió lograr incrementos sostenidos en su producción y establecer nuevos récords de generación.

Nucleoeléctrica opera las centrales Atucha I, Atucha II y Embalse, que en conjunto suman una potencia instalada de 1.763 MW, aportando aproximadamente el 8 % de la energía eléctrica del país.

Desde septiembre, el sistema nuclear no cuenta con la central Atucha I en operación ya que entró en el proceso de extensión de vida útil tras cumplir 50 años de producción y aporte al Sistema Eléctrico Nacional.

La parada técnica programada tendrá una duración de treinta meses implica una inversión de 450 millones de dólares, con participación de técnicos y operarios locales, además de empresas proveedoras nacionales.

Se trabaja en el cambio del sistema de protección del reactor, la modificación de los sistemas de control, la modernización y cambios en la turbina y la implementación de un simulador específico para esta usina.

Por otra parte, Nucleoeléctrica trabaja en la potenciación de Atucha II luego de atravesar un proceso de reparación para rescatar una pieza desprendida en el fondo del reactor. Está operando al 90 % de su capacidad técnica de 745 Mw, mientras que la central Embalse lo está haciendo al 100 % de sus 656 Mw luego de atravesar un proceso de revamping que extiende su vida útil por treinta años.

El ministro de Energía y Minería de Santa Cruz, Jaime Álvarez, reiteró su preocupación por la falta de reactivación de las obras hidroeléctricas sobre el río Santa Cruz.

Señaló que “es extremadamente preocupante que, a la fecha, el Gobierno Nacional y la Unión Transitoria de Empresas Represas Patagonia, no hayan podido reactivar esta obra, que lleva más de un año paralizada, con la incertidumbre que esta situación genera tanto en trabajadores, como en la cadena de proveedores y para el propio Estado Provincial, dado que es una obra central, estratégica, que ya debería estar generando energía, que tanto hace falta para el desarrollo de nuestras comunidades”.

Alvarez consideró “es urgente y necesario que las partes lleguen a un acuerdo, y de una vez por todas se terminen las mezquindades políticas y económicas, y finalmente se resuelvan las cuestiones administrativas que están pendientes, y que hoy repercuten en la paralización de estas obras”.

Tal como ocurrió durante el gobierno de Mauricio Macri, la gestión Milei ha puesto reparos antes políticos que económicos a la continuidad al avance de este proyecto licitado y adjudicado durante el gobierno de Cristina Fernández, y que cuenta con financiamiento de bancos chinos.

La construcción de las represas está a cargo de la unión transitoria de empresas (UTE), compuesta en un 54% por la china Gezhouba, un 36 % por Eling Energía (antes llamada Electroingeniería) y el 10% restante corresponde a la mendocina Hidrocuyo.

A través de la resolución 21/2025 el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) derógó la resolución 219/2022 mediante la cual se creó la “Base Unificada Nacional de Instaladores Matriculados y Matriculadas de la República Argentina”.

También derogó la Resolución 220/2022 mediante la cual se creó la figura del “Matriculado/a Social”, y la resolución 644/2023, por la cual se creó la “Mesa técnica de trabajo de instaladores matriculados y matriculadas”.

En los considerandos de la medida dispuesta por el interventor Carlos Alberto Casares, se describe que:
En noviembre de 2021 se suscribió un acuerdo entre el ENARGAS, la Federación de Trabajadores de la Industria del Gas Natural de la República Argentina y Asociaciones de Matriculados de la República Argentina con los objetivos de :

i) Impulsar un Registro Único Nacional de Instaladores Matriculados creado y administrado por las Distribuidoras, con la colaboración y participación que corresponda por parte de la Federación de Trabajadores de la Industria del Gas Natural de la República Argentina y las asociaciones de matriculados que tengan personería jurídica.

ii) Propender ante la Licenciataria del Servicio Público de Distribución del Gas y ante los Organismos con competencia específica, para la creación del denominado «“Matriculado/a Social”», en orden a propiciar que accedan a programas específicos a determinarse, con precios de referencia tanto de materiales como de mano de obra, elaborados por las Asociaciones de matriculados bajo criterios objetivos, para ser analizados por las autoridades competentes en la materia.
Todo ello, “en aras de propender a la disminución de los gastos para los usuarios y usuarias para el acceso/mantenimiento del servicio público de distribución de gas por redes, de carácter primario y esencial”.

iii) Organizar una Mesa de Trabajo en el ENARGAS, con los instaladores matriculados, y los que en un futuro puedan incorporarse, en relación con temáticas de las Distribuidoras y los usuarios del Servicio Público de Gas por Redes, para canalizar e interceder en propuestas y/o consultas efectuadas por estos.

En el referido acuerdo estuvieron representadas la Federación de Instituciones de Instaladores Gasistas Sanitaristas y Afines de la República Argentina (FEIGAS RA); la Asociación de Gasistas y Afines de Tucumán (AGASAT); la Asociación Instaladores de Gas, Agua y Sanitarios de la República Argentina (AIGASRA); la Asociación Civil Unión Profesionales Gasistas y Sanitaristas de Santa Fe (UPROGAS); la Asociación de Instaladores de Gas, Agua y Sanitaristas (AIGAS); la Asociación Centro Gasistas y Afines de Mendoza (ACEGAM); la Asociación Argentina Plomeros Sanitaristas y Afines (AAPSyA) y la Asociación de Gasistas Matriculados de la Patagonia (AGASMAPA).

Ahora, desde el ENARGAS se señala que “las acciones de las distintas Unidades Organizativas del ENTE han receptado las modificaciones propias de la experiencia regulatoria y los diversos procedimientos administrativos que se efectúan en el Organismo”.

Que en ese contexto, el ENARGAS “responde a la dinámica de cambios que se producen, a fin de optimizar su funcionamiento para el adecuado cumplimiento de las facultades conferidas por la Ley 24.076, de modo que se atienda en forma orgánica y eficiente el respectivo cumplimiento de las funciones encomendadas por la Ley y demás normativa aplicable a la gestión del Organismo”.

Y agrega en la nueva resolución que “en esa línea, y, habiendo transcurrido más de un año desde la creación de la “Base Unificada Nacional de Instaladores Matriculados y Matriculadas de la República Argentina”, la figura de “Matriculado/a Social” y la “Mesa Técnica de Trabajo de Instaladores Matriculados y Matriculadas”, a la fecha, no se han evidenciado avances sustanciales en cuanto a lo requerido para su puesta en práctica”. Y dispuso entonces la derogación.

La Argentina junto con Canadá y Gabón serán los únicos tres países que para el año 2031 se unirán al grupo de países que actualmente son exportadores netos de LNG. Esto, en base a un informe elaborado por S&P Global con el soporte de la US Chamber of Commerce, publicado a mediados de diciembre 2024.

El Centro Argentino de Ingenieros (CAI), reprodujo aspectos de tal informe que describe que la industria del LNG está compuesta por 20 países exportadores y más de 50 mercados importadores.

Los Estados Unidos lideran el ranking de países exportadores alcanzado actualmente el 22 % de participación en el mercado global. En el año 2023, las exportaciones de ese país alcanzaron un equivalente a 13 bcf/d representando ingresos por 34 mil millones de dólares.

El informe fue elaborado con el objeto de analizar el impacto en el mercado local y a nivel global del crecimiento de las exportaciones de LNG de origen estadounidense.
El documento fue hecho público hace poco tiempo, con un estudio de alcance similar elaborado por la secretaría de Energía de EEUU.

En una jornada de altas temperaturas, con térmicas que superaron los 33 grados centígrados en el AMBA, la demanda de energía eléctrica a nivel país registrada por CAMMESA tuvo un pico de 25.854 MW a las 15.10 horas, todavía distante del nivel récord histórico de 29.653 MW alcanzado el 1 de febrero de 2024 para un día hábil.

No obstante, desde la Secretaría de Energía se monitorea la situación del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y del parque generador, conforme se combinen la persistencia de días consecutivos con altas temperaturas, y previsible mayor consumo, con el estado operativo de las diversas fuentes de generación.

En particular las usinas térmicas, en un contexto de menor aporte de la energía nuclear por la salida de servicio de Atucha I (en proceso de renovación), y también de limitaciones en la generación hidroeléctrica por merma de caudales.

Así las cosas, resulta sustantivo el aporte que realizan las energías renovables, sobre todo la eólica, mientras se observa un incremento de la importación de energía eléctrica desde Brasil.

La situación de la demanda residencial en ascenso, contrasta con una contenida demanda industrial y comercial.

La torta de la matriz de generación eléctrica medida en porcentajes de participación, actualizada por CAMMESA, reveló en la tarde del martes 14 que el aporte térmico representó el 55 % del total; el de las renovables eólica y solar el 16 %; la hidroelectricidad alcanzó un registro de 15 %, la nuclear fué del 5 %, y la importación se ubicó en el 9 por ciento.

YPF Energía Eléctrica S.A. (YPF Luz) y Central Puerto S.A. (CEPU) anunciaron la firma de un acuerdo estratégico para avanzar en el estudio y desarrollo de un importante proyecto de interconexión para abastecer energía eléctrica limpia y eficiente en la zona de la Puna Argentina.

Las dos empresas de generación eléctrica evaluarán en forma conjunta los aspectos técnicos y regulatorios necesarios para llevar adelante la concreción de una obra de infraestructura eléctrica de gran magnitud para brindar una solución de abastecimiento de energía eléctrica integral con especial foco en el desarrollo de la industria minera.

El proyecto permitirá conectar al Sistema Argentino de Interconexión las demandas del sector minero y de las comunidades locales en las zonas del Salar de Pastos grandes y del Salar del Hombre Muerto ubicados en las provincias de Salta y Catamarca. Además, contempla una posible ampliación hasta el Salar de Carachi Pampa en Catamarca.

Este esfuerzo conjunto implicaría una inversión de entre $250 y $400 millones de dólares, dependiendo del alcance final de la obra. El desarrollo en evaluación contempla la construcción de una línea eléctrica de aproximadamente 140 km, que potencialmente podría ampliarse hasta 350 km de extensión. La línea permitirá optimizar recursos y capacidades para ofrecer soluciones energéticas eficientes y sostenibles.

Fernando Bonnet, CEO de Central Puerto, señaló que “Al igual que expresáramos a principios de mes cuando anunciamos la firma del acuerdo de colaboración con el IFC, estamos convencidos que el desarrollo de la minería en el noroeste argentino resulta fundamental para el crecimiento económico de nuestro país, en un contexto internacional cada vez más demandante de minerales críticos, esenciales para la transición energética.

Junto con YPF Luz procuramos mejorar la competitividad (de las mineras) a través de soluciones energéticas eficientes y sostenibles”, agregó.

Por su parte, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, destacó: “Argentina tiene una oportunidad histórica de posicionarse como líder mundial en la provisión de cobre y litio. En YPF Luz, estamos comprometidos a ofrecer soluciones energéticas integrales que faciliten este objetivo. Este acuerdo estratégico con Central Puerto no solo subraya nuestra capacidad para desarrollar infraestructura energética de gran magnitud, sino también nuestra visión de trabajar con distintos actores del sector”.

“Juntos, impulsaremos infraestructura que necesitan los proyectos mineros, con beneficios significativos para el país, las provincias y las comunidades locales”, agregó.

El Ente Nacional Regulador del Gas convocó a una Audiencia Pública (106) para “poner a consideración la Revisión Quinquenal de Tarifas de transporte y distribución de gas, la Metodología de ajuste periódico de las tarifas de transporte y distribución de gas, y la Modificación del Reglamento de Servicio de Distribución en relación con la facultad de corte de servicio por falta de pago.

La Audiencia Pública (no vinculante) se realizará el 6 de febrero próximo desde la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, a partir de las 9:00 horas, y la participación de los interesados será exclusivamente de manera virtual, puntualizó el Enargas a través de la resolución 16/2025, publicada en el Boletín Oficial con la firma del interventor Carlos Casares.

En los considerandos de dicha resolución se indica que el Decreto DNU 1023/24 determinó que la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes de la revisión tarifaria iniciada en función de lo ordenado por el DNU 55/23 ” no podría exceder del 9 de julio de 2025″.

Por cuerda separada a esta RQT, el gobierno nacional continuará, a través del ministerio de Economía, con la reducción total o parcial de los subsidios del Estado en las facturas por el suministro de gas.

Las empresas de transporte y distribución de gas natural por redes comprendidas por la revisión tarifaria son licenciatarias desde 1992. DISTRIBUIDORA DE GAS DEL SUR S.A. (actualmente CAMUZZI GAS DEL SUR); DISTRIBUIDORA DE GAS NOROESTE S.A. (actualmente NATURGY NOA); DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA, DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO, DISTRIBUIDORA DE GAS DEL LITORAL S.A. (actualmente LITORAL GAS); DISTRIBUIDORA DE GAS PAMPEANA S.A. (actualmente CAMUZZI GAS PAMPEANA); TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE; TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR; DISTRIBUIDORA DE GAS METROPOLITANA S.A. (actualmente METROGAS); DISTRIBUIDORA DE GAS BUENOS AIRES NORTE S.A. (actualmente NATURGY BAN). También, desde 1997, a la entonces DISTRIBUIDORA DE GAS NEA MESOPOTÁMICA S.A. (actualmente GAS NEA).

A través del Decreto 55/23 se determinó el inicio de la revisión tarifaria conforme lo establece la Ley Marco 24.076, correspondiente a las prestadoras de los servicios de distribución y transporte de gas natural.

Dicha Ley establece que “Cada cinco (5) años el Ente Nacional Regulador del Gas revisará el sistema de ajuste de tarifas y fijará nuevas tarifas máximas”.

En la resolución ahora oficializada se hace referencia a que la Ley Marco establece que “Los servicios prestados por los transportistas distribuidores serán ofrecidos a tarifas que se ajustarán a los siguientes principios: a) Proveer a los transportistas y distribuidores que operen en forma económica y prudente, la oportunidad de obtener ingresos suficientes para satisfacer todos los costos operativos razonables aplicables al servicio, impuestos, amortizaciones y una rentabilidad razonable”.

También, que se “Deberán tomar en cuenta las diferencias que puedan existir entre los distintos tipos de servicios, en cuanto a la forma de prestación, ubicación geográfica, distancia relativa a los yacimientos y cualquier otra modalidad que el ente califique como relevante”.

Además, que “El precio de venta del gas por parte de los distribuidores a los consumidores, incluirá los costos de su adquisición. Cuando dichos costos de adquisición resulten de contratos celebrados con posterioridad a la fecha de entrada en vigencia de esta ley, el Ente Nacional Regulador del Gas podrá limitar el traslado de dichos costos a los consumidores si determinase que los precios acordados exceden de los negociados por otros distribuidores en situaciones que el ente considere equivalentes”.

“Sujetas al cumplimiento de los requisitos señalados (las tarifas) asegurarán el mínimo costo para los consumidores compatible con la seguridad del abastecimiento”.

La resolución 16/2025 refiere también que la Ley 24076 establece: “A los efectos de posibilitar una razonable rentabilidad a aquellas empresas que operen con eficiencia, las tarifas que apliquen los transportistas y distribuidores deberán contemplar: a) Que dicha rentabilidad sea similar a la de otras actividades de riesgo equiparable o comparable; b) Que guarde relación con el grado de eficiencia y prestación satisfactoria de los servicios”.

Durante el año 2024, el saldo de exportaciones e importaciones de gas natural, medido en volumen, fue negativo en poco más de 300 millones de m³. Esto representa una reducción del 89 % en comparación con el año 2023.

El volumen total anual exportado fue de 2.537.760 Mm3, mientras que la importación sumó 2.839.654 Mm3.

La información proviene de un análisis realizado por la Comisión de Energía del CAI (Centro Argentino de Ingenieros), basado en datos publicados por ENARGAS (partes de distribución y transporte, partes de importación y partes de exportación).

La reducción mencionada se logró gracias a un menor caudal importado del 43 % y un incremento del 11 % en las exportaciones.

Entre los factores que contribuyeron a este resultado, se destaca el aumento en la producción de la cuenca neuquina, que pudo ser transportada hasta los puntos de consumo gracias a la puesta en marcha del Gasoducto Perito Francisco Moreno (Ex Gasoducto Presidente Néstor Kirchner), y las plantas compresoras de Tratayen y Salliqueló.

Sin embargo, a pesar de esta mejoría, el saldo continúa siendo negativo. Se prevé que esta situación se revierta durante el corriente año ante la suspensión del envío de gas por parte de Bolivia y su reemplazo por el producido en la cuenca neuquina, visto la finalización de las obras de reversión del gasoducto del Norte, señaló el informe del CAI.

En materia de exportaciones de gas natural se destacaron el incremento de 114 % en las ventas a Metanex EGS (Chile); del 127 % a Metanex YPF (Chile); y una reducción de apenas 2,7 % en el volumen exportado por Gasandes con el mismo destino.

Por el lado de las importaciones el mayor impacto en la balanza fue la reducción del 100 % del GNL por el puerto de Bahía Blanca; del 49 % en el volumen ingresado desde Bolivia; de casi 18 % del GNL ingresado por el puerto de Escobar.

El Secretario General del Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables del Chubut, Jorge Avila, celebró la continuidad de las operaciones en la provincia de los Perforadores y Workover de Capsa para 2025.

La decisión de la compañía implicó fuertes gestiones del Sindicato “que permitieron mantener un presupuesto similar al del año 2024 con más una producción aumentada, lo que representa buenas noticias para la Cuenca del Golfo San Jorge”, se explicó.

“Estamos contentos por la noticia que nos acaba de dar Capsa, de que van a continuar los dos Perforadores en todo este 2025, y los tres Workover y los Pulling que tiene trabajando en el área”, enfatizó Avila.

Y agregó que “sería lo mismo del año pasado para 2025 y con un poco más de Producción, donde serían casi 200 los millones de dólares que pondría en todas las áreas que Capsa tiene hoy acá”.

Avila felicitó a la Operadora “que vuelve a poner el hombro por la ciudad y a decir que nosotros vamos a seguir en el Convencional en Comodoro Rivadavia, y eso para nosotros es una buena noticia”.

La Secretaría de Energía autorizó a ALUAR (Aluminio Argentino S.A.I.C.) a construir una línea de transporte de energía eléctrica de uso particular, para abastecer su Planta en Puerto Madryn desde el Parque Eólico La Flecha (PELF Etapa II-Fase IV), a su exclusivo costo y para su propia necesidad.

La línea permitirá la vinculación del referido Parque Eólico mediante 34,16 Kilómetros de tendido del tipo aéreo con la Planta de Aluminio mediante una Línea de Alta Tensión de 132 kV doble terna hasta un pórtico de transición a Cable que ingresará a las cabinas eléctricas CE 132A (nodo interno de planta ALUAR) para su distribución, describió la Resolución 1/2025.

La concesión de línea de transporte de uso particular tendrá una duración de 15 años contados a partir de ahora (9/1/25) y se otorga “en los términos del Artículo 31 de la Ley 24.065 (marco regulatorio de la electricidad), debiendo el concesionario construir, operar y mantener la línea, a su exclusivo costo y para su propia necesidad”.

La resolución establece además que “Transcurrido el plazo establecido, las instalaciones objeto de esta resolución pasarán a operar, según el régimen regulatorio y tarifario vigente, bajo la concesión de la Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por distribución troncal de la Patagonia (TRANSPA S.A.)”.

La autorización concedida está supeditada al cumplimiento de las condiciones detalladas en la misma Resolución:

a. Mientras opere como red de uso particular, entre las instalaciones de salida del Parque Eólico La Flecha ubicado en Puerto Madryn, y la línea que ingresará a las cabinas eléctricas CE 132A (nodo interno de planta ALUAR) para su distribución, se deberá operar sin cerrar anillo con instalaciones presentes o futuras del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión y/o del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de TRANSPA S.A., salvo que, en función del servicio prestado mediante las redes de las concesionarias, alguna de ellas se lo solicite debido a una condición de emergencia en su sistema.

b. El compromiso formal de la empresa ALUAR S.A.I.C. de que si, dentro del plazo establecido de 15 años se determinara suspender la inyección de energía eléctrica, por un período continuado superior a DOS (2) años, y existieran agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) interesados en hacer uso de la red, el ENRE atenderá las solicitudes de dichos interesados como si se tratase de un acceso a las líneas de 132 kV existentes dentro del Sistema de Transporte de TRANSPA.

c. ALUAR estará obligada a operar y mantener sus instalaciones y equipos en forma que no constituyan peligro alguno para la seguridad pública, y a cumplir con los reglamentos y resoluciones que el ENRE emita a tal efecto. Dichas instalaciones y equipos estarán sujetos a la inspección, revisión y pruebas que periódicamente realizará dicho Ente, el que tendrá facultades para ordenar la suspensión del servicio, la reparación o reemplazo de instalaciones y equipos, o cualquier otra medida tendiente a proteger la seguridad pública.

d. La infraestructura física, las instalaciones y la operación de los equipos asociados con el transporte de energía eléctrica, deberán adecuarse a las medidas destinadas a la protección de los ecosistemas involucrados. Asimismo, deberán responder a los estándares de emisión de contaminantes vigentes y los que se establezcan en el futuro, en el orden nacional.

La Secretaría de Energía fijó en $ 1.085.887 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 (Biocombustibles), para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de enero de 2025 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

Lo hizo a través de la resolución 2/2025, que además indica que “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.

El nuevo precio implica un aumento del 2 por ciento respecto al precio anterior, y tendrá incidencia en el precio del gasoil al consumidor final, lo cual se verá reflejado en el arranque de febrero.

El Comité de Seguimiento que integran funcionarios de la Secretaría de Energía y de Coordinación del ministerio de Economía mantuvo una nueva reunión semanal para “repasar los avances” en la articulación del Plan de Contingencia presentado hace un par de meses para prevenir y/o contrarestar problemas del suministro de electricidad que pueden acontecer durante el verano en curso.

También pensando en medidas que van más allá del cortísimo plazo, desde la cartera a cargo de María Tettamanti se está trabajando sobre tres licitaciones buscado solucionar los problemas en generación y transmisión de la energía.

Se trata de la “licitacion del AMBA I que es una obra prioritaria que aumentará en hasta 1.500 MW la capacidad de transporte” en alta y media tensión. Energía trabaja en el esquema tarifario que permitiría financiar la obra.

Además, también se trabaja en la licitacion para almacenamiento de baterías, que aportará hasta 500 MW para inyectar al sistema eléctrico en el pico diario de consumo, indicaron desde la S.E.

Este último proyecto requeriría una inversión privada estimada en los 1.000 millones de dólares y el gobierno aspira a captar el interés de inversores. Cammesa actuaría como garante de última instancia.

Por otra parte, Coordinación y Energía trabajan en un esquema que permita relanzar la licitación de nueva capacidad de generación térmica que venga a reemplazar a máquinas que estan operando al límite hace varios años. El gobierno anterior había licitado por unos 3 mil MW, pero la nueva gestión decidió reencauzar este proceso.

Shell, segunda mayor productora de petróleo en Brasil con un promedio de 450.000 barriles de crudo diarios en 2024, anunció que planea para 2025 una perforación en una de sus concesiones mar adentro y el desarrollo de un nuevo campo petrolero en el país, llamado Gato do Mato.

Tal desarrollo depende de la decisión de la Dirección de la empresa, y se tomará entre marzo y abril, según afirmó el presidente de Shell Brasil, Cristiano Pinto da Costa, en rueda de prensa.

Gato do Mato es una concesión en la cuenca marina de Santos, en el sureste del país, que Shell se adjudicó hace más de una década en calidad de operadora, con el 50 % de participación, y tiene como socios a la colombiana Ecopetrol (30 %) y a la francesa TotalEnergies (20 %).

El proyecto para este campo prevé la instalación de una plataforma con capacidad para producir 120.000 barriles diarios de petróleo y la futura explotación de gas natural en barcos procesadores.

“Si la decisión de inversión es aprobada, la previsión es que Gato do Mato entre en operación al final de la década”, dijo Pinto da Costa en declaraciones que reprodujo World Energy Trade de El Periódico de la Energía.

Shell también planea perforar en el primer trimestre el pozo exploratorio Ariranha, en una concesión en la cuenca marina de Campos que se adjudicó en consorcio con Chevron.

También espera un aumento de su producción en las concesiones en las que su socia Petrobras es la operadora. Se trata de concesiones en el campo de Mero, y en Atapú en el presal de la cuenca de Santos. Shell cuenta con 14 plataformas de explotación de hidrocarburos en aguas profundas activas en Brasil.

El desplome del 90% en los precios del litio durante los últimos dos años ha llevado a varias minas a reducir o suspender operaciones, así como a retrasar expansiones. Esto afectará la producción global de litio en 100.000 toneladas en 2024 y 228.000 toneladas en 2025, según la consultora CRU.
Las principales afectaciones son registradas por Mineral Resources que suspendió su mina Bald Hill en Australia Occidental, mientras mantiene operativas otras dos a menor capacidad.
Liontown Resources, redujo planes de producción en su nueva mina Kathleen Valley. Por su parte, lilbara Minerals, cerró una de sus dos plantas procesadoras en diciembre.
Arcadium, puso en mantenimiento su mina Mt. Cattlin y pausó expansiones en Argentina y Canadá. En octubre, fue adquirida por Rio Tinto por $6.7 mil millones. CATL: Ajustó la producción en su mina Jianxiawo, afectando aproximadamente 15.000 toneladas en tres meses. Argosy Minerals, suspendió operaciones en una planta de carbonato de litio en Argentina.
IGO recortó su pronóstico de producción 2024 en su mina Greenbushes en un 7%.
Core Lithium: Detuvo operaciones en su proyecto Finniss en el Territorio del Norte de Australia.

Algunas minas continúan operando gracias a la demanda de de fabricantes de baterías chinos, quienes se benefician de materias primas más baratas.

Las reservas de litio de América Latina son de particular interés para Beijing, ya que el metal es crítico para la transición energética mundial y China cuenta con un floreciente mercado de vehículos eléctricos.

El mercado global de baterías de iones se elevaría de US$44.500 millones en 2021 a US$193.000 millones en 2028, del cual China domina la producción y controla alrededor del 80% de la cadena mundial de suministro de litio, según Fortune Business Insights.

A través de la Resolución 1/2025 del Ministerio de Economía, el Gobierno Nacional aprobó la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) del Proyecto “Parque Solar El Quemado y Anexos”, que se desarrollará en localidad de Jocolí del departamento Las Heras de la provincia de Mendoza.

El proyecto de Luz de Campo SA / YPF Luz contará con una inversión de U$S 211 millones y tendrá una capacidad instalada de 305 MW.

En este sentido, el plan de inversión presentado se desarrollará en dos etapas y proveerá energía bajo un factor de carga del 31,4 %. Asimismo, Luz de Campo SA / YPF Luz informó que que la totalidad de la inversión se aportará en en los próximos dos años, indicó Economía.

En la misma línea, la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA), generará un CUIT especial para Luz de Campo SA / YPF Luz, y activará la aplicación de los incentivos tributarios y aduaneros del RIGI. Además, el Banco Central de la República Argentina (BCRA) habilitará los incentivos cambiarios previstos. También, se aprobó el listado de mercaderías y/o servicios que se podrá importar para desarrollar el proyecto, se describió.

“El RIGI es una herramienta de largo plazo para proyectos nuevos o ampliaciones de proyectos preexistentes que representen inversiones significativas para la economía nacional (no menores a U$S 200 millones) que de otro modo no se desarrollarían”, afirmó Economía.

“Este Régimen contempla el otorgamiento de incentivos, certidumbre, seguridad jurídica y un sistema de protección de derechos adquiridos”, añadió.

El RIGI “se enmarca en la política que lleva adelante el Gobierno Nacional como herramienta para fomentar el desarrollo económico, productivo y social de la Argentina, generando las condiciones de previsibilidad, estabilidad y competitividad necesarias para atraer Grandes Inversiones al país a través de la promoción del desarrollo de sectores estratégicos y el adelantamiento temporal de soluciones macroeconómicas de inversión sin las cuales no podrían desarrollarse con el dinamismo deseado”, sostiene el gobierno.

El gobierno de la provincia de Buenos Aires oficializó, a través de la Resolución 4/2025, una actualización a la suba de los cuadros tarifarios de las principales distribuidoras de electricidad por red domiciliaria, que incluye un ajuste del Valor Agregado de Distribución y cuyo impacto promedio en factura final para los usuarios residenciales será del 2,5 por ciento.

El incremento de tarifas, aprobado por el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos,comprende a las empresas EDELAP, EDEA, EDEN, EDES. y las áreas Río de La Plata, Atlántica, Norte y Sur de la provincia.

La actualización de los cuadros tarifarios contempla ajustes en el VAD, el Sobrecosto de Generación Local (SGL) y otros agregados tarifarios, aprobados por la Resolución del Organismo de Control de Energía Eléctrica de la Provincia de Buenos Aires (OCEBA) 280/2024.

Luego de un intenso proceso de análisis técnico y económico, el gobierno de Mendoza dictaminó la prórroga de las concesiones petroleras hasta el año 2037, y fijó regalías del 12 por ciento, para las áreas Cerro Mollar Oeste; La Brea y Puesto Rojas, que la empresa PCR viene operando desde 2023 a partir de la adquisición de esos activos a la operadora Phoenix Globlal Resources.

Desde 2023, PCR logró aumentar la producción en esas áreas de 45 m³/día a 140 m³/día gracias a un plan integral de reactivación de pozos, y en adelante, a partir de los nuevos estudios sísmicos, pondrá en marcha un plan de exploración y producción para poner en valor posibles acumulaciones de hidrocarburos en nuevas estructuras sin desarrollar.

La compañía asumió un compromiso en firme de realizar 6 pozos con una inversión de 20 millones de dólares y una actividad contingente de 12 pozos adicionales sujeto a la viabilidad económica (3 pozos por cada descubrimiento comercial) que permitirá incrementar el monto de inversión en otros 24 millones de dólares, informó la operadora.

PCR, que también opera en Mendoza las áreas El Sosneado, La Paloma-Cerro Alquitrán y Llancanello, reafirmó así su compromiso con la actividad convencional en la provincia, demostrando que los yacimientos maduros tienen oportunidades para poner en valor sus recursos y convirtiéndose de esta forma en un jugador protagónico en la industria.

Martín Federico Brandi, CEO de la compañía, describió que “Los yacimientos convencionales todavía tienen mucho potencial para aportar nuevas reservas, a los cuales hay que dedicarles recursos técnicos, operativos y económicos para continuar con la recuperación de hidrocarburos”.

Explicó además que “PCR seguirá evaluando nuevas estructuras para seguir desarrollando la producción en esa región sur de la provincia de Mendoza que le permitan optimizar costos operativos y obtener mayor eficiencia, siempre priorizando la seguridad en sus operaciones y el cuidado del medio ambiente”.

Compromiso con el medio ambiente y la comunidad

Brandi destacó que PCR también ha asumido un firme compromiso con la gestión ambiental y social, enfocándose en el saneamiento de los pasivos ambientales heredados en las áreas prorrogadas. Este esfuerzo incluye la adecuación de instalaciones, la remediación de suelos y la implementación de prácticas responsables que aseguren la sostenibilidad de las operaciones.

Este compromiso también contribuye al bienestar de las comunidades locales con beneficiarios directos a partir de la contratación de proveedores y servicios locales que brindará certidumbre al desarrollo económico de las áreas de influencias de la compañía, además del cumplimiento de los estándares provinciales y nacionales.

PCR es una empresa de capitales argentinos con más de 100 años de trayectoria en el país, especializada en petróleo & gas, energías renovables y cemento. Es la compañía privada más antigua de la industria petrolera argentina, el principal fabricante de cemento en la región patagónica, y uno de los líderes en la generación de energía renovable, operando actualmente cuatro complejos de parques eólicos con una potencia total de 527,4 MW ubicados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis.

En su división cemento, la compañía cuenta con 2 plantas de producción de cemento en Comodoro Rivadavia, Chubut y Pico Truncado, Santa Cruz con una capacidad instalada de 800 mil toneladas por año.

En su división de petróleo y gas registra operaciones en la Argentina en las provincias de La Pampa y Mendoza y cuenta con seis áreas de exploración y explotación en Ecuador con una producción neta de 20.878 barriles equivalente de petróleo por día. Desde 2022 también se encuentra desarrollando proyectos de inversión en energía en Estados Unidos.

Los precios del crudo bajaron el lunes, pero se mantenían en su nivel más alto desde mediados de octubre, ya que el clima frío estimula las compras, mientras que persisten expectativas de un endurecimiento de las sanciones a las exportaciones de petróleo iraníes y rusas.

El lunes 6 los futuros del Brent perdían un 0,4 %, a 76,18 dólares por barril, y el West Texas Intermediate en Estados Unidos cedía 0,5 %, a 73,61 dólares. No obstante, ambos siguen en máximos desde el 14 de octubre.

El petróleo vino acumulado sesiones de subas impulsado por la expectativa de un aumento de la demanda por la ola de frío que vive el hemisferio norte, y además de estímulos fiscales para revitalizar la economía china, señalan los expertos de este mercado.

Por su parte, Saudi Aramco, el mayor exportador petrolero mundial, elevó los precios del crudo de febrero para los compradores de Asia, la primera alza en tres meses. Una subida de estos precios suele indicar expectativas de demanda más firmes.

Cerro Vanguardia, con más de 26 años de trayectoria en la minería de oro y plata, firmó un acuerdo con Minera Don Nicolás para adquirir los derechos mineros del proyecto Michelle, una propiedad de 14.328 hectáreas ubicada al noroeste de su operación. 

Este proyecto, que se encuentra en una etapa temprana a intermedia de exploración, representa una nueva oportunidad para extender la vida útil de Cerro Vanguardia más allá del año 2028, siempre y cuando los resultados de las tareas de exploración sean positivos, lo que fortalecerá la operación de la compañía, se indicó.

Además, durante 2025, la compañía implementará un plan de exploración e inversión que permitirá cuantificar los recursos existentes y descubrir nuevas oportunidades en esta área estratégica.

Francisco López, gerente general de Cerro Vanguardia, destacó que “La potencial adquisición del proyecto Michelle refuerza nuestro compromiso con el crecimiento sostenible de Cerro Vanguardia y con el desarrollo de la minería en Santa Cruz. Este paso refleja nuestra visión a largo plazo y nuestra apuesta por seguir creando valor compartido para nuestros empleados, proveedores, comunidades y otras partes interesadas”.

El yacimiento Cerro Vanguardia está ubicado en la meseta patagónica, a unos 150 km al noroeste de la ciudad de Puerto San Julián, en el Departamento Magallanes, Provincia de Santa Cruz.

China puso en pleno funcionamiento Fengning, la central hidroeléctrica de almacenamiento más grande del planeta, informó Xinhua.

Con la entrada en operación de su última unidad en Chengde (Hebei) el 31 de diciembre, la planta alcanza una capacidad instalada de 3,6 millones de kW y una capacidad de generación anual de 6.610 millones de kWh.

Según expertos, Fengning permitirá equilibrar el suministro energético, produciendo más electricidad durante los picos de demanda y almacenando energía en los momentos de menor consumo, suficiente para cubrir las necesidades anuales de 2,6 millones de hogares.

Se espera que la central hidroeléctrica de Chengde, que constituye una importante fuente de electricidad limpia, también reducirá las emisiones de dióxido de carbono en 1,2 millones de toneladas al año y ahorrará 480.000 toneladas de carbón.