El Mercado Electrónico del Gas realizó dos subastas para abastecer de gas a usinas generadoras en enero 2025, recibiendo 32 ofertas por un volumen global de 40.150.000 m3/día.

La primera subasta fue para el abastecimiento interrumpible de gas natural para enero en la que podían participar Productores y Comercializadores en general. Se recibieron 19 ofertas por un volumen total de 14.150.000 m3/día, y con precios promedio ponderados de U$S 2.02 el Millón de BTU puesto en el PIST, y de U$S 2,86 el MBTU puesto en Gran Buenos Aires.

De tales ofertas, 5 provinieron de Neuquén (3.150.000 m3/día) con precios de entre U$S 2,34 y 2,90 puesto en el GBA; 4 ofertas llegaron desde Santa Cruz (3.300.000 m3/día) con precios de entre 2,69 y 2,97 dólares el MBTU; otras 5 desde Tierra del Fuego por 4.900.000 m3/día y precios de entre U$S 2,89 y 3,03 dólares el MBTU; 3 ofertas desde Noroeste, por 1.400.000 m3/día con precios de U$S 2,90 a U$S 3,04 el MBTU, y 2 ofertas desde Chubut, por 1.400.000 m3/día y precios de U$S 2,83 a U$S 2,87 el MBTU.

El MEGSA realizó luego un concurso de precios para el abastecimiento interrumpible de gas natural para el mismo mes, en el que se recibieron ofertas exclusivamente de aquellos Productores que habiendo sido adjudicatarios del Plan Gas.Ar cuenten con volúmenes adicionales, donde cada Productor sólo podrá 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 este caso se recibieron 13 ofertas, por un volumen de 26 millones de metros cúbicos día y un ppp de U$S 2,85 el MBTU.

Ocho ofertas llegaron desde Neuquén por 15.500.000 m3/día y precios de entre U$S 2,69 y U$S 3,00 el MBTU; Desde Tierra del Fuego llegaron 3 ofertas por un volumen 7.500.000 m3/día y precios de 2,77 a 2,88 dólares el MBTU. Desde Chubut llegó una oferta por 2.000.000 de m3/día a U$S 2,88, y desde Santa Cruz llegó 1 oferta de 1.000.000 de m3/día, a U$S 2,83 el MBTU.

. El presidente Javier Milei presentó el Plan Nuclear Argentino, una iniciativa que tiene como objetivo posicionar al país en la vanguardia energética y atraer inversiones. Estuvo acompañado por el jefe del Consejo de Asesores, Demian Reidel, y el director General del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), Rafael Grossi.

“Contamos con un pueblo privilegiado en capital humano, con tierras inhóspitas a baja temperatura en toda nuestra Patagonia, lo cual es una ventaja comparativa para montar servidores de Inteligencia Artificial”, explicó el mandatario al anunciar el nuevo proyecto. Además, “tenemos abundantes reservas de energía que son necesarias para abastecer cualquier desarrollo”, agregó.

Milei indicó que “se va a generar en el mundo entero un resurgimiento de la energía nuclear”, y se refirió a las “incontables campañas de desprestigio de algunas fundaciones internacionales” contra “la única fuente eficiente, abundante y rápidamente escalable para hacerle frente al desarrollo de nuestra civilización”.

Luego de presentar a Demian Reidel como el responsable del Plan Nuclear, el presidente celebró que “después de décadas de declive, la energía nuclear tendrá su retorno triunfal y nosotros no nos vamos a quedar atrás, sino que pretendemos ser pioneros”.

En rigor, la Argentina ha sido pionera en la región en cuanto al desarrollo de la energía nuclear desde el primer gobierno de Juan Domingo Perón en la década del 40. De hecho, asistió a la inauguración de la Central Nuclear Atucha I en el arranque de 1974.

Ese mismo año se inició la construcción de la Central Nuclear Embalse (Córdoba), y su inauguración data de finales de 1983.

Durante el gobierno de Néstor Kirchner se encaró el reinicio de la construcción de la Central Nuclear Atucha II, que estuvo paralizada desde el año 1994. Ingenieros y técnicos argentinos la pusieron en marcha en junio de 2014, durante el gobierno de Cristina Fernández.

En 2015 Argentina y China firmaron convenios con vistas a la construcción de otras dos central nucleares con financiamiento del país asiático, pero dicho proceso quedó trunco desde el gobierno de Mauricio Macri.

En el arranque de la Administración Milei centenares de trabajadores y técnicos del sector quedaron desafectados en la tarea de construcción, en zona aledaña Atucha II, del reactor de baja potencia Carem 25, que presentaba un alto grado de avance, en base al desarrollo de tecnología propia. Recorte de presupuesto mediante, los trabajos se reiniciaron a paso de tortuga.

Ahora, el jefe del Consejo de Asesores explicó que se trata de un “plan ambicioso que marca el renacer de la energía nuclear como la piedra angular del futuro energético argentino y mundial, en un contexto global en el que la Inteligencia Artificial y los avances tecnológicos demandan cada vez más energía”. Y agregó: “La energía nuclear vuelve a ocupar el lugar que le corresponde”.

Reidel aseguró que nuestro país está preparado para liderar esta evolución energética y que “lo hará con tecnología 100 % argentina, desarrollada por nuestros ingenieros nucleares, quienes son reconocidos entre los mejores del mundo”. Y aseveró: “Este proyecto no es solo un avance tecnológico, es un orgullo nacional”.

El Plan cuenta con el respaldo del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), lo que representa un sello de alta calidad y refuerza la posición de liderazgo en esta nueva etapa de la energía nuclear.

Para garantizar su éxito, el Gobierno nacional creará el Consejo Nuclear Argentino, presidido por Demian Reidel e integrado por el jefe de Gabinete, Guillermo Francos; el ministro de Defensa, Luis Petri; y el presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica, Germán Guido Lavalle.

Como inicio del proyecto se construirá un reactor modular pequeño (SMR) en el predio de la Central Nuclear Atucha. Esta iniciativa, además facilitará el acceso a la energía en todo el país y disminuirá considerablemente los cortes de luz.

En una segunda etapa, se desarrollarán reservas de uranio, que servirán para cubrir la demanda doméstica y posicionará al país como exportador de elementos combustibles de alto valor agregado.

Con este Plan, la República Argentina se posiciona como un líder en el uso pacífico de la energía atómica, mientras avanza hacia su objetivo de convertirse en un hub de Inteligencia Artificial, señaló el gobierno.

Rafael Grossi, en tanto, analizó: “Es algo tan importante como la utilización de sus capacidades tecnológicas para la respuesta a problemas concretos que tienen que ver con la producción de energía”. “Estamos asistiendo a un momento internacional en el que hay un retorno muy claro a la utilización de la energía nuclear como una fuente de energía limpia, despachable y confiable”, agregó.

SM

La Secretaría de Energía comunicó que “el país registró en noviembre un superávit de la balanza comercial energética de más de 514 millones de dólares y acumula 4.806 millones en los primeros 11 meses del año por el crecimiento de las exportaciones y una fuerte caída de las importaciones”.

Entre enero y noviembre, las exportaciones de combustibles y energía crecieron 19,9 %, alcanzando los 8.626 millones de dólares. Este valor representa el 6,7 % de las exportaciones totales de Argentina y el país al que más se exportó energía fue Chile, con 2.430 millones de dólares, un 64,7 % más que el año pasado.

A su vez, las importaciones de combustible y lubricantes se redujeron 49,8 % interanual en este período, totalizando los 3.820 millones de dólares, con caídas del 62,5 % en gas natural licuado y 52 % en gasoil.

En noviembre las exportaciones sumaron 641 millones de dólares, de los cuales 285 millones tuvieron que ver con la venta de aceites de petróleo. Por su parte, las importaciones totalizaron 128 millones de dólares, lo que significa una caída de 67,6 % con respecto al mismo mes del año pasado.

De esta manera, luego de 14 años de déficit comercial energético, la balanza vuelve a ser positiva, en este caso en 514 millones de dólares, señaló la Secretaría.

La Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (CECHA), en conjunto con sus Federaciones, y particularmente con la Cámara de Expendedores de Combustibles de La Pampa (CECLA), expresó su “profunda preocupación por las disposiciones adoptadas por el municipio de la Ciudad de Santa Rosa, en torno a la Ordenanza N°6985/2023, respecto a la Tarifaria 2024”.

Mediante la Resolución Nº 422 del 17 de mayo de 2024, se implementó un cambio en el cálculo de la Tasa de Seguridad e Higiene, que pasó de ser un monto fijo basado en la superficie ocupada por las estaciones de servicio, a un porcentaje variable determinado por las ventas facturadas.

Para ilustrar el impacto de esta medida, una estación de servicio tipo que anteriormente pagaba una suma fija que rondaba en los $ 65.000 pesos mensuales ahora enfrenta un aumento que convierte la tasa de inspección en seguridad e higiene, en una carga fiscal desproporcionada, similar a un impuesto bruto municipal, donde en algunos casos, supera los $ 6.000.000,00 de pesos mensuales, se describió.

“Este ajuste resulta insostenible, considerando que los márgenes netos de operación en el sector son exiguos y la nueva base imponible grava el total facturado (y no la ganancia) duplicando la alícuota en los casos de consignación”, se expresó.

“Desde CECHA consideramos imprescindible racionalizar esta normativa, priorizando el sentido común y un enfoque equilibrado en las políticas públicas. El sector no puede soportar una presión tributaria tan desmedida sin poner en riesgo la continuidad de los negocios, las fuentes de trabajo vinculadas y, por ende, la estabilidad económica de la comunidad”.

“Respaldamos los reclamos realizados por CECLA La Pampa y las estaciones de servicio de Santa Rosa, y solicitamos al señor Intendente que revise con urgencia esta disposición. Asimismo, nos ponemos a disposición para colaborar en la búsqueda de una solución justa y superadora, que contemple tanto la viabilidad del sector como los intereses de la comunidad económica de Santa Rosa”, sostuvo la entidad.

Pluspetrol confirmó su incorporación al proyecto Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), al ejecutar su opción para ser accionista en la obra junto con YPF, PAE, Pampa Energía, Vista Energy, y al que también adhieren como cargadores Chevron y Shell.

El proyecto Vaca Muerta Sur es una obra fundamental para el desarrollo y el transporte de crudo no convencional producido en VM, implica la construcción de un oleoducto de 437 km que conectará la estación ubicada en Allen con Punta Colorada (Río Negro), una terminal de carga y descarga con monoboyas interconectadas, y una playa de tanques
y almacenaje. El diseño contempla una capacidad de transporte de hasta 550 mil barriles diarios, ampliables hasta 700 mil barriles/día.

“Producto de la reciente adquisición de los activos de ExxonMobil en Argentina, y en línea con sus planes de expansión en la cuenca neuquina, Pluspetrol sumará así capacidad firme de transporte, almacenaje y despacho de 80 mil barriles diarios”, comunicó Pluspetrol.

A su vez, Vaca Muerta Sur complementará otras vías de transporte de crudo que permitirán que la Argentina aumente considerablemente sus exportaciones de petróleo en los próximos años.

“Esta participación será un pilar estratégico para la compañía y requerirá una inversión total aproximada de U$S 3.000 millones. Se financiará con aportes de los socios junto con financiamiento externo, a concretar durante el año 2025. Se espera que comience su operación comercial durante el primer semestre de 2027”, se describió.

“De esta forma, Pluspetrol se consolida como protagonista del sector energético, guiado por su propósito de potenciar el desarrollo energético sostenible para el bienestar de las actuales y futuras generaciones”, remarcó la compañía.

El Gobierno nacional anunció la puesta en marcha de la Planta Compresora Mercedes, una infraestructura clave que permitirá aumentar la capacidad de transporte del Gasoducto Mercedes-Cardales en 6 millones de metros cúbicos diarios, alcanzando un total de 15 millones de metros cúbicos diarios. Y permitirá sustituir importaciones de GNL con un ahorro proyectado de hasta 2.5 millones de dólares diarios.

La puesta en marcha de la Planta Compresora Mercedes representa un hito para la gestión puesto que beneficia a zonas de consumo y productivas del centro del país.

Es una obra complementaria del Gasoducto Mercedes-Cardales, inaugurado durante la gestión anterior, que, a su vez, forma parte de las obras complementarias del Gasoducto Perito Moreno (Ex GPNK).

“Este proyecto refuerza el compromiso del Gobierno nacional de potenciar el sector energético como motor del crecimiento económico”, se indicó.

En diciembre de 2023, la construcción tenía un avance del 60 %, pese a que debía haber estado terminada en julio del mismo año.

El proyecto estaba afectado por reclamos de contratistas sin resolver, retrasos en la aprobación de SIRAS que complicaron la importación de materiales, una deuda de 2 millones de dólares y una actualización de precios pendiente, desde enero de 2023, por 4.5 millones de dólares, se describió.

El Gobierno nacional decidió finalizar esta obra fundamental para concluir el Gasoducto Mercedes-Cardales y que ya estaba iniciada.

“Cabe destacar que ya no será el Estado nacional quien realice este tipo de obras, sino que el sector privado será el responsable desarrollar los proyectos de infraestructura energética”, señaló el Ministerio de Economía.

ExxonMobil ha anunciado un proyecto que busca abordar el alto consumo energético de los data centers, esenciales para el crecimiento de la inteligencia artificial (IA), mediante la integración de tecnología de captura y almacenamiento de carbono (CCS). La iniciativa contempla la construcción de una planta que generaría más de 1.5 gigavatios de electricidad confiable a partir de gas natural y que, según la compañía, podría capturar más del 90 % de las emisiones de CO2 asociadas, para su posterior almacenamiento en depósitos subterráneos.

El proyecto, aún en fase de diseño y desarrollo, está dirigido a satisfacer la creciente demanda de energía impulsada por el auge de la IA y, al mismo tiempo, reducir la huella de carbono de los centros de datos. ExxonMobil estima que este sector podría representar hasta el 20 % del mercado global de CCS para 2050, consolidándose como un área estratégica para la expansión de esta tecnología.

Una de las características destacadas del proyecto sería su independencia de las redes eléctricas tradicionales, lo que permitiría una implementación más rápida en comparación con otras alternativas, como la energía nuclear. Esto lo convertiría en una opción viable para cubrir las necesidades energéticas de manera ágil y eficiente, en un contexto donde el desarrollo tecnológico exige soluciones inmediatas.

El anuncio se alinea con la estrategia de ExxonMobil para aplicar CCS en sectores como el acero, el hidrógeno y el amoníaco. La empresa ya ha establecido acuerdos para almacenar más de 14 millones de toneladas de CO2 al año, lo que, según afirman, la posiciona como líder en este campo.

La ubicación del proyecto en el Golfo de México también responde a ventajas logísticas y geográficas, como la proximidad a infraestructuras de gasoductos y sitios de almacenamiento de CO2. Además, regiones como Texas, Luisiana y Misisipi concentran una parte importante de la actividad manufacturera de Estados Unidos, lo que podría facilitar la integración de estas tecnologías en la industria.

Aunque el proyecto aún está en una etapa preliminar, ExxonMobil señala que busca contribuir a la transición hacia una economía de bajas emisiones y cubrir la creciente demanda energética de sectores estratégicos como la IA. Su desarrollo plantea interrogantes sobre la viabilidad técnica y económica de estas soluciones, pero también destaca el potencial de la tecnología CCS como herramienta para enfrentar los desafíos climáticos globales.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marin, y el vicepresidente Ejecutivo de GNL de Shell, Cederic Cremers, firmaron un acuerdo para el desarrollo de Argentina LNG en La Haya, Países Bajos.

El PDA (Project Development Agreement, por su término en inglés) implica que Shell se incorporará al proyecto. Las partes se comprometieron a avanzar en el desarrollo de la primera fase del proyecto Argentina LNG hasta tomar la decisión para ingresar a la etapa de FEED (Front-End Engineering and Design). Esta primera fase implica una capacidad de licuefacción 10 millones de toneladas al año (MTPA).

“Estamos orgullosos de que Shell, líder mundial en la producción de GNL, se una al proyecto. Comopionero en el mercado de GNL, el conocimiento y la experiencia de Shell serán fundamentales para ayudar a posicionar a Argentina como un proveedor de energía global confiable y competitivo”, afirmó el presidente de YPF.

Con el ingreso de Shell al desarrollo de la primera fase de ARG LNG, finaliza la participación de Petronas como socio de YPF. Ambos continuarán trabajando en el desarrollo del área La Amarga Chica en Vaca Muerta. YPF reconoce el valioso aporte de Petronas durante los últimos dos años, compartiendo con los equipos de YPF su experiencia técnica y comercial en el mercado de GNL.

El trabajo conjunto ha contribuido al desarrollo del Proyecto ARG LNG hasta su etapa actual y permitirá dar nuevos pasos.

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 de 580km de extensión hasta una terminal de procesamiento y licuefacción que será construida en Sierra Grande, Rio Negro, en las costas del Océano Atlántico.

YPF compró el 100 por ciento de la sociedad dueña de la participación de ExxonMobil Argentina y Qatar Energy en la concesión del área no convencional Sierra Chata (Neuquén).

De esta manera, se indicó, la compañía de mayoría accionaria estatal pasó a participar en el Bloque con el 54 % aproximadamente en sociedad con Pampa Energía, actual operador.

Sierra Chata se encuentra ubicada a 150 kilómetros al noroeste de la ciudad de Neuquén y tiene una superficie de 864 km2. Es uno de los activos de gas de mayor potencial en Vaca Muerta, destacó YPF en un comunicado.

Esta adquisición forma parte de la estrategia de la compañía de enfocar su actividad en Vaca Muerta al fortalecer el portfolio de YPF en gas, especialmente en el marco del proyecto Argentina LNG, que procura activar.

 En 2018 Pampa Energía S.A. suscribió un Acta Acuerdo de Inversión con la Provincia del Neuquén, que le permitió obtener una nueva concesión de explotación no convencional de hidrocarburos en el área Sierra Chata por 35 años, para el desarrollo de gas no convencional shale y tight .

El Área produce gas natural desde la formación Mulichinco (arenas compactas o tight gas), Pampa es la operadora del Área y posee una participación del 46 por ciento..

En contraprestación a la obtención de la concesión, el Consorcio (original) se comprometió a realizar inversiones en el Área por un monto de U$S 520 millones en los primeros 5 años (de los cuales Pampa aportaría el monto correspondiente de acuerdo a su participación), con el objetivo de continuar desarrollando la formación.

Chevron Argentina apoya el desarrollo de cursos en el marco del programa Emplea Neuquén, implementado por el Ministerio de Trabajo. También dotó al Ministerio de Salud de equipamiento médico y donó computadoras en beneficio del programa de becas Gregorio Álvarez.

Neuquén, 17 de diciembre de 2024.- Como parte de su compromiso con la comunidad y con el desarrollo de la industria, Chevron Argentina confirmó su apoyo al gobierno de la provincia de Neuquén, mediante la colaboración con iniciativas de salud, educación y empleabilidad.

En alianza con el Ministerio de Salud provincial, Chevron Argentina concretó la donación de una torre de laparoscopía, una necesidad del sistema de salud por la creciente demanda que genera la expansión demográfica en la provincia.

La empresa también apoyará el desarrollo de cursos de empleabilidad en la industria, en el marco del programa Emplea Neuquén, implementado por el Ministerio de Trabajo y Desarrollo Laboral. El mismo ofrece formación para personas en situación de desempleo, en este caso para que puedan capacitarse como amoladores y operadores de máquinas viales. Dichas capacitaciones serán dictadas por la Fundación Pilares de Añelo.

Adicionalmente, en el marco del programa de Becas Gregorio Álvarez, Chevron Argentina donó 50 computadoras, que serán destinadas para uso del personal a cargo de la implementación de dicha importante iniciativa.

“Como pioneros en Vaca Muerta, estamos orgullosos de apoyar al gobierno de la provincia de Neuquén en estas iniciativas que buscan fortalecer prioridades para el desarrollo social y productivo de la provincia y de su gente como son la empleabilidad, el acceso a la salud y la educación de los habitantes”, expresó Dante Ramos, Gerente de Asuntos Corporativos de Chevron para América Latina.

El compromiso de Chevron con las comunidades en las que opera es de larga data y se ha enfocado en su apoyo a organizaciones y autoridades, para identificar necesidades, diseñar propuestas y coordinar esfuerzos en proyectos que mejoren la calidad de vida de las personas, con foco en educación, acceso a la salud y desarrollo económico.

Las energéticas YPF, Pan American Energy, Vista Energy, Pampa Energía, Chevron Argentina, Pluspetrol y Shell Argentina se unieron para la construcción del proyecto Vaca Muerta Sur, la obra de infraestructura de transporte de petróleo más importante de las últimas décadas, se comunicó a la Comisión Nacional de Valores.

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

El diseño del Vaca Muerta Sur permitirá transportar hasta 550 mil barriles por día, con la posibilidad de incrementar esta capacidad a 700 mil barriles por día si fuera necesario.

Los accionistas YPF, Pan American Energy, Vista Energy, Pampa Energía comprometieron aproximadamente 275 mil barriles por día de capacidad, y VMOS ha concedido opciones a Chevron Argentina, Pluspetrol y Shell Argentina, entre otros, para comprometer hasta 230 mil barriles por día adicionales.

Este proyecto fue el primero en presentarse para obtener los beneficios del RIGI. Implica una inversión de 3.000 millones de dólares, que será financiada en parte por los accionistas y, en otra parte, por financiamientos locales y/o internacionales a ser otorgados a VMOS en 2025, se destacó.

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

En la comunicacón a la CNV presentada por YPF se informó que en la reunión de directorio de VMOS celebrada el día 13 de diciembre, se aprobó por unanimidad la construcción del oleoducto de exportación de crudo de Vaca Muerta. Y se describieron los detalles técnicos del Proyecto.

Se indicó además que la construcción del Proyecto comenzará inmediatamente con el objetivo de lograr su completamiento mecánico durante el 4° trimestre del año 2026 y el comienzo de la operación comercial el 31 de julio de 2027.

Los Accionistas han comprometido aproximadamente 275 mil barriles por día de capacidad y a su vez VMOS ha concedido opciones a Chevron Argentina S.R.L., Pluspetrol S.A. y Shell Argentina S.A., entre otros, que pueden comprometer un volumen aproximado de al menos 230.000 barriles por día adicionales de transporte en firme.

En la comunicación a la CNV se describen también los aspectos del proyecto referidos a la capacidad de transporte diaria del ducto, monto de inversión calculado, el esquema financiero a desarrollar y la solicitud de inscripción del proyecto (el 15 de noviembre) en el marco del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones, conforme la Ley 27.442, el Decreto Reglamentario 794/2024 y demás normas que las modifiquen y/o complementen.

YPF tendrá entonces una capacidad de transporte comprometida de 120.000 barriles por día y una participación accionaria minoritaria en VMOS, simétrica a su participación en los contratos de transporte en firme del Proyecto.

Ubicado en el Piso 26 de la Torre de YPF, la compañía inauguró el Real Time Intelligence Center (RTIC), el centro de operaciones para la toma de decisiones en tiempo real de la actividad de perforación y terminación de pozos más avanzada del país.

EL RTIC constituye un hito para YPF y para la actividad en Vaca Muerta al permitir tomar las mejores decisiones en tiempo real con el objetivo de lograr mayores niveles de eficiencia y llevar las operaciones a otro nivel, se destacó.

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, describió, “Estamos muy contentos de inaugurar esta sala que nos permitirá mejorar significativamente la forma en que operamos en Vaca Muerta. Nos tenemos que desafiar diariamente a ser cada vez mejores, fijando nuevos estándares y buscando la innovación constante. Esa es la forma en que vamos a lograr
operaciones de excelencia”.

“Agradezco a todo el equipo que hizo posible esta sala que hace cuatro meses no existía y hoy es una realidad. No nos vamos a quedar quietos y vamos a extender esta metodología de trabajo a datos a todos los negocios de la empresa para aumentar el valor de la empresa”, concluyó Marín.

Real Time Intelligence Center

La sala funciona las 24 horas los 7 días de la semana. Trabajan en ella 88 profesionales en 7 unidades operativas: 5 para la perforación de pozos desde donde se controlan los 20 equipos de torre que operan en Vaca Muerta; y 2 de terminación desde donde se pueden controlar hasta 8 sets de fractura simultáneamente.

En el centro se analizan en tiempo real más de 80 indicadores clave (KPI’s) y se reciben más de 100 variables para contribuir a tomar las mejores decisiones en el campo. La conectividad con Starlink permitió bajar considerablemente el tiempo de transmisión de datos y se disponen de 90 cámaras que permiten ver lo que ocurre en el campo en tiempo real.

Con toda esta información, sumado a la utilización de elementos de la IA, los operadores de la sala puedan tomar – segundo a segundo – las mejores decisiones para que cada pozo en Vaca Muerta sea el mejor, fijando, al mismo tiempo, un nuevo estándar.

EL RITC y el “Toyota well” constituyen pilares clave de la estrategia 4×4 de la compañía que tiene como objetivo, entre otros, aprovechar todo el potencial de Vaca Muerta.

YPF avanza en su alianza con Toyota en busca de bajar hasta 30 % sus tiempos de construcción de pozos en Vaca Muerta, desde la preparación del terreno hasta que se abre la primera válvula para fluyan los hidrocarburos. Esto permitirá acelerar la producción de petróleo y gas, generando un cambio central en la manera en que se opera en Argentina.

Daniel González, secretario Coordinador de Energía y Minería, formuló anuncios en el encuentro anual celebratorio del Día del Petróleo, organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, (IAPG).

Con relación a la operatoria de exportación de hidrocarburos y manejo de divisas en el exterior señaló la “Plena vigencia a partir de año 2025 del Decreto 929/2013, que fue aprobado en ése año pero que nunca se aplicó en su totalidad”.

Al respecto entonces, las empresas del sector podrán exportar el 20 % de su producción (y no pagar impuestos sobre ese total), y mantener en el exterior las divisas generadas por esas exportaciones, siempre y cuando cumplan con haber invertido más de 250 millones de dólares en los 3 años siguientes a 2013.

“De esta forma, estamos logrando que el Estado nacional cumpla con los acuerdos preexistentes y con sus obligaciones”, remarcó ante un nutrido auditorio de empresarios y técnicos del sector, en el Sheraton Hotel de la CABA.

Asimismo, González anunció el inicio del proceso de venta del paquete accionario estatal en la transportadora de energía en alta tensión Transener.

Activada por el gobierno de Javier Milei, la estatal Energía Argentina S.A. (ENARSA) anunció el inicio del proceso para desprenderse de la totalidad de su participación accionaria en Transener S.A., principal empresa de transporte de energía eléctrica de A.T. del país.

La participación del Estado en la compañía se encuentra en manos de Citelec S.A., que posee el 51 % de las acciones clase A de Transener, que opera una red nacional que comprende cerca de 12.400 kilómetros de líneas de transmisión.

Esta operación tiene como antecedente una situación similar durante el gobierno de Mauricio Macri, y en esa oportunidad mereció el rechazo de algunos funcionarios de origen radical que se desempeñaban en la empresa, sosteniendo que había razones estratégicas para preservar la tenencia del Estado en la Transportadora. Finalmente el gobierno macrista no concretó la venta de las acciones a manos privadas.

Ahora, González sostiene que “Este anuncio se alinea con la política del Gobierno Nacional de avanzar en un modelo donde el Estado deje de cumplir roles de empresario, promoviendo la participación privada en sectores estratégicos”.

En el mismo sentido, González puntualizó que “con este gobierno no hay más GNK” (en alusión al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner construído por el Estado durante el gobierno anterior), ahora hay Perito Moreno (así fue rebautizado el GPNK), y el Estado se limitará a llamar a licitación para avanzar con el proyecto de iniciativa privada de expansión de dicho gasoducto” (a partir de un proyecto presentado por la transportadora tgs).

El presidente del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), Ernesto López Anadón, consideró que “Vaca Muerta, después de doce años de su primer desarrollo, debería estar produciendo entre 250 y 300 MMm3/día de gas y de 1 a 1.5 millones de barriles por día de petróleo”. (Objetivos que la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) ahora ha proyectado para el 2030).

López Anadón sostuvo que “Se está demorando el desarrollo más intensivo de estos recursos en medio de constantes discusiones sobre los efectos del cambio climático y las medidas para mitigarlo”. “No somos responsables de estas emisiones”, señaló y remarcó que “De hecho, solo los doce países que queman el 90 % del carbón son los responsables de los dos tercios de las emisiones y hasta la fecha ha hecho poco y nada para solucionarlo”, en alusión a los países del Norte industrializados.

“Nuestra región, en cambio, solo emite un 4.5 %, Argentina no llega al 1 %, pero, a diferencia de los países desarrollados, la región tiene un tercio de la población pobre, y Argentina alrededor del 50 por ciento”, refirió el directivo. Y agregó que “Una de las herramientas de las que dispone el país para combatir esta pobreza es el desarrollo lo antes posible de nuestros recursos naturales”.

López Anadón describió esta situación ante un nutrido auditorio de empresarios y técnicos de la industria hidrocarburífera convocados para celebrar el Día del Petróleo, descubierto en Comodoro Rivadavia hace 117 años.

Estuvieron, el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck; la secretaria de Energía, María Tettamanti, el secretario Coordinador de Energía y Minería, Daniel González, y altos directivos de las empresas YPF, Tecpetrol, PAE, Pampa Energía, Shell, Total Energies y CGC, entre otras.

El directivo hizo hincapié en que el desarrollo de tales recursos debe hacerse “lo antes posible, porque si bien la demanda de gas y de petróleo va a durar por muchos años, va a ir siendo reemplazada paulatinamente por otros sistemas, poniendo mucha presión sobre la oferta global de hidrocarburos”.

“Solo la producción más eficiente y de menor intensidad de emisiones será la que perdure, y nosotros tenemos grandes recursos y condiciones ideales para el suministro a nivel mundial de gas natural y de petróleo de bajas emisiones”, punualizó.

En este sentido, el presidente del IAPG describió que “Ya aparecen nuevamente con fuerza los temas de integración regional gasífera, y también proyectos de exportación vía GNL”. “Pensemos que podríamos llegar a los 30.000 millones de dólares en exportaciones de gas y petróleo. Nos sobran recursos. Por eso debemos pensar a Vaca Muerta como un proyecto de exportación”, remarcó.

López Anadón sostuvo que “Vaca Muerta puede llegar a admitir una perforación constante de unos 1.000 pozos por año, adicionales a la actividad que se desarrolla en otras cuencas y en los campos maduros”. “Se requerirán inversiones que pueden llegar a valores entre los 20.000 y 30.000 millones de dólares al año”.

“No solo habrá que perforar pozos, sino que tendremos que atraer fabricantes y compañías de servicios y realizar importantes obras de infraestructura de tratamiento, transporte y exportación de gas y de petróleo”, señaló, para agregar que “para alojar toda esta actividad, los Gobiernos tendrán que ampliar la infraestructura vial y municipal”.

“La ley Bases facilitará muchas cosas, y el RIGI también es una medida que aporta. Esto es un buen comienzo”, señaló, pero advirtió que “Competimos con muchas oportunidades de inversión a nivel global. Si no ofrecemos condiciones que compitan con ellas, no tendremos un desarrollo intensivo, y sustentable en el tiempo. Hace falta aún simplificar y homogeneizar las normativas para facilitarle la vida al inversor”, insistió.

“Sin renta no habrá competitividad. No habrá desarrollo. No habrá crecimiento”, enfatizó López Anadón.

Spot!, la tienda de AXION energy, amplía su oferta gastronómica con el lanzamiento de una nueva hamburguesa, La Burger. Esta creación exclusiva surge de la colaboración entre Lele Cristobal, dueño de Café San Juan y co-creador de las Paradas Sangucheras, y La Birra Bar, una de las hamburgueserías más premiadas del mundo.

La Burger promete dominar la escena gastronómica argentina. Con un medallón de carne 100% vacuna de 150 gramos, queso cheddar tipo americano, cebolla asada, salsa secreta y pan casero, ofrece una combinación equilibrada de sabores que busca resaltar por su
calidad y originalidad.

“Después de un desarrollo de casi un año, hoy podemos decir que estamos felices de que finalmente llegue La Burger a la Parada Sanguchera. Cuando pensaba en la hamburguesa de la parada, soñaba en hacer un producto que sea único en las estaciones de servicio, que puedas ir por la ruta y por fin puedas comerte esa hamburguesa que tanto te gusta” sostuvo
Lele Cristobal.

“Junto a mis amigos de La Birra Bar, Dani y Renzo Cocchia, trabajamos mucho para encontrar ese sabor único y estamos orgullosos de haber conseguido la mejor hamburguesa que vas a poder comer en una estación de servicio. Hoy, la Parada Sanguchera agranda la familia, y es una alegría que sigamos creciendo con este hermoso proyecto” concluyó.

La propuesta, disponible en las estaciones de servicio AXION energy, busca ofrecer una hamburguesa inspirada en las mejores hamburgueserías del mundo, y especialmente en una de las más premiadas a nivel internacional.

“Este proyecto representa la esencia de las Paradas Sangucheras: llevar la mejor gastronomía a cada rincón del país. No solo es un desafío a nivel producción sino que también a nivel logístico, para garantizar la misma calidad en toda nuestra red de estaciones de servicio” sostuvo Mauro Gil, gerente ejecutivo de de la Red Propia y Tiendas de Conveniencia de AXION energy. “Como marca, estamos muy orgullosos de cerrar el año
con este mega lanzamiento, brindándole a nuestros consumidores la posibilidad de comerse una de las mejores hamburguesas del mundo en cualquier momento” agregó.

La Birra Bar, co-creadora de esta propuesta junto a Lele Cristobal, es un referente indiscutido en el mundo de las hamburguesas. Reconocida internacionalmente, fue galardonada con múltiples premios a lo largo de los años, consolidándose como un ícono de excelencia culinaria. Esta colaboración refuerza el compromiso de Spot! y AXION energy de ofrecer productos de la más alta calidad, incorporando a sus estaciones una hamburguesa que lleva la firma de los mejores.

“Al trabajar con referentes como La Birra Bar y Lele, llevamos la propuesta de las Paradas Sangucheras a un nuevo nivel, sorprendiendo a nuestros clientes con nuestra gastronomía

Petrobras suscribió un acuerdo por 2.800 millones de dólares, para construir y fletar 12 nuevos buques de apoyo para abastecer sus plataformas en alta mar.

La inversión forma parte de la modernización prevista en el plan estratégico de la compañía para el periodo 2025-2029.

Petrobras (PBR) dio a conocer su plan quinquenal que incluye 111.000 millones de dólares en inversiones totales hasta 2029, lo que supone un aumento del 9% en comparación con el plan anterior de 2024-28.El mes pasado, Petrobras anunció un pago de unos 3.400 millones de dólares en dividendos extraordinarios a los accionistas, una señal positiva de que la empresa seguirá devolviendo efectivo a los inversores.

La inversión forma parte de la modernización de la flota de buques de apoyo de Petrobras en el marco del plan estratégico de la compañía para el período 2025-2029.
Los contratos incluyen un período de hasta cuatro años para la movilización y 12 años de operación, además de la exigencia de 40% de contenido local durante la fase de construcción, dijo Petrobras

Organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), la AOG Buenos Aires 2025, el evento cumbre del petróleo y el gas de la región se prepara para otra edición que promete ser récord, del 9 al 11 de septiembre en La Rural Predio Ferial de Buenos Aires.

Las empresas que deseen reservar un stand ya pueden inscribirse en la Adjudicación de Espacios que tendrá lugar el próximo 21 de enero a las 10 en formato virtual. El predio de La Rural será el epicentro de nuevos negocios, intercambio de experiencias y actualización profesional, en un momento clave para numerosos proyectos.

Quienes participen de esta instancia decisiva podrán acceder a un valor preferencial del m2, financiación exclusiva y la posibilidad de elegir entre las mejores ubicaciones disponibles, teniendo en cuenta la gran demanda que tiene esta exposición y que se espera que sea, una vez más, otra edición récord. Los interesados pueden escribir a aog@argentina.messefrankfurt.com y solicitar el link de inscripción.

Organizada por el IAPG y realizada por Messe Frankfurt Argentina, la Exposición Internacional del Petróleo y del Gas es considerada uno de los principales eventos de la industria de los hidrocarburos en la región, reconocida internacionalmente y consolidada en el mercado del petróleo, gas e industrias relacionadas.

En su edición anterior de 2023, la Expo recibió más de 26.000 visitantes, 330 empresas expositoras y contó con la presencia de autoridades nacionales y provinciales, los máximos exponentes de las empresas líderes de la industria, representantes de pymes y compañías proveedoras, consultores, profesionales, técnicos y estudiantes de carreras afines.

AOG se prepara para ser el mayor espacio de profesionalización y actualización del sector, con actividades pensadas para las nuevas necesidades de la industria.

Para más información sobre la exposición:

www.aogexpo.com.ar

Más información sobre Shale en Argentina

www.shaleenargentina.org.ar

El Grupo Techint aprobará en los próximos días realizar una inversión de 2.000 millones de dólares para que Tecpetrol encare el desarrollo del shale oil en el área Los Toldos II Este, en la cuenca neuquina, en zona aledaña a Rincón de los Sauces.

Para una parte de ésta inversión (U$S 1.200 millones), con destino a instalaciones en superficie y ductos, la compañía procurará contar con los beneficios del RIGI.

La inversión total prevista para éste proyecto llega hasta los 2.000 millones de dólares al considerar la perforación de 40 pozos en una primera etapa, para llegar a producir hasta 70 mil barriles/día de crudo en 2027. Las inversiones referidas a producción no están alcanzadas por el RIGI.

El CEO de la compañía, Ricardo Markous, describió que Tecpetrol busca incrementar su producción de petróleo en Vaca Muerta, con un objetivo de llegar a mediano plazo a 100 mil barriles diarios.

Entonces, las obras para la instalación del campamento que se estima alojará hasta 3 mil personas, y de toda la infraestructura previa al montaje de equipos de perforación, se encarará en el primer trimestre de 2025, y la puesta en producción para lograr una primera etapa de 35 mil barriles día, está proyectada para finales de 2026, se indicó.

En el marco de la jornada anual PROPYMES realizada por el Grupo Techint en CABA, Markous destacó los logros alcanzados por la compañía en el desarrollo del gas no convencional en el área Fortín de Piedra. Encarado el proyecto en 2017, en el último invierno llegó a producir 24 millones de metros cúbicos día.

“No es sólo perforar y fracturar, sino que necesitamos el trabajo de las pymes. Lo que hicimos en Fortín debemos repetirlo ahora porque es un sector que puede ayudar a la Argentina (en su contexto macroeconómico)”, explicó Markous.

Y agregó que “En los últimos años Argentina ha logrado estándares parecidos a Estados Unidos en performance de perforación y terminación. Hoy perforamos pozos en 19 días y hacemos hasta siete fracturas por día. Esto fue posible gracias a la cadena de valor” articulada en el sector.

Por Santiago Magrone

El presidente del Grupo Techint, Paolo Rocca, elogió las medidas de “transformación de la Argentina” activadas por el gobierno nacional en su primer año de gestión, sostuvo que incluso “se sobrecumplió en muchos aspectos” en alusión al “achicamiento del Estado, la eliminación del déficit financiero, la reducción de la inflación, y a la desregulación, para sacar el freno a la actividad económica, que está repuntando”.

No obstante, puntualizó ante el Secretario de Coordinación de la Producción, Pablo Lavigne, que “falta la eliminación de las restricciones cambiarias”, al tiempo que hizo especial hincapié en las medidas de apertura de la economía que encara la Administración Milei, señalando que para el sector industrial “es necesario nivelar la cancha” para que continúe “recuperando competitividad”.

Rocca habló en el cierre de la jornada PROPYMES que el Grupo Techint realiza anualmente, remarcando ante el funcionario que lo acompañó en el escenario del Centro de Convenciones de CABA que “nivelar la cancha implica trabajar en conjunto, Gobierno y Sector Privado, en medidas que nos permitan ser competitivos y aportar al crecimiento del Producto (Interno) Bruto del país”.

Destacó que el grupo Techint invirtió 1.400 millones de dólares durante 2024, y que debería preservarse la actividad industrial en toda la cadena de valor por su impacto en la generación de empleo de calidad.

“La apertura para nosotros es un desafío, no lo vemos como una amenaza sino como una oportunidad”. “Queremos ser protagonistas de este proceso, no víctimas”, insistió Rocca ante un auditorio de empresarios Pymes cuyas firmas integran la larga lista de proveedores del Grupo Techint -Tenaris, Tecpetrol, Ternium, Tenova – (ingeniería, construcción, siderurgia, y energía) creado en Milán, e instalado en Argentina en 1945.

El Grupo industrial desarrolló una fuerte presencia a nivel regional e internacional. Rocca afirmó que, en materia siderúrgica -siendo un principal productor mundial de tubos de acero sin costura para la industria hidrocarburífera- “hoy podemos competir con Estados Unidos y con Europa, pero no con China, porque juega otro juego”, en referencia a la política y a la economía y producción del país asiático.

De hecho, planteó ante Lavigne que “nivelar la cancha” para ser más competitivos requería que el gobierno nacional avanzara en “la reducción de la carga impositiva”. Y tuvo además una especial mención para “los costos laborales”. Un clásico.

“Creemos que frente a nuestros competidores estamos muy sobrecargados de impuestos. Algunos de estos impuestos no estan en ningún lugar: Ingresos Brutos, impuesto al cheque, los impuestos provinciales/municipales, son algo que crea una diferencia muy importante”, señaló.

“Es importante para nosotros que el gobierno nos escuche, para alinear la apertura de la economía con una mejora de nuestra competitividad como industria y no convertir a proveedores en importadores”, insistió.

Levigne procuró contrarrestar la intensidad del planteo señalando lo hecho y lo que promete realizar la Administración Milei en 2025. Avanzar con una reforma tributaria simplificada, continuar con una baja de gastos del Estado nacional, y avanzar con la paulatina eliminación de las restricciones cambiarias (cepo). “El de los royalties serán el último eslabón”, indicó.

Y con respecto al tema China, el funcionario se animó a señalar que “no toda (importación) de China es igual”. “Hay que ir caso por caso”. “Tenemos herramientas (comerciales) pero su aplicación tiene que estar bien justificada para no alterar a otros sectores de la economía”, planteó.

Rocca volvió a insistir: “No se puede despreciar a esta industria”. “Vamos a apoyar al gobierno y a invertir, pero tiene que ser con diálogo”.

El señalamiento de Rocca apuntó también a destacar lo que acontece en el plano internacional con la industria del acero. “Estados Unidos y Europa miran (con preocupación) a China, y esto aumenta la presión de China en el resto del mundo”, explicó, e incluso deslizó que el gobierno debería pensar en medidas “antidumping u otra regla” para con la producción y exportación de acero de ése país.

También hizo referencia a que el inminente presidente Donald Trump anunció que tomará precauciones con las importaciones de acero (en general), y citó que “vemos una actitud de protección anunciando que aumentará aranceles a México en el 25 por ciento”. Techint tiene fuerte inversiones en acería en México, y Rocca anticipó que ello debería llevar a negociar el tema con la Administración Trump.

En Argentina, Tenaris es un histórico fuerte proveedor de tuberías para gasoductos y eleoductos, troncales y de los otros. Lo fué en el caso del ex Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (rebautizado Perito Moreno) y está para anunciarse oficialmente que acaba de adjudicarse la provisión de los tubos para el Oleoducto Vaca Muerta Sur. Techint-Sacde serán constructores.

La OPEP prevé menor crecimiento de la demanda mundial de petróleo para 2025 de 1,54 millones de bpd a 1,45 millones de bpd.

La organización retrasó a principios de este mes su plan para comenzar a aumentar la producción hasta abril de 2025 en un contexto de caída de precios, informó Reuters.

Ahora la organización espera que la demanda mundial de petróleo en 2024 aumente en 1,61 millones de barriles por día (bpd), por debajo de su pronóstico de 1,82 millones de bpd el mes pasado.

La OPEP había mantenido sin cambios las perspectivas para 2024 hasta agosto, una opinión que había adoptado por primera vez en julio de 2023.

El ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, Gustavo Medele, destacó que “después de un 2024 en el que se han superado todas las expectativas de producción de gas y petróleo, el próximo año promete ser aún mejor en materia de inversiones para la provincia”.

“Estamos hablando de un monto superior a los 9.000 millones de dólares que han sido comprometidos por las empresas que están operando en Vaca Muerta”, aseguró.

Medele argumentó que “la seguridad jurídica y la continuidad de políticas de Estado permitieron que Neuquén haya sido en los últimos años un faro de atracción para las inversiones internacionales, sobre todo en el sector hidrocarburífero”.

Puso como ejemplo el tiempo transcurrido desde que comenzó el desarrollo de Vaca Muerta y destacó que “nunca hubo un cuestionamiento sobre las 47 concesiones no convencionales que llevamos otorgadas, y esta continuidad le da seguridad al inversor, que vuelve a apostar por la provincia en un mercado que es muy competitivo”.

Medele adelantó que “esa confianza se refleja en varios pedidos que tenemos para nuevas concesiones, tanto de empresas que ya están operando en nuestro territorio como de nuevas compañías. Estamos haciendo una evaluación de estos pedidos, incluso de una empresa de Brasil, lo que marca la expectativa de que podamos llegar con nuestro gas a ese país próximamente”.

Vaca Muerta contiene la segunda reserva mundial de gas no convencional, lo que según Medele hace que las principales empresas del mundo se fijen en Neuquén ya que “el gas es un hidrocarburo de transición y al ser más limpio va a tener una prioridad sobre el consumo de petróleo”.

“Las condiciones que se pactaron al momento de firmar las concesiones se han mantenido en el tiempo y eso tiene mucho valor a la hora de proyectar, tanto para las empresas como para el Estado provincial”, enfatizó el ministro.

En este sentido, comentó que en el negocio hidrocarburífero se piensa a largo plazo y puso como ejemplo a los proyectos de la planta de GNL y al puerto exportador de petróleo de YPF para facilitar la exportación.

“Eso lleva tiempo, antes de eso las empresas que producen tienen que tener un comprador y ese comprador tiene que saber a qué precio va a adquirir el petróleo y el gas. Son todos engranajes de una misma maquinaria donde la previsibilidad es fundamental”, describió Medele.

El Vicepresidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA), y CEO de Genneia, Bernardo Andrews, estimó que “entre 2016 y 2025 habremos ahorrado divisas al país por alrededor de 10.000 millones de dólares en sustitución de importaciones de combustibles fósiles”, y destacó que “entre este año y 2026 invertiremos más de 4.500 millones de dólares en nueva capacidad renovable”.

Andrews señaló además que, “desde este año, la CEA amplió su compromiso de expandir su horizonte hacia nuevas tecnologías y soluciones energéticas, como la energía solar, el hidrógeno, el almacenamiento y la innovación”. “Este enfoque ampliado busca promover un diálogo colaborativo entre desarrolladores, operadores, fabricantes y otros actores clave, fortaleciendo el rol de las energías renovables en el sistema energético argentino”, remarcó.

Las declaraciones del directivo tuvieron lugar durante un encuentro de fin de año en la Asociación Círculo Italiano de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, con la participación de asociados, directivos, legisladores, periodistas y otros protagonistas del sector energético nacional.

Andrews destacó los avances y perspectivas del sector, e hizo hincapié en la importancia de la energía eólica para el desarrollo económico y ambiental del país. El sector creció alentado por la Ley 26.190/2006, y ya es tiempo de analizar en el ámbito gubernamental y parlamentario su posible prórroga.

En la actualidad los socios de la CEA son responsables del 81% de la generación eólica del país, lo que refleja el impacto de las inversiones realizadas y el esfuerzo conjunto del sector.

“Este avance no solo ha favorecido la creación de empleo y el progreso tecnológico, sino que también ha consolidado a la energía renovable como un pilar estratégico para la
descarbonización de la economía argentina y el cumplimiento de compromisos climáticos internacionales”, destacó Andrews.

Y refirió que “sin energías renovables, los sectores exportadores locales más importantes no podrán ingresar a los mercados más desarrollados, que imponen estándares cada vez más exigentes en términos medioambientales”.

En los últimos años, Argentina experimentó un notable desarrollo en energías renovables. Según datos oficiales, la participación de estas fuentes en la matriz energética nacional supera el 15 %, con la energía eólica como la mayor contribuyente.

Este crecimiento ha sido posible gracias a un marco regulatorio favorable, inversiones significativas y un potencial natural excepcional para proyectos de generación limpia.

“Sin embargo, remarcó Andrews, el sector enfrenta desafíos clave, entre ellos la necesidad de ampliar la red de transporte eléctrico para integrar la nueva capacidad instalada”.

Al respecto, resultó alentador el anunció de la Secretaría de Energía referido a la decisión de activar licitaciones para el tendido de nuevas redes de transmisión en alta tensión.

Este punto, destacado por la CEA, será esencial para desbloquear el potencial de las renovables y garantizar el suministro energético sostenible que el país necesita.

La Cámara, actualmente presidida por Martín Brandi (PCR), reafirmó su compromiso de continuar trabajando en estos desafíos, impulsando la transición energética y fortaleciendo la posición de Argentina como líder regional en energías renovables.

Acerca de CEA:

La CEA es una asociación civil que nace con el fin de favorecer el desarrollo y potenciación del sector de energías renovables en Argentina. El actual enfoque de la Cámara está integrado por nuevas tecnologías y soluciones energéticas como la energía solar, el hidrógeno, el almacenamiento y la innovación.

A través de una comunicación efectiva y su participación en los procesos de toma de decisiones políticas, busca facilitar políticas e iniciativas nacionales e internacionales que fortalezcan el desarrollo de los mercados, la infraestructura y la tecnología argentina y mundial de la energía renovable, se destacó.

Las compañías PCR e YPF S.A firmaron el acuerdo de cesión por parte de la petrolera de mayoría accionaria estatal de las áreas Llancanelo y Llancanelo R, ubicadas en la localidad de Malargüe, luego de un proceso de análisis técnicos, ambientales y económicos realizado por el Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza que autorizó la entrega de dichas áreas.

Llancanelo y Llancanelo R conformaban uno de los clusters del “Plan Andes”, por el cual YPF se está desprendiendo de medio centenar de áreas, en este caso en la provincia de Mendoza.

De esta manera, a partir de la firma PCR pasa a ser la operadora y concesionaria de las áreas Llancanelo junto con todos los activos relacionados para su explotación. La compañía estima desplegar un plan de inversiones del orden de los 120 millones de dólares para el desarrollo de las áreas en los próximos 5 años, condicionado al éxito de las actividades proyectadas, indicó.

Este yacimiento se suma a las 5 áreas que hoy PCR ya opera en la zona y que forman parte del sector norte de la Cuenca Neuquina: El Sosneado, Puesto Rojas, Cerro Mollar Oeste, La Brea, La Paloma-Cerro Alquitrán.

Dentro de los compromisos asumidos por PCR se destacan inversiones para la perforación de 13 pozos para los próximos 5 años (3 de ellos en 2025) y la implementación de tecnologías avanzadas para optimizar la producción de las áreas.

Hoy en día, el bloque produce 1.800 barriles de petróleo por día a través de 39 pozos de producción, niveles que PCR prevé incrementar en el corto plazo. Adicionalmente, se planifica también la construcción de una planta de tratamiento de crudo y un ducto de transporte, que se ejecutarán dependiendo de los resultados positivos en las fases iniciales. La compañía estará sumando reservas por 8 millones de barriles de petróleo, se indicó.

Las áreas Llancanelo y Llancanelo R se encuentran en explotación de petróleo pesado y de alta viscosidad, un recurso de alta demanda en el mercado actual. Ambas áreas son cedidas con concesiones de explotación vigentes, cuyos vencimientos operarán, en el caso de “Llancanelo”, en el año 2036, mientras que el área “Llancanelo R” vencerá en noviembre de 2027, con posibilidad de prórroga.

El CEO de PCR, Martín Federico Brandi, señaló: “Estamos muy contentos de concretar la adquisición de esta nueva área, que se suma a las que ya operamos en la zona. Nuestro objetivo es poder incrementar la producción y las reservas de las áreas adquiridas, a través de la inversión en tecnología, perforando nuevos pozos y recuperando pozos que hoy se encuentran inactivos, siempre en un marco de sostenibilidad ambiental que es una prioridad de la compañía en el desarrollo de los yacimientos”.

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.

La compañía es principal fabricante de cemento en la región patagónica, y una de las 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 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.

La Unión Europea y el Mercosur cerraron un acuerdo comercial largamente buscado a pesar de las vehementes objeciones de Francia, que ha prometido encabezar una ofensiva para obstruir su ratificación.

Las partes acordaron en principio los términos del pacto comercial el viernes, después de que la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, viajara a Uruguay para asistir a la cumbre del Mercosur de esta semana, a pesar de que un enfurecido presidente francés, Emmanuel Macron, le dijo que los términos eran “inaceptables”.

Tras más de dos décadas de negociaciones, el acuerdo es una oportunidad para que la UE y la unión aduanera sudamericana fundada por Argentina, Brasil, Paraguay y Uruguay aprovechen nuevos mercados para sus productos en medio de la feroz competencia de China y las amenazas arancelarias de Donald Trump. Sería el mayor acuerdo comercial jamás celebrado por ninguno de los dos bloques.

La ratificación será una lucha larga y difícil en la UE. Si se aprueba, el acuerdo crearía un mercado integrado de 780 millones de consumidores, dando un impulso al asediado sector manufacturero de la UE y a la vasta industria agrícola del Mercosur. También reforzaría la presencia de la UE en una región en la que China se ha convertido en un importante proveedor industrial y en el principal comprador de materias primas, al tiempo que ayudaría a aislar a ambos bloques de una posible guerra comercial de Trump.

Los exportadores de automóviles de la UE, en particular, se beneficiarán de la supresión gradual de los actuales aranceles del 35%. También se eliminarían los elevados aranceles sobre productos industriales como piezas de automóviles, maquinaria, productos químicos, prendas de vestir y textiles

Pero varios países europeos, sobre todo Francia y Polonia, se oponen rotundamente, sobre todo por el impacto que tendrá en el sector agrario. Los agricultores europeos temen que la afluencia de productos procedentes de América Latina, producidos con normas menos estrictas, les coloque en una situación de desventaja injusta.
Macron se ha enfrentado a la indignación de los agricultores que se oponen al acuerdo, y actualmente está haciendo frente al colapso de su gobierno en casa. Funcionarios franceses cercanos a Macron se han mostrado críticos con von der Leyen, insistiendo en que el acuerdo podría ser rechazado por los Estados miembros incluso después de que ella lo firme.

Dado el amplio consenso existente en Francia en contra del acuerdo, es probable que Macron continúe la lucha, ya que se enfrenta a una serie de retos políticos cada vez mayores en su país.

Las dos partes llegaron a un acuerdo preliminar similar en 2019, pero nunca lo firmaron debido en gran parte al proteccionismo europeo y la hostilidad hacia las políticas ambientales del ex presidente de Brasil, Jair Bolsonaro.
Pero el actual líder de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, ha sido uno de los más firmes defensores del acuerdo desde que asumió el cargo en 2023. El presidente uruguayo, Luis Lacalle Pou, también ha presionado mucho para que se complete
Alemania, que representa alrededor de una quinta parte de la población de la UE, es un firme defensor del acuerdo, al igual que España.

Fuente Bloomberg

El ex secretario de Energía, Darío Martínez, actualmente diputado provincial, expresó durante la sesión del jueves 5, que “me preocupa una cuestión de fondo, que tiene que ver con el futuro de Neuquén, y es el precio de nuestra producción en Vaca Muerta”.

Martínez expresó su “sorpresa por la volatilidad de los proyectos de GNL de YPF”, y especialmente por los dichos del presidente de la empresa, Horacio Marín. “Sus declaraciones son tan cambiantes, sobre un tema tan serio, que parecen poco creíbles”, indicó.

“Primero declaraba que era inminente el inicio del proyecto con Petronas, lo que implicaba traer barcos factoría y luego construir una mega planta. Ante la baja de Petronas, anunció que el proyecto continuaba tal cual, pero con nuevos socios. Ahora anuncia que se suma al proyecto de PAE y que no se construiría una planta en tierra”, explicó el legislador.

En ese sentido, Martínez dijo que “en todos esos anuncios ve un factor común que es una intención de imponer precios más bajos del gas en boca de pozo, lo que afectaría a las regalías de Neuquén y por lo tanto a todos los neuquinos”.

“Vaca Muerta puede producir el gas que necesita la Argentina y toda la región, y también tiene capacidad de abastecer las plantas de GNL. Cualquier demanda de gas es buena para los neuquinos porque genera regalías, trabajo y mejora el presupuesto provincial”, dijo el legislador.

Martínez hizo hincapié en que “es importante que desde Neuquén empujemos el pedido de infraestructura para ampliar la producción y el transporte del gas”. En tal sentido pidió al Gobernador de la provincia (Rolando Figueroa) que demande las obras que faltan, y remarcó que lo va a acompañar para conseguir lo que sea necesario para mejorar el desarrollo de Vaca Muerta.

Además, dijo que “si bien todas las iniciativas de exportación son buenas, estoy viendo que las productoras intentan avanzar con proyectos en los que establece cuál debería ser el precio del gas de los neuquinos. Ahí tenemos que prender una luz roja”, manifestó.

“Hay que llegar con gas neuquino a Brasil, y también producir el GNL, pero hay que defender el precio del gas. Hoy el gas que se coloca en el mercado es el del Plan Gas a 3,5 dólares el millón de BTU, pero veo una intención de lograr precios más bajos en boca de pozo en algunos proyectos. Tenemos que defender el precio del gas, no podemos exportar a menos del precio que paga el mercado interno. Defender el precio del gas es defender el futuro de Neuquén”, remarcó.

El Consejo Directivo de CECHA, entidad empresaria que nuclea a empresarios de estaciones de servicio, comunicó que “Respaldamos la iniciativa del Ministerio de Desregulación y Transformación del Estado de la Nación Argentina por la cual se propicia el autoservicio en las estaciones de servicio de la República Argentina”.

“La medida resultará una herramienta útil para consumidores y estacioneros que brindará nuevas alternativas en la operación de nuestros negocios”, afirmaron.

Y consideraron que la iniciativa del gobierno nacional “Es el inicio de un largo proceso que implica un cambio cultural y que nos iguala a lo que sucede en el resto del mundo”. “Resultará de mucha utilidad en feriados y turnos nocturnos”, añadieron.

La Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines es presidida por Isabelino Rodriguez, quien sucedió en el cargo a Gabriel Bornoroni, actualmente diputado nacional (LLA).

CECHA aseveró que “Nuestro personal seguirá siendo de vital importancia, al tiempo de su implementación. Modernizar es crecer”.

La compañía Pluspetrol anunció la adquisición de los parques eólicos Cerro Grande y Peralta I y II en Uruguay, propiedad de los fondos DIF Infrastructure V y DIF Infrastructure VI, respectivamente, administrados por CVC DIF.

Estos parques constituyen el segundo mayor portafolio de generación eléctrica renovable privada del Uruguay. Ubicados en los departamentos de Tacuarembó y Cerro Largo, los parques cuentan con 72 aerogeneradores Enercon E-92, con una capacidad instalada total de alrededor de 170 MW.

Esta infraestructura proporciona energía sostenible a aproximadamente 60.000 hogares uruguayos, lo que representa una reducción anual de ~25.000 toneladas de CO2 en la huella de carbono de la matriz energética del país.

La adquisición de estos parques eólicos marca el primer paso de Pluspetrol en el ámbito de la generación eléctrica renovable y forma parte de su estrategia de diversificación e inversión en fuentes de energía sostenible, comunció la compañía.

Pluspetrol continuará explorando oportunidades relacionadas con la transición energética, reafirmando su compromiso de potenciar el desarrollo energético sostenible para el bienestar de las generaciones presentes y futuras, describió.

Con destacada presencia en la actividad hidrocarburífera en la Argentina, Pluspetrol es una compañía privada internacional con más de 45 años de experiencia en la industria energética en los sectores de producción de hidrocarburos, generación eléctrica, y minería.

Por Santiago Magrone

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, afirmó que la Compañía se integrará como socia, con una participación del 15 %, en Southern Energy, creada por Pan American Energy (PAE) y Golar LNG para el proyecto de producción de GNL con vistas a su exportación.

Este proyecto, que recientemente solicitó su ingreso al RIGI, permitirá posicionar a la Argentina en el mercado global de GNL, destacó Marín.

El Directivo reveló además la decisión de YPF de encarar otro proyecto de producción de GNL para exportar, mediante dos barcos procesadores propios cuya ingeniería de diseño ha sido encargada por la Compañía. Su instalación en puerto para comenzar a producir se proyecta para 2027.

Al respecto, Marín hizo hincapié en que la idea es que en este proyecto también participen otras productoras, replicando así el criterio que se sigue en Southern Energy. La realización de estos proyectos permitiría contar con gas para procesar GNL durante todo el año.

Su realización abre interrogantes acerca de la construcción de la gran planta procesadora de GNL en continente que YPF venía diseñando con Petronas, incluso ante el eventual reemplazo de la Compañía malaya (por su retiro del proyecto) por otra u otras de las grandes operadoras internacionales del mercado internacional del GNL.

Acerca del proyecto ya activado por PAE-Golar, la semana pasada se conoció también la asociación de Pampa Energía, que tendrá una participación del 20 % en Southern Energy.y se compromete a suministrar el 22,2 % de los volúmenes de gas natural desde sus yacimientos en la cuenca neuquina. También se integrarán al proyecto otras productoras de gas on shore y off shore. Una de ellas es la británica Harbour Energy, que en setiembre se quedó con los activos en gas y petróleo de Wintershall Dea.

El proyecto liderado por Pan American Energy implica la instalación y operación del buque de licuefacción “Hilli Episeyo” de Golar, contratado por Southern Energy, en el Golfo San Matías (Río Negro) y permitirá exportar 11,5 millones de metros cúbicos al día de gas natural licuado.

El desarrollo del proyecto implica una inversión de U$S 2.900 millones en los próximos 10 años, y se prevé que alcanzará los casi 7.000 millones de dólares a lo largo de toda su vida útil.

El gas a procesar para su conversión a GNL provendrá de Vaca Muerta, y también de Tierra del Fuego (Cuenca Marina Austral). El buque tiene 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.

Con mucho entusiamo, y durante un diálogo con el periodismo, Marín reveló que continuará la tarea de “abrir mercados para el GNL argentino”, y en tal sentido encarará el 1 de enero un viaje de tres semanas para tomar contacto con empresas de países asiáticos ( China, Japón, Arabia Saudíta entre ellos). En los últimos meses Marín también viajó con el mismo objetivo a países de Europa.

“El año próximo será muy intenso en lo comercial, y también en lo que respecta a conseguir el financiamiento de nuestros proyectos”, enfatizó.

Oleoducto Vaca Muerta Sur

Marín consideró además “muy posible” que en la próxima semana YPF pueda anunciar oficialmente la firma con otras empresas productoras de petróleo en la cuenca neuquina del acuerdo de asociación para activar, en enero próximo, la construcción del Oleoducto Vaca Muerta Sur.

YPF diseñó el proyecto VMOS y creó una firma específica con ésa denominación. Invitó a asociarse a otras productoras en V.M. y así se integraron Vista, Pluspetrol, PAE, Pampa Energía, Chevron y Shell. Este proyecto resultó el primero del rubro presentado al gobierno en calificar para el RIGI.

La construcción y tendido del ducto, en sus dos tramos, las estaciones de bombeo del crudo, los tanques de almacenaje, y del puerto de salida con dos monoboyas para cargar barcos de gran porte, demanda una inversión de 2.700 millones de dólares.

El primer tramo del VMOS parte de Loma Campana (NQN) hasta Allen, son 130 kilómetros de extensión para empalmar con el ducto de Oldelval con destino a Puerto Rosales (Bahía Blanca). tiene un costo de 200 millones de dólares y la obra ya presenta un grado de avance del 50 por ciento.

El Tramo 2 implica construir y tender el oleoducto desde Allen hasta la localidad rionegrina costera de Punta Colorada (440 kilómetros de extensión ), donde se construirán la planta de tanques de almacenaje de crudo y el puerto de embarque. La inversión se calculó en U$S 2.500 millones.

En este proyecto ya se avanzó con las licitaciones para la provisión de los caños, y para la construcción y tendido del ducto. En los próximos días se oficializarán los nombres de las empresas adjudicatarias. El grupo Techint y Sacde serán protagonistas principales de las obras.

En un contexto crítico con respecto a la disponibilidad suficiente del sistema eléctrico para satisfacer la previsible mayor demanda del iniminente verano, tal como lo reconoció el gobierno, se activan medidas en generación, transporte y distribución procurando limitar los riesgos en el suministro.

La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) presentó su campaña “Hacé la diferencia”, una iniciativa que busca concientizar sobre el uso responsable de la energía, destacar la complejidad del sistema eléctrico y valorar el profesionalismo de quienes trabajan en la distribución de energía.

El verano argentino se caracteriza por altas temperaturas que impulsan un mayor uso de aires acondicionados, que aumentan significativamente la demanda de energía. Solo el uso de estos equipos en la temporada estival representa una exigencia de 10.000 MW, un 40 % más que el promedio anual.

El verano pasado hubo un pico de 29.653 MW y, según estimaciones de Cammesa, en 2025 se incrementará este máximo histórico.

Este incremento puede reflejarse en facturas más altas y mayor estrés en la red eléctrica, especialmente durante fenómenos climáticos extremos como olas de calor, tormentas o sequías.

A través de esta campaña, Adeera invita a los usuarios a implementar simples acciones en el hogar, comercio o industria para reducir el impacto en la red eléctrica, contribuir con el cuidado del ambiente y bajar el consumo hasta un 30 % :

Mantener una temperatura adecuada en el aire acondicionado

Ajustar entre 24°C y 26°C. Cada grado por debajo de esta franja incrementa el consumo en un 8 %. Además, apagarlos en ambientes desocupados y complementarlos con ventiladores puede hacerlos más eficientes.

Optimizar la iluminación con luz natural y LED

Abrir cortinas y persianas durante el día puede minimizar la necesidad de encender las luces. También es importante reemplazar las lámparas incandescentes por lámparas LED que son hasta un 80 % más eficientes y tienen una mayor durabilidad.

Desconectar los electrodomésticos en modo stand-by

Aunque parecen estar apagados, siguen consumiendo energía de manera innecesaria. Este consumo “fantasma” puede representar entre un 5 % y un 10 % de la factura eléctrica.

Evitar el uso simultáneo de equipos de alto consumo

Apagar el aire acondicionado en los espacios desocupados. Evitar utilizar al mismo tiempo equipos de alto consumo, como planchas y aires acondicionados, puede ayudar a reducir el consumo eléctrico en el hogar, disminuir la demanda sobre la red y optimizar el rendimiento de los equipos.

Planchar y lavar en horarios de menor demanda

Programar estas tareas fuera de los picos de demanda (13 h a 16 h) puede marcar una diferencia significativa. Adeera sugiere programar estas actividades temprano en la mañana o después del atardecer. Para este caso, cambiar los horarios de uso no significa consumir menos energía, pero sí reducir los picos de demanda.

Cada usuario tiene el poder de colaborar en el cuidado del sistema eléctrico. En un contexto de alta demanda y eventos climáticos extremos, el consumo eficiente de energía no solo alivia la red, sino que reduce el riesgo de interrupciones.

Detrás de cada interruptor que se enciende, hay un sistema complejo que involucra una infraestructura avanzada y el esfuerzo de más de 60 mil personas dedicadas a asegurar el suministro eléctrico a millones de argentinos.

Con la colaboración de todos, se puede hacer una gran diferencia este verano y construir un futuro más sostenible, destacó la entidad.

Acerca de ADEERA

La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 50 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 14,5 millones de clientes en todo el país. Operan 465.000 km de redes, emplean a 60.000 personas de manera directa y distribuyen más de 132.000 GWh al año, que representa el 98 % del total de la energía eléctrica que se consume en nuestro territorio.

La Secretaría de Energía publicó una serie de resoluciones que oficializaron los ajustes que fueron anticipados la semana pasada desde el ministerio de Economía para el gas y la electricidad con vigencia en el último mes del año.

También fijó nuevos precios para los biocombustibles en diciembre, y oficializó la prórroga del proceso de transición tarifaria y del actual esquema de subsidios para el gas y la electricidad.

A través de la Resolución 386/2024 actualizó desde el 1 de diciembre el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) para usuarios Residenciales, y para los del Servicio General “P” (SG-P) -usos no domésticos en donde el cliente no tiene una cantidad contractual mínima (no hay un contrato de servicio de gas).

A modo de referencia, cabe consignar que en el caso de usuarios del AMBA pagarán el gas PIST a U$S 3,08 el MMBTU.

Por otra parte, mediante la resolución 384/2024 activó la prórroga por seis meses, hasta el 31 de mayo de 2025, del período de transición en la restructuración tarifaria para la electricidad y el gas con el objetivo final de definir y poner en práctica un “esquema de subsidios energéticos focalizado” que comprenderá a un número reducido de usuarios de bajos ingresos, que actualmente revisten en el Nivel 2 de la segmentación tarifaria dispuesta en 2022, que caducará.

Asimismo, a través de la resolución 387/2024 la S.E. estableció un nuevo precio spot máximo para la electricidad en diciembre, para los contratos en el MEM, de $ 11.528 el MWh.

Por otra parte, y a través de la resolución 392/2024 Energía fijó nuevos precios mínimos de adquisición para los biocombustibles para su mezcla obligatoria con las naftas. En diciembre es de $ 703 por litro en el caso de bioetanol elaborado en base a caña de azúcar, y de $ 645 para el elaborado en base a maíz. Energía estableció que el plazo de pago de estos productos por parte de la petroleras deberá hacerse en un máximo de treinta días.

En el mismo orden, la resolución 393/2024 fijó un precio mínimo de adquisición del biodiesel para su mezcla con gasoil en diciembre de $ 1.064.595 la tonelada. El pago a los productores deberá hacerse dentro de los siete días corridos de realizada la operación.

La Secretaría de Energía de la Nación actualizó, mediante la Resolución 394/2024, el precio máximo de referencia para las garrafas de Gas Licuado de Petróleo (GLP), estableciendo que el precio de la garrafa de 10 kilogramos, incluyendo impuestos y costos adicionales, pasará de $ 8.500 a $ 10.500.

Energía comunicó que “esta medida tiene como principal objetivo que el precio de la garrafa refleje los costos reales del sistema, asegurando así el normal abastecimiento para todos los usuarios”.

Y agregó que “con esta actualización, el precio se alinea en un 90 % con el valor de paridad de exportación (PPE), en cumplimiento de la normativa vigente y de los principios establecidos por la Ley 26.020”. (marco regulatorio para el GLP).

La S.E. describió que el retraso acumulado en los precios del GLP en los últimos años afectó significativamente el funcionamiento del mercado, generando desequilibrios que pusieron en riesgo el abastecimiento normal de gas butano en garrafas.

“Este ajuste busca subsanar esas distorsiones, promoviendo un mercado más eficiente y sostenible. Es decir, que busca corregir el retraso acumulado que afectó al mercado, garantizando un abastecimiento sostenible, reduciendo la informalidad en la comercialización y fomentando inversiones privadas para mejorar la infraestructura y seguridad del sector”, se indicó.

“Este cambio se enmarca en un proceso más amplio de desregulación del mercado de GLP impulsado por el Gobierno Nacional. Dicho proceso tiene como finalidad promover una mayor eficiencia económica, incrementar la competitividad entre actores privados y elevar los estándares del mercado local de GLP a niveles internacionales”, argumentó la cartera a cargo de María Tettamanti.

La Secretaría de Energía ratificó “su compromiso con el fortalecimiento de este sector clave, velando por la seguridad, la sostenibilidad y el acceso equitativo al GLP para los hogares argentinos”.

La Secretaria de Energía, María Tettamanti, afirmó que “por el momento no está en agenda la licitación para la construcción de la Etapa 2 del ex Gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner (GPNK) ahora denomindao Gasoducto Perito Moreno.

En rigor vino a confirmar lo que ya había trascendido durante la gestión de su antecesor en el cargo, Eduardo Chirillo. La Etapa 1 del ex GPNK se encaró vía la estatal Enarsa y fue financiada con recursos del Estado, incluído fondos recaudados por la vía del “aporte” realizado por los tenedores de grandes fortunas en base a una Ley específica.

La Etapa 2 del ducto troncal para trasportar gas desde Vaca Muerta contemplaba una extensión desde Salliqueló (Buenos Aires) hasta San Jerónimo, en el sur de la provincia de Santa Fe.

Ahora Tettamanti no sólo confirmó que en caso de realizarse esa obra deberá ser por iniciativa del sector privado, sino que además ratificó que el gobierno avanzará con la privatización de ENARSA.

La Secretaria de Energía, María Tettamanti, destacó que “estamos transitando un proceso de recomposición acelerada de los precios de la energía en un contexto de desregulación del mercado” y consideró que “el salto en las tarifas se dió sin los problemas ocurridos en el pasado (en alusión a los conflictos judiciales durante el gobierno de Mauricio Macri) y yo creo que eso se debe a que la sociedad en general entendió que lo que no se paga por un lado (tarifa) se paga por el otro, con el impuesto inflacionario”.

“La idea es continuar en este mismo sentido de corregir los precios regulados” agregó, y con relación al tema de los subsidios a usuarios del gas y la electricidad indicó que se transitará “un período de transición hasta abril con el actual esquema de segmentación (N1, N2 y N3) para luego pasar a un esquema de tarifa focalizada, asimilable a una tarifa social, para las personas que realmente lo necesiten y que fomente la eficiencia en el uso”.

“La idea es que haya un bloque mínino (de usuarios) subsidiado, y que a partir de ahí para el resto se empiece a manifestar en la tarifa el costo real que debe pagarse”, puntualizó.

Tettamanti agregó que se está trabajando el tema con los entes reguladores de la electricidad y del gas (ENRE y ENARGAS) y que en el caso del gas “se esta considerando para el bloque a subsidiar una diferenciación por volumenes en base a las necesidades de consumo de una familia considerando las distintas regiones, por cuestiones climáticas”.

La funcionaria formuló estas declaraciones al participar en una jornada sobre temas de energía organizada por Econojournal en la ciudad de Buenos Ares.

Tettamanti se manifestó “convencida” de que hay que concretar una revisión integral de las tarifas de estos servicios para un período quinquenal en base a lo que establecen las leyes de marco regulatorio.

En principio debía estar concluída a fin de año pero ahora se dispuso una prórroga del plazo para definirla hasta mayo de 2025. Mientras tanto seguirán aplicándose subas transitorias mensuales definidas por el ministerio de Economía.

“El valor de las tarifas tiene que salir de un cálculo en base a criterios que fijan los Entes, siento que no debería ser difícil llegar a definir y aplicar una tarifa justa y razonable. Habrá que ver cómo da el cálculo y veremos si su aplicación puede ser un una sola vez, o en dos, o en tres pasos, tal como se hizo en la RTI de 2017”, describió la Secretaria de Energía.

“Hay que evaluar el ritmo, la velocidad para llegar al objetivo, pero las tarifas tienen que estar determinadas y ajustadas en base a la Ley. Deben cubrir los costos (de producción, transporte, distribución), la amortización, y garantizar al prestador una rentabilidad razonable”, señaló.

Tettamanti reconoció que para la puesta en vigencia de los futuros cuadros tarifarios “no podemos desconocer la macroeconomía”. “Tengo que ver el tema con el ministro de Economía, no podemos hacer algo en este sector que vaya en contra de hacer sustentable este sistema, que debe ser perdurable en el tiempo”.

“En ése marco el sector empresario va a invertir”, señaló la funcionaria en alusión a la realización de la infraestructura necesaria (generación, transporte y distribución) de estos servicios. Al respecto anunció la preparación de un llamado a licitación para obras de transporte de energía en alta tensión en el AMBA.

“Me cuesta ser paciente porque no lo soy, pero digo, vayamos un poco mas despacio pero vayamos hacia el objetivo fijado”, expresó.

Como economista, Tettamanti afirmó tener “una visión monetarista”, y sostuvo que “la inflación es un fenómeno exclusivamente monetario, con lo cual no creo que un aumento de la tarifa aumente la inflación, pero lo que sí obviamente pasa es que un aumento de tarifa va a aumentar el costo de la canasta básica, y eso va atener un impacto social y politico que se debe considerar, no lo puedo desconocer”.

Shell firmó con la estatal Qatar Energy un acuerdo para el suministro de gas natural licuado (GNL) a China a partir de 2025. Son tres millones de toneladas métricas anuales de GNL China es el mayor importador mundial de GNL.
Qatar es el tercer exportador mundial de GNL, por detrás de Estados Unidos y Australia. Ha exportado 73 millones de toneladas métricas de GNL en lo que va de año, según datos de la empresa de análisis Kpler.

Los precios de las naftas y gasoils en estaciones de servicio de las principales marcas que operan en todo el país registraron a partir de la cero horas del domingo 1 de diciembre incrementos promedio del 3 por ciento.

Los ajustes a la suba resultan de la compensación parcial de la devaluación del peso en relación al dólar durante noviembre, y también de la actualización a partir del 1 de diciembre de los impuestos a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC) dispuestas por el gobierno nacional.

Esta actualización de precios ocurre en un contexto de menores ventas de combustibles en el mercado local registradas en los últimos meses.

En el caso de YPF, la petrolera de mayor participación en el mercado local, el aumento base para todo el país es de 2,87 % 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 $ 1.108 el litro; Infinia Nafta $ 1.370; Diesel 500 (común) $ 1.123, y el Infinia Diesel $ 1.368.

En el caso de Shell (Raízen) precios de referencia en estaciones de la Ciudad de Buenos Aires son $ 1.173 para el litro de Nafta Súper; la VPower Nafta a $ 1.421; el Diesel Evolux (común) a $ 1.228, y el VPower Diesel a $ 1.430.

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

Diciembre arrancará con aumentos del 2% en las tarifas de electricidad, de 2,7% en las de gas natural por red, y del 1% en el Impuesto a los Combustibles Líquidos, confirmó el Ministerio de Economía.

Los precios de los combustibles líquidos en estaciones de servicio tendrían un ajuste mayor al considerar además la incidencia de la variación del precio internacional del crudo, y la devaluación del peso en relación al dólar. Se estima que rondaría el 3 por ciento promedio.

Economía aplica así el criterio de ajustar los precios de los servicios públicos (AySA aumentaría el 3 %) en base a la evolución mensual de la inflación. Resta saber cuando avanzará hacia la eliminación casi total de los subsidios a las tarifas de luz y gas que tiene previsto, lo que significará una suba importante en las facturas del usuario final.

La compañía Pampa Energía comunicó que se suma al proyecto de GNL impulsado por Pan American Energy y se convertirá así en el segundo mayor accionista del proyecto que permitirá exportar GNL, a partir de la instalación de un buque de licuefacción en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro.

Pampa tendrá una participación del 20 % en la sociedad Southern Energy, creada por Pan American Energy y Golar LNG para llevar adelante el proyecto, y se compromete a suministrar el 22,2 % de los volúmenes de gas natural desde sus yacimientos en la cuenca neuquina.

Gustavo Mariani, CEO y vicepresidente de Pampa Energía, destacó: “Decidimos sumarnos porque consideramos que es un proyecto muy importante para que el país se transforme en exportador mundial de gas natural licuado”. “Esto ayudará a la consolidación de la estabilidad macroeconómica, transformando las inconmensurables reservas que tenemos bajo tierra en divisas que agigantarán la política de superávit comercial” agregó.

Actualmente Pampa produce un promedio de 14,5 millones de metros cúbicos de gas natural por día en sus yacimientos Sierra Chata y El Mangrullo en Vaca Muerta, con picos de 17 millones en invierno.

Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de Pan American Energy, sostuvo que “el gas natural no convencional de Vaca Muerta es competitivo con los mejores recursos a nivel mundial y necesita desarrollar nuevos mercados para consolidar su crecimiento. El GNL nos abrirá la puerta al mundo y con Southern Energy buscamos ser un proveedor confiable para el mercado global”.

“Este proyecto, al que hoy se suma Pampa Energía, es el primer paso de un camino que se desarrollará en etapas y que debe involucrar a toda la industria”, expresó.

El proyecto liderado por Pan American Energy permitirá exportar 11,5 millones de metros cúbicos al día de gas natural. A través de una inversión de 2.900 millones de dólares en los próximos 10 años, y que se prevé alcanzará los casi 7.000 millones de dólares a lo largo de toda su vida útil, el proyecto permitirá la instalación y operación del buque de licuefacción “Hilli Episeyo” de Golar, contratado por Southern Energy, en el Golfo San Matías.

El buque tiene 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.

Este proyecto, que recientemente solicitó su ingreso al RIGI, permitirá posicionar a la Argentina en el mercado global de GNL, en donde el país aún no tiene participación. Además, favorecerá la creación de empleo y el desarrollo de toda la cadena de valor del gas natural con elevada participación de proveedores locales.

Del 18 al 22 de noviembre, Cartagena, Colombia, fue sede del 44° Encuentro Anual de la Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana (APLA), un evento clave para la industria petroquímica y química en América Latina. Este encuentro reunió a líderes del sector para discutir innovaciones, establecer contactos y explorar nuevas oportunidades de negocio.

 YPF QUÍMICA se posicionó como un actor clave en la industria petroquímica, destacándose con un espacio exclusivo en la convención, donde se realizaron encuentros comerciales para seguir ampliando oportunidades de crecimiento y desarrollo de negocios.

Se demostró el compromiso del crecimiento de YPF con su Plan 4×4 y su impacto en la industria petroquímica, así como en la innovación y la excelencia operativa del negocio YPF QUIMICA.

Durante las conferencias, YPF tuvo una participación destacada en distintos paneles:
. Innovación y Sostenibilidad: una alianza que transforma
. Desarrollo económico en la región: El potencial de Vaca Muerta
 

Para conocer sobre YPF QUÍMICA: click acá

quimica.ypf.com

La demanda de la energía eléctrica en octubre subió 2,2 % interanual al alcanzar los 10.678,8 GWh a nivel nacional, en comparación con el mismo mes del año pasado. Se trata del quinto con ascenso del año, pese a que en 10 meses se registra una baja acumulada de -0,4 por ciento. En tanto, las distribuidoras de Capital y GBA tuvieron una suba de 0,7 % i.a. Ascendieron los consumos residenciales, industriales y comerciales, informó la Fundación Fundelec.

En octubre de 2024 la demanda neta total del MEM fue de 10.678,8 GWh mientras que el año anterior había sido de 10.453,9 GWh1. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 2,2 %.

En octubre, se dió un crecimiento intermensual del 4,3 % en la demanda de electricidad respecto de septiembre de 2024, cuando alcanzó los 10.237,1 GWh, uno de los meses con menor consumo en el año.

Además, se registró una potencia máxima de 22.158 MW, el 21 de octubre de 2024 a las 21:03, lejos del récord histórico de 29.653 MW, registrado en febrero de 2024.

En cuanto a la demanda residencial de octubre, alcanzó el 43 % del total país con una suba de 3,7 %, respecto al mismo mes del año anterior.

En tanto, la demanda comercial ascendió apenas un 0,8 %, siendo el 29 % del consumo total. Y la demanda industrial reflejó un 28 %, con una suba en el mes del orden del 1 %, aproximadamente.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES

La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido octubre de 2024): 7 meses de baja (noviembre de 2023, -2,5 %; diciembre -9,7 %; enero de 2024, -3,7 %; marzo -14,6 %; abril, -0,4 %; junio -7 %; y septiembre de 2024, -6,6 %) y 5 meses de suba (febrero de 2024, 7,9 %; mayo 12,9 %; julio, 6 %; agosto, 3,5 %; y octubre de 2024, 2,2 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una baja de -1,4 por ciento.

CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL

En cuanto al consumo por provincia, en octubre fueron 20 las provincias y/o empresas que marcaron ascensos: Chubut y Misiones (17 %), Santiago del Estero (15 %), Corrientes (14 %), Chaco y Tucumán (7 %), Santa Fe, La Pampa y Salta (6 %), Catamarca, La Rioja, Neuquén y EDEN (4 %), Entre Ríos, San Juan, y EDES (3 %), Formosa (2 %), y Río Negro (1 %), entre otros.

Por otra parte, 7 provincias presentaron descensos en el consumo: EDELAP (-5 %), Mendoza (-3 %), San Luis y Santa Cruz (- 2 %), Córdoba, Jujuy y EDEA (-1 %).

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron un 30 % del consumo del país y totalizaron un ascenso conjunto de 0,7 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una suba de 0,8 %, mientras que en EDESUR la demanda ascendió 0,5 por ciento.

TEMPERATURAS

Observando las temperaturas, el mes de octubre de 2024 fue más caluroso en comparación con octubre de 2023. La temperatura media fue de 20.5 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 18.2 °C, y la histórica es de 17.4 °C.

GENERACIÓN

La generación térmica y las energías renovables son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca la caída de la generación hidráulica. En octubre, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 2.625 GWh, lo que representa una variación negativa del -37 % respecto a 2023.

La potencia instalada es de 43.049 MW, donde el 59 % corresponde a fuente de origen térmico y un 37 % 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, este mes siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 51,86 % de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas aportaron el 23,37 % de la demanda satisfecha, las nucleares proveyeron 3,51 % y las generadoras de fuentes alternativas 18,58 % del total. La importación representó el 2,69 % de la demanda, describió Fundelec.

MetroGAS obtuvo por primera vez la certificación de norma internacional ISO 9001 por la gestión a la Calidad, otorgada por el Instituto Argentino de Normalización y Certificación (IRAM), con lo que la empresa alcanzó la certificación trinorma, ya que desde el 2003 mantiene ininterrumpidamente reconocimientos por sus sistemas de Salud en el Trabajo, y de Gestión Ambiental y de Seguridad, con el fin de mantener al cliente en el centro de todas sus operaciones.

El logro de la distribuidora de gas más importante del país, con unos 2.500.000 de clientes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y en 11 partidos del sureste del conurbano, forma parte de un paso importante del proyecto “Camino a la Excelencia” iniciado por MetroGAS en 2021 y que propone aumentar la competitividad y asegurar la sustentabilidad de los resultados a largo plazo.

“Hoy marcamos un nuevo hito en la historia de MetroGAS con la certificación de la norma ISO 9001. Fue el resultado de un esfuerzo sostenido durante los últimos cuatro años y requirió de un trabajo en equipo entre todas las áreas de la compañía, en busca de poner al cliente en el centro y brindar un servicio seguro, confiable y de calidad”, explicó Daiana Barasch, directora de Riesgos y Calidad.

La certificación ISO 9001 es reconocida mundialmente y ayuda a las organizaciones a mejorar su desempeño, cumplir con las expectativas de los clientes y demostrar su compromiso con la calidad del servicio.

El proceso de certificación implicó una revisión exhaustiva de los procesos internos, la capacitación de todo el equipo de trabajo y la implementación de un sistema que coordine la calidad y que facilite la identificación de oportunidades de mejoras.

La certificación trinorma ISO 9001, ISO 14001 e ISO 45001 busca mejorar continuamente la calidad en los procesos, la gestión ambiental de la compañía, reducir el impacto de las operaciones en el entorno, garantizar un ambiente de trabajo seguro para los empleados y fomentar una cultura de prevención de riesgos.

“Este reconocimiento refleja nuestro compromiso con la calidad en cada etapa de nuestras operaciones, destacando la implementación de procesos organizados y eficaces que aseguran la satisfacción de las necesidades de los clientes, y el cumplimiento de las exigencias regulatorias”, aseguró Barasch.

La directora de Riesgos y Calidad agregó que “la certificación no solo resalta la excelencia operativa de MetroGAS, sino también la vocación por la mejora continua. En un sector tan crítico como la industria del gas, la certificación ISO 9001 reafirma el compromiso de la compañía con la seguridad, la confiabilidad y el servicio responsable”.

A través del Decreto 1057/24, el Gobierno reglamentó el capítulo VI de la Ley Bases, correspondiente a las modificaciones a las Leyes 17.319 (hidrocarburos) y 24.076 (gas natural).

En el marco del compromiso por promover un mercado energético competitivo y transparente, el Gobierno Nacional anunció la reglamentación del capítulo de energía de la Ley Bases, destacando principios que priorizan la libertad de mercado, incentivan la competencia y alinean los precios internos con los valores internacionales, comunicó la Secretaría de Energía.

Uno de los avances más relevantes de esta reglamentación se centra en el Artículo 6 de la Ley de Hidrocarburos, que regula la comercialización nacional e internacional de estos y sus derivados, bajo un enfoque que reduce la intervención estatal y facilita las condiciones para que los actores privados lideren el desarrollo del sector, se indicó.

Principales medidas reglamentadas

● Libre mercado y competencia: La reglamentación reafirma la necesidad de establecer precios energéticos transparentes y alineados con los valores internacionales, generando certidumbre para inversores y actores del sector.
● Libertad en el comercio exterior: Se garantiza la libertad para exportar hidrocarburos y derivados, promoviendo la apertura del mercado argentino al mundo. La Secretaría de Energía solo podrá objetar temporal y justificadamente las exportaciones en casos excepcionales que pongan en riesgo la seguridad del suministro interno.
● Seguridad jurídica en exportaciones: Las exportaciones no objetadas no podrán ser interrumpidas durante el período que corresponda, asegurando estabilidad y previsibilidad para los acuerdos comerciales internacionales, especialmente en lo referido al GNL.
● Actividades de Transporte, Almacenamiento y Procesamiento: Se regulan las actividades mencionadas bajo figuras de autorización y habilitación, figura que hasta el momento no estaba prevista normativamente en la Ley.

Energía remarcó que con esta reglamentación, “el Gobierno busca liberar el potencial del sector energético argentino, creando un entorno de reglas claras que maximicen las inversiones en recursos estratégicos como Vaca Muerta, posicionando al país como un referente global en producción de hidrocarburos”.

La cartera bajo la órbita del ministerio de Economía, y a cargo de María Tettamanti, puntualizó que “esta reglamentación representa un avance clave en el camino hacia un sistema energético donde el Estado actúe como facilitador y no como obstáculo, promoviendo la eficiencia, la innovación y el crecimiento económico a través del liderazgo del sector privado”.

El Índice de Producción Industrial (IPI) de FIEL registró en octubre de acuerdo a información preliminar un retroceso interanual de 0.3% . En el mes tres ramas tuvieron una mejora en el nivel de actividad respecto al alcanzado en octubre del año pasado. El proceso de petróleo tuvo un marcado aumento a partir de una mayor refinación en las instalaciones de YPF en La Plata.

El bloque de los alimentos y bebidas registró un más elevado nivel de actividad por el destacado aporte de la producción de aceite de soja y girasol, la
faena vacuna y un menor ritmo de caída en la lechería. En el caso de la faena vacuna, el alza encadenó dos meses en un escenario de marcado dinamismo exportador. Finalmente, la industria automotriz mostró en el mes una ligera mejora interanual y alcanzó el mayor nivel de producción en once meses. Las exportaciones del bloque resultaron las más altas desde octubre de 2022, marcando un importante avance interanual a partir de la tracción de los envíos a Brasil, destino que encadena cuatro meses de mejora en la comparación con el año pasado.

En el otro extremo, la producción de minerales no metálicos –mayormente insumos para la construcción‐ acumula un año de retroceso, con ventas que se han deteriorado en los últimos meses por el encarecimiento de los costos en dólares y el abatimiento de la brecha de cambio. La actividad de las industrias metálicas básicascontinúa siendo afectada por la debilidad de los sectores conexos a la siderurgia, con excepción de las actividades vinculadas a la cadena de valor de la energía. Al interior del bloque de la metalmecánica se observan
comportamientos diversos con mejoras puntuales en la producción carrocerías y chasis para vehículos comerciales, así también como de maquinaria agrícola, siguiendo el paso de las ventas que en octubre mostraron una mejora por cuarto mes en la comparación interanual. Finalmente, entre los insumos químicos y
plásticos, la producción de agroquímicos muestra un destacado desempeño, en parte explicado por una baja demanda en 2023 a causa de la sequía.
En los primeros diez meses de 2024 y en la comparación con el mismo período del año pasado la industria acumula una caída de 9% (véase gráfico Nº 1). Entre las ramas de actividad, la mayor contracción acumulada entre enero y octubre la registra la producción de minerales no metálicos (‐25%), seguida de la producción
automotriz (‐19.9%), en ambos casos en la comparación interanual. Las restantes ramas que muestran una caídamás pronunciada que el promedio de la industria son las metálicas básicas (‐16.9%), la metalmecánica (‐15.7%), la de insumos químicos y plásticos (‐11.7%) y los despachos de cigarrillos (10.7%), en todos los casos en los primeros diez meses y en la comparación con el mismo período del año pasado. Con una contracción menor que
el promedio se coloca la producción de papel y celulosa con una merma del 5.6%, seguida de la de alimentos y bebidas que acumula una caída de 0.5% y de la de los insumos textiles que retroceden 0.3%, en el período enero octubre y en la comparación con los primeros diez meses de 2023. Finalmente, la refinación de petróleo acumuló un avance del 0.9% entre enero y octubre respecto al mismo período del año pasado. Con lo anterior, el mayor aporte a la contracción de la industria en los primeros diez meses del año lo continúa haciendo la metalmecánica, mientras que el proceso de petróleo hace una contribución a la recuperación de la actividad industrial.

El análisis de la actividad fabril de acuerdo al tipo de bienes producidos muestra que todos ellos registran una caída en los primeros diez meses y en la comparación con el periodo enero octubre del año pasado. La mayor
contracción la muestra la producción de bienes de consumo durable que acumula un retroceso del 18.2%, seguido de la de los bienes de capital que acumula una caída de 15.2%, la de los bienes de uso intermedio con una merma del 9% y la de los bienes de consumo no durable con un descenso de 1.8%. No obstante, todos los tipos de bienes recortan en diez meses la retracción acumulada en el primer nonestre y en octubre los bienes de consumo no durable hacen un aporte a la recuperación de la actividad amortiguando la caída observada en los
restantes tipos de bienes.

En términos desestacionalizados la producción industrial de octubre mostró un aumento de 0.5% respecto a septiembre. Las señales indican que la industria transita una fase de recuperación que se inició en abril, y que desde septiembre ha acelerado respecto a la tendencia de largo plazo. Para calificar el inicio de la recuperación conviene señalar que transcurridos seis meses la mejora de la producción asciende al 11.2% equivalente anual; una dinámica inferior al promedio (+18.9%) observado en el primer semestre de las diez fases de recuperación de la industria desde 1980 de acuerdo a los datos del IPI de FIEL.

Asimismo, la difusión sectorial de la recuperación es baja ‐en el trimestre agosto octubre alcanzó al 30% de la industria‐, y transcurridos seis meses
su avance entre los sectores es inferior al promedio de los episodios anteriores.

En síntesis. La actividad industrial de octubre igualó el nivel de un año atrás, con tres ramas mostrando una mejora interanual –refinación de petróleo, producción de alimentos y bebidas y producción automotriz. En diez meses la actividad continúa recortando la caída acumulada y el proceso de petróleo acumula un ligero crecimiento en la comparación con el mismo período de 2023. En términos desestacionalizados la industria tuvo una mejora respecto a septiembre, y la actividad transita desde abril un sendero de recuperación que por el
momento resulta con bajo dinamismo y difusión entre sectores en la comparación con episodios del pasado.

Las series del Índice de Producción Industrial (IPI) de FIEL se encuentran disponibles en http://www.fiel.org/

Con el potencial de convertirse en un jugador clave del mercado global de Gas Natural Licuado (GNL), el Gobierno de Javier Milei, reglamentó los artículos de la “Ley Bases” referidos la exportación e importación de este recurso estratégico. La norma, elaborada por la Secretaría de Energía, apunta a garantizar un equilibrio entre las oportunidades de negocio internacional y la seguridad energética nacional.

¿Quiénes pueden exportar GNL?

El reglamento abre la puerta a una amplia gama de actores: productores, refinadores, procesadores, comercializadores, almacenadores y fraccionadores de hidrocarburos y sus derivados. Todos ellos podrán participar en operaciones de exportación e importación de GNL, siempre en línea con lo estipulado por la Ley N.º 24.076.

Exportar GNL no será un trámite tan simple. La Secretaría de Energía regulará cada paso del procedimiento, evaluando aspectos clave como:

• El impacto en la infraestructura existente.
• La necesidad de desarrollar nuevas instalaciones para proyectos a gran escala.
• Los mayores montos de inversión y plazos prolongados que pueden exigir estas operaciones.

Esta regulación tiene como objetivo prever y evitar posibles desequilibrios en el sistema energético mientras se fomenta la expansión de las exportaciones.

Disponibilidad

Un elemento central de esta normativa es la Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos, una herramienta que asegura que las exportaciones de GNL no afecten el suministro interno. Este estudio, que será actualizado cada cinco años, analizará:

• Las proyecciones de producción, demanda y exportaciones nacionales.
• Las necesidades de infraestructura, tanto existentes como futuras.
• Los recursos técnicamente recuperables de gas convencional y no convencional, medidos en trillones de pies cúbicos (TCF).

Se introducen los “pies cúbicos” cuando oficialmente en la Argentina se utiliza el sistema decimal, tanto para gas como petróleo.

Además, se descontará una “cobertura de seguridad” que contempla la demanda interna y las importaciones necesarias para cubrir picos invernales.

¿Qué significa esto para Argentina?

Con estas nuevas reglas, el país no solo garantiza un desarrollo ordenado de sus exportaciones de GNL, lo que le permitirá posicionarse estratégicamente en un mercado global en expansión, en tanto no comenta los mismo errores políticos que en el caso Petronas. La combinación de controles flexibles y una visión de largo plazo busca que el crecimiento de este sector no se lleve adelante a costa del mercado interno.

En palabras de especialistas, este reglamento marcará un antes y un después para el desarrollo del GNL en Argentina: “Es un paso clave hacia la consolidación de un mercado competitivo que fomente inversiones, proteja la seguridad energética y coloque al país en el radar global del gas natural licuado”.

Desafíos y oportunidades

La clave ahora será atraer inversiones suficientes para desarrollar proyectos de gran escala y aprovechar el vasto potencial de las reservas no convencionales, como Vaca Muerta. Al mismo tiempo, el gobierno deberá garantizar que el marco regulatorio brinde estabilidad y confianza tanto a los actores locales como internacionales.

La experiencia Petronas, donde la mezquina política interna (se pretendió dirigir la inversión) mezclada con gruesos errores en la política internacional, hicieron fracasar la màs importante inversión externa que se recuerde.

Si la Argentina logra equilibrar el juego entre el mercado interno y las exportaciones, el GNL podría convertirse en uno de los motores de crecimiento económico más importantes de los próximos años.

Exportaciones

Como parte del marco normativo que regula la exportación de Gas Natural Licuado (GNL) en Argentina, se establecieron requisitos detallados que los interesados deben cumplir para obtener la autorización correspondiente. La Secretaría de Energía exige información técnica, económica y proyectiva que garantice la viabilidad y sostenibilidad de cada proyecto. Estos pasos refuerzan la transparencia y el control en un sector estratégico para el país.

Requisitos para notificar la exportación de GNL

El reglamento detalla una serie de condiciones que los interesados deben acreditar ante la Secretaría de Energía, entre las cuales destacan:

Disponibilidad de recursos: Los solicitantes deben demostrar la disponibilidad de gas natural proyectada, sustentada en planes de inversión propios o acuerdos con otros productores. Esta disponibilidad debe estar certificada por auditores externos y abarcar un período mínimo de cinco años.

Las empresas permisionarias y concesionarias deben presentar informes anuales con datos de reservas probadas, posibles y probables, así como recursos prospectivos y contingentes. Estos informes deben incluir proyecciones de producción de hidrocarburos convencionales y no convencionales, como “sale” y “tight”, y detallar los recursos remanentes por área.

Solvencia técnica y económica: Es obligatorio presentar documentación que acredite la capacidad técnica y financiera de la empresa para desarrollar el proyecto. Además, los interesados deben especificar las cantidades máximas de GNL que planean exportar, desglosadas en términos anuales, mensuales y diarios.

Consistencia técnica del proyecto: Se debe acreditar la viabilidad técnica del proyecto, incluyendo instalaciones de transporte, licuefacción, almacenamiento y exportación. También se debe detallar su localización y financiamiento. En caso de que el solicitante haya solicitado su adhesión a este régimen (Ley N.º 27.742), debe incluir esta información en la documentación.

Flexibilidad

La normativa permite que los interesados realicen presentaciones complementarias dentro de los 30 días hábiles administrativos posteriores a la solicitud inicial. Esto les brinda la posibilidad de fortalecer sus propuestas sin interrumpir el plazo de evaluación de la Secretaría.

Por otro lado, si la Secretaría de Energía encuentra que la documentación presentada es insuficiente o poco clara, puede requerir información adicional de manera fehaciente y fundamentada. En este caso, el plazo de evaluación se suspenderá hasta que el interesado presente la información requerida.

Enfoque estratégico

Estas medidas reflejan el compromiso de las autoridades por garantizar que los proyectos de exportación de GNL sean sólidos, sostenibles y consistentes con las capacidades técnicas y los recursos disponibles del país. Además, se busca asegurar que las exportaciones no interfieran con el mercado interno y se ajusten a los estándares internacionales.

El cumplimiento de estos requisitos no solo fortalece la posición de Argentina como proveedor confiable en el mercado global de GNL, sino que también promueve una mayor confianza por parte de los inversores y asegura la transparencia en un sector clave para el desarrollo económico del país.

Objeciones

Se mantiene el principio rector: prioridad al abastecimiento interno. La Secretaría de Energía tiene la facultad de rechazar total o parcialmente una exportación de GNL si detecta alguna de las siguientes causales técnicas o económicas:

• Falta de disponibilidad de gas natural: Si el análisis de la Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos evidencia insuficiencia para el mercado interno.
• Deficiencias en la capacidad operativa: La ausencia de capacidad en cualquiera de las etapas necesarias para la exportación, como transporte, procesamiento o almacenamiento.
• Información incorrecta o engañosa: Falta de exactitud o veracidad en la documentación presentada.
• Prácticas anticompetitivas: Incluyendo dumping en el mercado interno, afectando las condiciones de competencia.

Derechos del exportador

Si no se presentan objeciones dentro del plazo estipulado, el interesado obtendrá la Autorización de Libre Exportación de GNL, que incluirá detalles como:

• Volúmenes máximos a exportar (anuales, mensuales y diarios).
• Plazos de inicio y finalización del proyecto.

Esta autorización otorga derechos firmes durante un período de 30 años, siempre y cuando el exportador acredite periódicamente la disponibilidad de recursos. Durante este tiempo, las exportaciones no podrán ser revisadas, interrumpidas ni restringidas, salvo en casos de incumplimientos graves. Además, las modificaciones legales posteriores no afectarán las autorizaciones vigentes, excepto que sean más favorables para los exportadores.

Obligaciones del exportador

Los titulares de las autorizaciones deberán cumplir con una serie de responsabilidades clave:

1. Acreditar la disponibilidad de recursos: Esto debe realizarse al menos seis meses antes del vencimiento de la acreditación vigente, cubriendo un período mínimo de cinco años adicionales.
2. Informar modificaciones: Los exportadores deberán notificar cualquier cambio en la disponibilidad de recursos, en los términos de los contratos o en las proyecciones de exportación.
3. Reportar exportaciones: Incluir detalles como precios, volúmenes y contratos asociados.

Revocación y cesión de derechos

La autorización puede ser revocada por incumplimientos graves, como:

• Falta de acreditación de recursos según lo estipulado.
• Reiteradas omisiones en los informes requeridos.
• Incumplimiento significativo de las condiciones establecidas en la autorización.

En estos casos, la Secretaría otorgará un plazo para que el exportador subsane los problemas antes de proceder con la revocación. Además, los derechos otorgados pueden ser cedidos a terceros que cumplan con las condiciones reglamentarias, previa verificación de la Secretaría.

Infraestructura exclusiva para exportación

Las instalaciones de transporte dedicadas exclusivamente al GNL no estarán sujetas a las restricciones generales aplicables al transporte de gas natural, según lo dispuesto en la Ley N.º 17.319. Esto facilita el desarrollo de infraestructura adaptada a las necesidades específicas de los exportadores.

Una oportunidad estratégica bajo estrictos controles

Este marco normativo refuerza el rol de Argentina como un potencial exportador clave de GNL, mientras garantiza la transparencia, el cumplimiento técnico y la protección del mercado interno. Las autorizaciones firmes y la estabilidad normativa ofrecen un atractivo escenario para inversores internacionales, mientras que las condiciones y plazos estrictos aseguran una gestión responsable de los recursos energéticos del país.

Del 18 al 22 de noviembre, Cartagena, Colombia, fue sede del 44° Encuentro Anual de la Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana (APLA), un evento clave para la industria petroquímica y química en América Latina. Este encuentro reunió a líderes del sector para discutir innovaciones, establecer contactos y explorar nuevas oportunidades de negocio.
 
YPF QUÍMICA se posicionó como un actor clave en la industria petroquímica, destacándose con un espacio exclusivo en la convención, donde se realizaron encuentros comerciales para seguir ampliando oportunidades de crecimiento y desarrollo de negocios. Se demostró el compromiso del crecimiento de YPF con su Plan 4×4 y su impacto en la industria petroquímica, así como en la innovación y la excelencia operativa del negocio YPF QUIMICA.

Durante las conferencias, YPF tuvo una participación destacada en distintos paneles:
. Innovación y Sostenibilidad: una alianza que transforma
. Desarrollo económico en la región: El potencial de Vaca Muerta
 
Para conocer sobre YPF QUÍMICA: click acá

Alemania obtuvo una financiación de más de US$ 25 mil millones del banco estatal KfW, para financiar el desarrollo de una red nacional de H2 para sustituir el gas natural, reducir emisiones de carbono y aprovechar mejor las energías renovables.

El proyecto contempla la creación de una red troncal de 9.040 kilómetros, diseñada específicamente para transportar hidrógeno a partir de 2032. Para optimizar costos y recursos, alrededor del 60% de la red aprovechará gasoductos existentes, que serán adaptados para manejar hidrógeno

KfW creará una cuenta de amortización que compensará a los operadores y evitar que los costos se trasladen a las tarifas.. Los ingresos generados por las tarifas de uso de la red se destinarán a esta cuenta, permitiendo el pago gradual del préstamo hasta 2055.

En el caso que los ingresos no cubran los costos totales, el gobierno alemán asumirá el 76% del riesgo financiero, mientras que el 24% restante será responsabilidad de los operadores. Este esquema busca asegurar el desarrollo del proyecto sin cargar excesivamente a las empresas involucradas ni a los consumidores.

PCR, empresa líder en energías renovables con más de 100 años de trayectoria y amplia experiencia en la industria del petróleo & gas y cemento, firmó un convenio con Molino Cañuelas para el abastecimiento de energía renovable para sus plantas de Buenos Aires (Pilar, Cañuelas, Chacabuco, Pigüé, Tres Arroyos), Córdoba (Adelia María y Laboulaye), La Pampa (Realico), Chaco (Resistencia) y Salta (Salta).

El acuerdo, es efectivo a partir del 1 noviembre de 2024 y se extiende por 5 años, hasta el 31 de octubre de 2029. El suministro provendrá del parque de generación de energía eléctrica renovable San Luis Norte que la empresa Generación de Energías Renovables S.A. (GEAR), subsidiaria de PCR, dispone en la provincia de San Luis en la localidad de Toro Negro, y que cuenta con una capacidad de 112,5 MW.

Molino Cañuelas consumirá así energía renovable eólica y solar en sus plantas de producción dedicadas a la molienda de trigo, producción de harinas y sus derivados.

Durante el primer año de contrato, GEAR abastecerá entre el 25 % y el 30 % de la demanda según las necesidades de energía eléctrica y de consumos estimados por Molino Cañuelas. En esa línea, el contrato prevé un aumento progresivo del consumo de energía renovable hasta llegar a tener una participación de entre el 60 % y el 75 % de su consumo total para mediados de 2027.

Martín Federico Brandi, CEO de PCR, destacó: “Este contrato firmado con Molino Cañuelas es un paso más de PCR como proveedor confiable de energía renovable para empresas de la agroindustria que están comprometidas con reducir sus emisiones y descarbonizar las
operaciones de sus plantas de procesamiento. Se trata de un caso más que refleja el éxito del esquema de contratación entre privados MATER (Mercado A Término de Energías Renovables), demostrando que la energía renovable es hoy competitiva y, al mismo tiempo, una solución ambiental para que la industria cumpla con las metas de abastecimiento limpio de energía para lograr un desarrollo más sostenible”.

Por su parte, desde Molino Cañuelas remarcaron que “con este acuerdo redoblamos nuestros esfuerzos en materia de compromiso y sustentabilidad ambiental.

“Logramos que las políticas de cuidado del medio ambiente, las personas y los productos se vean materializados en certificaciones en nuestras plantas basadas en las Normas de desempeño sobre sostenibilidad ambiental y social de la Corporación Financiera Internacional (IFC) y los Objetivos de desarrollo sostenible de la Iniciativa de Reporte Global (GRI)”. “Nos encontramos desarrollando un plan de implementación de un sistema de gestión ambiental basado en normas ISO 14001, ISO 150001 y las guías sobre medio ambiente, salud y seguridad de la IFC” destacó la empresa.

Acerca de PCR
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 dee xploración 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.

Acerca de Molino Cañuelas

Molino Cañuelas es el principal productor y exportador de harina de la región y un referente de la industria alimenticia argentina. Este liderazgo, construido a lo largo de más de 90 años, esta sostenido en los pilares de calidad e innovación y se ve reflejado en los alimentos ricos, prácticos y sanos que todos los días se fabrican en sus plantas.

Como parte del compromiso con una alimentación más saludable, que se adapte a las cambiantes necesidades de la sociedad, la empresa apuesta de forma constante al desarrollo de nuevos productos, pioneros e innovadores, como la línea recientemente lanzada al mercado de pastas, arroces, purés, pasteles y polentas BOX, alimentos instantáneos, de rápida cocción, rico sabor y alta calidad nutricional.

Tras ocho meses de cursada, residentes de Rincón de los Sauces se capacitaron en aspectos clave de la operación para poder ingresar al mercado laboral. La iniciativa contó el apoyo de Chevron Argentina y de la Municipalidad de Rincón de los Sauces.

Chevron Argentina anunció hoy que ochenta jóvenes completaron la Diplomatura de Operador Jr. en Petróleo y Gas. Los graduados son habitantes de Rincón de los Sauces y alrededores.

La diplomatura consistió en cinco módulos, uno introductorio y cuatro específicos con contenidos en Mecánica Básica, Electricidad de Baja y Media Tensión, Automatización y Mecánica de Fluidos. En cada uno de los módulos, técnicos de Chevron Argentina compartieron sus experiencias laborales con los alumnos.

Este proyecto nació con el objetivo de capacitar a los jóvenes de la localidad en herramientas técnicas clave para la industria del gas y el petróleo, un sector estratégico y de alta demanda en la provincia de Neuquén, donde las competencias técnicas son cada vez más necesarias.

El diseño del programa estuvo a cargo de académicos de la Universidad Patagonia Argentina, con la participación de técnicos de Chevron Argentina, quienes aportaron una visión clara sobre los perfiles necesarios para la industria. Como parte de la semana de cierre, los estudiantes participaron en una charla sobre herramientas básicas de empleabilidad.

La entrega de diplomas se realizará el 19 de diciembre, en el marco del aniversario de la localidad de Rincón de los Sauces.

Sobre la Universidad Patagonia Argentina

La Universidad Patagonia Argentina, con autorización para su funcionamiento a partir del decreto del PEN 750/22, es la primera universidad privada sin fines de lucro de la Patagonia. Del proyecto de su creación son parte fundamental figuras reconocidas de la educación universitaria pública y privada del país y de nuestra región. Desde sus dos Facultades, de Ingeniería y de Humanidades y Ciencias Sociales y del fuerte compromiso que asume la universidad con el desarrollo regional, el diseño y puesta en marcha de programas de formación en las áreas de Energía y Tecnología resultan una prioridad.

Sobre Chevron  

Chevron es una de las principales compañías de energía integrada del mundo. En Argentina, Chevron produce petróleo crudo y gas natural a través de su subsidiaria de propiedad total, Chevron Argentina S.R.L. Los intereses de la compañía incluyen la exploración y el desarrollo de recursos no convencionales de petróleo y gas de la formación Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén. Chevron Argentina opera y posee los bloques El Trapial – Curamched (concesión convencional) y El Trapial – Este (concesión no convencional). Chevron también tiene una participación no operada del 50 por ciento en la concesión de Loma Campana y en el bloque de Narambuena. Chevron también se ha asociado con YPF en las concesiones de Loma Campana y Narambuena. Chevron Argentina apoya programas enfocados en promover la educación, la salud y el desarrollo económico en las comunidades donde opera.

Desde H2LAC invitan a su próximo webinar a realizarse el 10 de diciembre de 2024. Alli se podrá conocer las distintas experiencias en el ámbito de regulación del hidrógeno y profundizar en las lecciones, desafíos y buenas prácticas compartidas entre los distintos países de la región, la Unión Europea y EE.UU.

El encuentro es organizado junto al International Power-to-X Hub y el  Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética, CEARE, de la Universidad de Buenos Aires, Argentina.

Para convertir el potencial del hidrógeno de bajas emisiones en realidad, es esencial contar con un marco regulatorio adecuado que permita su desarrollo e implementación. En América Latina, varios países ya están adoptando normativas y estrategias para fomentar esta industria. En este contexto, un marco regulatorio claro es fundamental para definir competencias, crear incentivos y establecer reglas, así como para facilitar el acceso a financiamiento innovador y políticas de incentivos que aceleren la producción y uso del hidrógeno.

En este evento, expertos de Argentina, Brasil, Chile, Colombia y Uruguay participarán en un panel virtual para compartir experiencias nacionales, destacar lecciones aprendidas y analizar los desafíos clave para avanzar en la creación de un entorno regulatorio que impulse el hidrógeno como vector energético. Asimismo, se presentarán los avances regulatorios en la Unión Europea y EE.UU. a modo de contexto.

El meet permitirá conocer las distintas experiencias en el ámbito de regulación del hidrógeno y profundiza en las lecciones, desafíos y buenas prácticas compartidas entre los distintos países de la región, la Unión Europea y EE.UU.

Coordenadas:

11:00 AM (GMT-3) Argentina / Uruguay / Brasil / Chile

10:00 AM (GMT-4) Bolivia / Rep. Dominicana

09:00 AM (GMT-5) Perú / Colombia / Ecuador / Panamá

08:00 AM (GMT-6) Costa Rica / México (CDMX) / El Salvador / Honduras /

Guatemala

Limk de conexión:

https://teams.microsoft.com/l/meetup-join/19:meeting_YThhZWFmNzItMGQyYS00NjU0LWE4NjMtMTczY2I3NDQ2NzA2 @thread.v2/0?context=%7B%22Tid%22:%225bbab28c-def3-4604-8822-5e707da8dba8%22,%22Oid%22:%22bd6c70dc-b3da-45da-b2bb-3fa0a6fd255f%22%7D

El secretario coordinador de Minería y Energía, Daniel González, anticipó que la reglamentación del capítulo de energía de la Ley Bases, que se conocerá en los próximos días, contemplará la libre exportación de petróleo y gas natural. También será declarado “de interés público” el proyecto presentado por tgs para la expansión de la capacidad de transporte de gas.

“Básicamente lo que estamos teniendo es un Estado que casi se ata las manos, que se corre del intervencionismo que hemos visto durante tantos años”, afirmó el funcionario.
Y agregó “el Gobierno deja de decirle al privado a quién le tiene que vender, si puede exportar, o cuánto. Nosotros creemos que el libre mercado, el respeto a la propiedad privada, es el mejor incentivo para la inversión en infraestructura que todos dicen que necesitamos”.

González realizó una presentación en el evento “El futuro de la Energía en la Argentina” que realizó Cippec (Centro de Implementación de Políticas Públicas para la Equidad y el Crecimiento) en la Embajada de Francia.

La reglamentación es esperada por la industria hidrocarburífera para avanzar con proyectos de inversión en infraestructura (por caso transporte de petróleo y de gas) alentados por el Regimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).

En este contexto, González anunció que el gobierno declarará “de interés público” el proyecto que recientemente presentó TGS para ampliar la capacidad de transporte de gas natural por hasta 14 millones de metros cúbicos día. Implica una inversión del orden de los U$S 700 millones y permitiría sustituir millonarias importaciones de GNL y gasoil al país.

La compañía de energía, controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki, presentó hace cinco meses al Ministerio de Economía el proyecto de ejecución y financiamiento de las obras.

Su principal propósito es disponer de volúmenes incrementales significativos de gas natural en el nodo Litoral, estimados en 14 MMm3/día, en el invierno 2026, para dar confiabilidad al suministro energético y sustituir importaciones de GNL y gasoil (100 días al año), con gas de Vaca Muerta además de potenciar los saldos exportables a la región.

tgs aclaró en su momento que el proyecto es complementario y de ninguna manera excluye la posibilidad de avanzar con la construcción del Tramo II del GPNK (ahora Gasoducto Perito Moreno) y/o cualquier otra obra de infraestructura que permita impulsar el desarrollo de Vaca Muerta y la integración energética regional.

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó dos subastas, solicitadas por CAMMESA, para la provisión de gas natural a usinas generadoras en el mes de diciembre. El volumen ofrecido totalizó 41.850.000 m3/día.

En la habitual subasta mensual para el abasto interrumpible de gas natural para diciembre 2024, en la que podían participar Productores y Comercializadores en general, se recibieron 21 ofertas por un volumen total de 15.350.000 metros cúbicos día con Precios Promedio Ponderados de 2,03 dólares el Millón de BTU en el PIST y U$S 2,87 el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.

En esta instancia productores en Neuquén realizaron 6 ofertas, por 3.650.000 m3/día con PPP de entre 1,79 y 2,30 dólares el MBTU en el PIST, y de U$S 2,38 y U$S 2,91 el MBTU en el GBA.

Desde Tierra del Fuego se realizaron 5 ofertas por 5.300.000 m3/día con precios PIST de entre U$S 1,77 y 2,03 y entre U$S 2,35 y 3,04 puesto en el GBA.

Desde Santa Cruz se realizaron 4 ofertas por 3.500.000 m3/día y precios de entre U$S 1,88 y 2,06 PIST, y de entre U$S 2,80 y 3,00 en el GBA.

Desde Chubut fueron 3 las ofertas 1.900.000 m3/día con precios de entre U$S 2,18 y 2,19 PIST y de entre U$S 2,86 y 2,87 en GBA.

Desde la cuenca Noroeste llegaron 3 ofertas por un total de 1.000.000 m3/día con precios PIST de entre U$S 2,16 y 2,17, y de U$S 3,05 puesto en el GBA.

Con posterioridad, se 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, donde 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.

Se concretaron 14 ofertas por un volumen total de 26.500.000 m3/día a un PPP de U$S 2,83 el MBTU.

Desde Neuquén llegaron 9 ofertas por 16.000.000 m3/día y precios de entre U$S 2,04 y 3,00 el MBTU.

Otras 3 ofertas fueron de productores en TDF por un volumen total de 7.500.000 m3/día y precios de entre U$S 2,77 y U$S 2,81 el MBTU.

Desde Santa Cruz se realizó 1 oferta por 1.000.000 m3/día a U$S 2,83 el MBTU, y desde Chubut 1 oferta por 2.000.000 m3/día a U$S 2,88 el MBTU.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el presidente de Grupo Corven, Leandro Iraola, firmaron una alianza a fin de capitalizar la sinergia entre las líneas de lubricantes de la petrolera: YPF RÖD para motos e YPF EXTRAVIDA para pesados, y las emblemáticas marcas de motos del grupo: KAWASAKI, CORVEN, MONDIAL y KYMCO, y de camiones: FOTON y ZANELLA TRUCKS.

Al respecto, Horacio Marín expresó “Para nosotros es muy importante hacer alianzas de este tipo, como hoy con el Grupo Corven, que es una de las compañías más importantes de la industria de la movilidad. Hemos sacado recientemente lubricantes para motos ROD y ellos son unos de los primeros que lo están usando. Estamos muy contentos de generar este valor para toda la industria automotriz y de motos”.

El acuerdo que rige a partir de 2025, y por tres años, entre estas dos empresas líderes en el país, incluye también la provisión de lubricantes de primer llenado en plantas de producción del Grupo Corven y busca avanzar en una agenda conjunta enfocada en la electromovilidad, de la mano de las marcas de vehículos eléctricos pesados del grupo, y de la red de carga YPF PUNTO ELÉCTRICO.

Por su parte, Leandro Iraola agradeció “a YPF Argentina su acompañamiento al suscribir esta alianza que sin dudas nos abrirá un camino de oportunidades para seguir desarrollando juntos”.

La firma de la alianza se llevó a cabo en la estación del futuro, YPF Alcorta. El encuentro contó también con la participación de Joaquín Poli, piloto santafecino del equipo, ahora
llamado KAWASAKI YPF RÖD, con quien tendrá presencia el galardonado deportista, a partir de 2025, en las categorías de Superbike, Enduro argentino y Motocross, categoría de la que ya es 7 veces ganador.

Grupo Corven es un grupo empresario orientado al mundo de la movilidad, con 55 años de trayectoria y líder de mercado en cada uno de los segmentos donde opera.

YPF es empresa de energía líder del país con operaciones en toda la cadena de valor del petróleo y el gas. Su producción, su industrialización en sus tres Complejos Industriales, y su comercialización en la red de estaciones de servicio más amplia del país.

El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos de la provincia de Buenos Aires, a través de la Subsecretaría de Energía, inició la implementación del “Plan Verano”, una medida que se realiza por tercer año consecutivo y que reforzará la generación eléctrica distribuida en los puntos críticos del territorio bonaerense para mejorar la calidad del servicio en la temporada de mayor demanda.

Para desarrollar este plan, la Dirección Provincial de Energía realizó junto con Distribuidoras Eléctricas, cooperativas y municipios los estudios de cargabilidad de las redes de Alta Tensión para analizar y prever el mapa de lugares críticos con posible déficit de potencia donde se colocarán las Unidades de Generación Temporales (UGT).

Como resultado, se determinó que los equipos se instalarán en seis ciudades de la Provincia de Buenos Aires y su ubicación beneficiará no sólo al municipio, sino también a localidades cercanas contemplados en los corredores eléctricos.

En ese sentido, se colocarán en:
● San Antonio de Areco: 4 Mw de potencia
Las localidades beneficiadas serán Pergamino, Arrecifes, Capitán Sarmiento y San Antonio de Areco.
● 25 de Mayo: 4 Mw de potencia
Las localidades beneficiadas serán Bragado y 9 de Julio.
● 9 de Julio: 4 Mw de potencia
Las localidades beneficiadas serán Bragado, Carlos Casares, Pehuajó y Trenque Lauquen.
● Pergamino: 5,7 Mw de potencia
Las localidades beneficiadas serán Rojas, Junín, Colón y Carabajales
● Gral. Viamonte: 4,2 Mw de potencia
Las localidades beneficiadas serán Junín, Baigorria, Zábala, Coronel O Brien, Warnes, El Arbolito y Mariano H. Alfonso
● Mar del Tuyú: 2,1 Mw de potencia
Las localidades beneficiadas serán las del Corredor Atlántico: Gral. Lavalle, San Clemente, Las Toninas, Santa Teresita, Mar de Ajó, Pinamar y Villa Gesell.

Además de esta solución coyuntural para la época de alta demanda, la Subsecretaría de Energía realizó obras de infraestructura que beneficiarán la calidad del servicio eléctrico, como el corredor eléctrico de Henderson, Pehuajó y Villegas donde la construcción de las subestaciones descomprimieron la demanda energética, se describió.

Asimismo, en Mercedes y Bragado este año no se instalarán los equipos de Generación Temporal gracias a la obra de repotenciación que beneficia al corredor norte de la provincia de Buenos Aires.

Además, para fortalecer el mapa eléctrico de la Provincia de Buenos Aires, se están iniciando obras de Alta Tensión (AT) financiadas por el Banco de Desarrollo de América Latina (CAF) que permitirán transportar energía eléctrica a distancias mucho mayores con pérdidas mínimas, y posibilitarán una mayor disponibilidad de potencia mejorando considerablemente la seguridad y la confiabilidad del suministro de energía eléctrica.

Estas obras se están ejecutando en las localidades de Chivilcoy, Guaminí y ya se encuentra en proceso de adjudicación para la localidad de Quequén, detalló el gobierno bonaerense.

La ex Subsecretaria de Planeamiento Energético, y Directora de la Fundación Encuentro, Cecilia Garibotti, cuestionó la gestión del gobierno por la falta de previsión y coordinación en el área energética y dijo que: “Con los cortes de energía el que pierde es el usuario”, enfatizando que las decisiones tomadas en los últimos 11 meses han sido ineficaces para evitar esta situación crítica.

Garibotti advirtió sobre el impacto de un verano en el que se prevén escasas precipitaciones, a lo que se le suma la carencia de coordinación y organización de la gestión para mejorar el sistema: “Se viene una sequía, se avecina un verano con predicciones climáticas de mucho calor, lo que generará más demanda de energía, y no hay proyectos de incorporar nueva energía”, remarcó en declaraciones periodísticas.

En este sentido, la ex funcionaria expresó que ya existía una solución prevista al panorama planteado, la cual se basaba en una licitación para aumentar la capacidad instalada del sistema energético, pero “en julio, la Secretaría de Energía de éste gobierno la dio de baja”, lo que dejó al país aún más vulnerable ante las crecientes necesidades.

Garibotti opinó que “el gobierno necesita empezar con la planificación de este tema; los años 2025 y 2026 van a ser peores en materia de cortes. Tenemos muy malas condiciones climáticas para el futuro próximo, baja la oferta y aumenta la demanda, pero el gobierno no toma ninguna decisión para un plan efectivo”.

Nucleoeléctrica Argentina firmó con la empresa francesa Framatome un acuerdo para llevar a cabo un estudio de prefactibilidad sobre la instalación de sistemas para la producción de radioisótopos de vida corta, como Lutecio-177, en las centrales nucleares operadas por la empresa argentina: Atucha I, Atucha II y Embalse.

 Alberto Lamagna, presidente de Nucleoeléctrica Argentina, y François Gauché, vicepresidente de Framatome Healthcare, encabezaron la firma, que tuvo lugar en la sede de Nucleoeléctrica en Buenos Aires.

Se espera que el estudio tenga una duración de un año y se complete en dos etapas, evaluando tanto la factibilidad técnica como la económica de producir Lutecio-177, un radioisótopo médico utilizado en una variedad de tratamientos contra el cáncer. “Este acuerdo reafirma nuestro compromiso de maximizar las capacidades nucleares del país, ampliando nuestra labor más allá de la generación eléctrica para promover el desarrollo de aplicaciones que agreguen valor a la cadena productiva de la industria nuclear”, destacó Lamagna. Además, subrayó las oportunidades que el contexto global actual brinda para la incorporación de socios estratégicos, que aporten un nuevo impulso en la realización de proyectos innovadores.

El sector nuclear de Argentina tiene una amplia experiencia en la producción comercial de radioisótopos en plantas nucleares. Durante décadas, la Central Nuclear Embalse ha producido Cobalto-60, un elemento utilizado en medicina e industria a nivel mundial.

“Framatome ha trabajado con Nucleoeléctrica Argentina durante décadas para respaldar la operación segura, confiable y sostenible de los reactores nucleares Atucha I, Atucha II y Embalse”, dijo Gauché. “Las tecnologías nucleares juegan un papel crucial en la atención médica moderna, y estamos encantados de ampliar nuestra cooperación con Nucleoeléctrica Argentina a través de esta valiosa iniciativa”, agregó.

La tecnología de producción de radioisótopos patentada por Framatome ya se utiliza para producir comercialmente Lutecio-177 en una planta CANDU en Canadá, y un proyecto similar está en marcha en Rumania.

Se combinará entonces la experiencia de Framatome en el diseño e implementación de sistemas de producción de radioisótopos médicos, con la trayectoria comprobada de Nucleoeléctrica en la operación segura y eficiente de reactores nucleares y la producción de Cobalto-60.

Nucleoeléctrica Argentina opera las centrales nucleares Atucha I, Atucha II y Embalse, con una capacidad instalada total de 1.763 MW. Además de operar estas instalaciones y comercializar energía en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), la compañía gestiona proyectos estratégicos para garantizar el funcionamiento seguro y eficiente de sus instalaciones.

Con más de 30 años de experiencia en generación de energía nuclear, Nucleoeléctrica aporta aproximadamente el 8 % de la electricidad del país.

A través del decreto 1035/2024, el gobierno prorrogó por 10 años, a partir del 6 de noviembre de 2027, la concesión de transporte a REFINERÍA DEL NORTE S.A. (REFINOR S.A.) sobre el Poliducto que se extiende desde Campo Durán, en la Provincia de SALTA, hasta la entrada de Montecristo en la Provincia de CÓRDOBA, cuyo flujo de transporte ha sido revertido en uno de dos tramos.

Asimismo, aprobó el Plan de Trabajo e Inversiones presentado por REFINOR para el período de prórroga de la concesión de transporte, que representará una inversión total de U$S 40.187.000, de acuerdo al siguiente detalle:

· Optimización de Tanques en complejo Campo Durán y en estación de despacho Banda Río Salí: dólares 8.977.000.
· Ampliación del Sistema de Protección Catódica: U$S 9.000.0000.
· Actualización de tecnología para Inspecciones en Línea (ILI): U$D 3.300.000.
· Utilización de nueva tecnología de materiales: U$S 12.750.000.
· Optimización de la seguridad operativa de las instalaciones: U$S 4.480.000.
· Actualización y automatismo de válvulas: U$S 1.680.000.

REFINOR “deberá cumplir, en primer término y previo a todo”, con el Plan de Trabajo e Inversiones a corto y mediano plazo comprometido para el período 2025-2027, y remitir anualmente a la Secretaría de Energía los reportes que den cuenta de su avance y cumplimiento, señala el decreto 1035/24.

La empresa concesionaria deberá enviar anualmente los reportes correspondientes al Plan de Trabajo e Inversiones correspondientes al plazo de la prórroga de la concesión otorgada.

Asimismo, la empresa concesionaria deberá cumplir con lo establecido en la Resolución de la ex-Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos del ex-Ministerio de Planificación Federal 120/17, y en la Disposición de la ex-Subsecretaría de Combustibles del ex-Ministerio de Planificación Federal 123/06, en cuanto a la presentación periódica de los estudios ambientales de operación y mantenimiento, el plan de contingencias y los informes de monitoreo.

Deberá además informar mensualmente el volumen de combustibles líquidos transportados mediante una declaración jurada, en cumplimiento de lo establecido en la Resolución de la ex-Secretaría de Energía del ex-Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos 319/93.

Por otra parte, deberá mantener actualizada su inscripción en el Registro Nacional de Empresas Transportistas de Hidrocarburos Líquidos por Ductos y a través de Terminales Marítimas, normado por la Resolución 385/21.

Refinor, en su carácter de concesionaria de transporte, será responsable del Pago anual de la Tasa de Control de Transporte y Captación de Hidrocarburos determinada por las Resoluciones de la ex-S.E. 263/18, y 571/19 y sus modificatorias, debiendo mantener actualizado el Registro de Capacidades de Transporte y de Almacenaje de Hidrocarburos Líquidos.

El Decreto 1035 señala que deberán constituirse las servidumbres mineras de ocupación y de paso sobre los fundos que atraviesa el poliducto, que no fueron constituidas oportunamente, para lo cual se otorga a la empresa concesionaria un plazo de SESENTA (60) días contados a los fines de iniciar las tramitaciones pertinentes.

Una vez constituidas, las mencionadas servidumbres deberán ser inscriptas en los Registros de la Propiedad Inmueble de las provincias correspondientes dentro de los CIENTO OCHENTA (180) días.

En los considerandos del decreto ahora oficializado se hace referencia a que “mediante la Resolución del ex-Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos 1340/1992 se dispuso la constitución de la empresa REFINOR S.A., y la transferencia a su favor de los derechos que correspondían a YPF S.A. sobre los activos asociados a la Cuenca Noroeste.

En el Inventario de Activos incorporados al capital social de REFINOR S.A., se incluyó al poliducto Campo Durán – Montecristo de 1.108 km de longitud y a las estaciones de bombeo: Campo Durán en la Provincia de SALTA, Urundel en la Provincia de JUJUY, Lavayén en la Provincia de JUJUY, Las Piedras en la Provincia de SALTA, Monteagudo en la Provincia de TUCUMÁN, San Antonio de la Paz en la Provincia de SANTIAGO DEL ESTERO y Quilino en la Provincia de CÓRDOBA.

Asimismo, se determinó la compraventa del 70 % de las acciones de REFINOR S.A. a quien YPF S.A. le transferiría la titularidad de sus derechos sobre el área Campo Durán integrante de la Cuenca Noroeste.

A través del Decreto 2445/92 se aprobó el contrato emergente del Concurso Público Internacional 14-280/92, suscripto entre YPF S.A., PLUSPETROL S.A., ASTRA S.A., COMPAÑÍA NAVIERA PEREZ COMPANC S.A. e ISAURA S.A., por el cual se efectuó la venta del SETENTA POR CIENTO (70 %) de las acciones de REFINOR S.A.

En abril de 1997 se instrumentó el Acta de Cesión de la concesión de transporte del poliducto Campo Durán-Montecristo suscripta entre YPF S.A. y REFINOR S.A.

El decreto ahora oficializado describe a manera de antecedente que “en oportunidad de la privatización de los activos mencionados, la producción de hidrocarburos provenientes de la Cuenca Noroeste resultaba altamente suficiente para garantizar el abastecimiento del mercado local, así como su exportación”.

REFINOR S.A. invirtió en unidades de proceso, destilación de vacío, reordenamiento de plantas de almacenaje, mantenimiento y reacondicionamiento del citado poliducto y en una red de estaciones de servicio que le permitieron convertirse en un importante abastecedor de hidrocarburos para el noroeste del país.

Con posterioridad, la fuerte disminución de las reservas y producción de hidrocarburos en los reservorios de la Cuenca Noroeste derivó en la subutilización y bajo aprovechamiento de las instalaciones, y generó la existencia de capacidad ociosa en los activos operados por REFINOR S.A.

En tal contexto, REFINOR S.A. inició en el año 2018 un plan estratégico con el fin de revertir el sentido de circulación del flujo de transporte del poliducto Campo Durán – Montecristo en dos etapas: el Tramo SUR comprendido entre Montecristo en la Provincia de CÓRDOBA hasta Banda Río Salí en TUCUMÁN, y el Tramo NORTE desde Banda Río Salí hasta Campo Durán en la Provincia de SALTA.

Dicho plan procuró abastecer de forma eficiente y segura al mercado de combustibles de la región Norte del país, como así también disminuir el impacto ambiental que conlleva el transporte de hidrocarburos por camiones. Asimismo, de existir excedentes en la producción local, la reversión permitiría la exportación de derivados del petróleo crudo o eventualmente condensados a países limítrofes.

REFINOR S.A. inició la ejecución de la primera etapa del plan de reversión correspondiente al tramo SUR comprendido entre Montecristo en la Provincia de CÓRDOBA hasta Banda Río Salí en la Provincia de TUCUMÁN.

“Luego de ser analizados los aspectos técnicos para la viabilidad de la primera etapa, no se encontraron objeciones para la reversión parcial y provisoria del sentido del flujo de transporte del Poliducto Campo Durán – Montecristo para el tramo mencionado, y hasta que se efectuara la reversión total desde Banda Río Salí hasta Campo Durán en la Provincia de SALTA”, señala el nuevo decreto.

En virtud de ello, el poliducto quedó dividido en DOS (2) tramos con sentido de flujo opuesto: Campo Durán – Banda del Río Salí en sentido NORTE-SUR y Montecristo – Banda del Río Salí con sentido SUR-NORTE.

Las inversiones ejecutadas entre los años 2018-2024, correspondientes al tramo SUR, representan un total de U$S 15.522.409.

En lo concerniente a la segunda etapa del plan de reversión del flujo de transporte correspondiente al tramo NORTE, comprendido entre Banda Del Río Salí en la Provincia de TUCUMÁN hasta Campo Durán en la Provincia de SALTA, se encuentra pendiente de ejecución por cuestiones relacionadas con la integridad de la cañería.

Que, en tal contexto, REFINOR S.A. solicitó la prórroga de DIEZ (10) años adicionales para la concesión de transporte que detenta sobre el Poliducto Campo Durán – Montecristo, conforme a lo establecido en el artículo 41 de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos) y sus modificatorias, ahora otorgada.

El Consejo de Administración (CA) de Petrobras aprobó, en reunión celebrada el jueves 21 de noviembre, el Plan Estratégico 2050 y el Plan de Negocios 2025-2029. Durante el proceso de elaboración de los planes, el CA participó en las discusiones con las áreas técnicas y la Dirección Ejecutiva, llevando a la conclusión y aprobación del documento final.

Con el objetivo de reforzar su visión a largo plazo, Petrobras dividió su plan este año en dos partes: el PE 2050, que propone reflexionar sobre el futuro del planeta y cómo la empresa quiere ser reconocida en 2050; y el PN 2025-29, con metas a corto y medio plazo, con el fin de pavimentar el camino de la compañía hacia el futuro a partir de sus posicionamientos estratégicos.

El Plan Estratégico 2050 preserva la visión de Petrobras de ser la mejor empresa diversificada e integrada de energía en la generación de valor, construyendo un mundo más sostenible, conciliando el foco en petróleo y gas con la diversificación en negocios de bajo carbono (incluyendo productos petroquímicos, fertilizantes y biocombustibles), sostenibilidad, seguridad, respeto al medio ambiente y total atención a las personas.

En el horizonte del PN 2025-29, Petrobras prevé inversiones de US$ 111 mil millones, siendo US$ 98 mil millones en la Cartera de Proyectos en Implementación y US$ 13 mil millones en la Cartera de Proyectos en Evaluación, compuesta por oportunidades con menor grado de madurez y sujetas a estudios adicionales de financiabilidad antes del inicio de la ejecución. La inversión total prevista para los próximos cinco años es un 9% superior al volumen previsto en el PE 2024-28+.

Petrobras posee la ventaja competitiva de tener una producción de petróleo con bajo costo y una de las menores intensidades de carbono del mundo. Estas condiciones permiten conciliar el liderazgo en la transición energética justa con la exploración responsable de petróleo y gas en el país, manteniendo el nivel de producción futuro cercano al actual.

Así, la planificación de Petrobras incorpora la ambición de que la empresa debe mantener su relevancia actual en el suministro de energía y en el desarrollo económico de Brasil, pasando de 4,3 exajoules (EJ) en 2022 a 6,8 EJ en 2050, manteniendo la representatividad de Petrobras en el 31% de la oferta primaria de energía de Brasil. Además, la empresa reafirma la ambición de neutralizar sus emisiones operacionales hasta 2050.

En el quinquenio de 2025 a 2029, la compañía concentrará sus esfuerzos en el aprovechamiento de estas oportunidades del mercado de petróleo y gas, con foco en reposición de reservas, en la producción creciente con menor huella de carbono y en la ampliación de la oferta de productos más sostenibles y de mayor calidad en su portafolio.

Desde la óptica financiera, la prioridad es una estructura de capital más adecuada, flexible y eficiente, con generación de caja superior a las inversiones y obligaciones financieras, manteniendo la sólida gobernanza de aprobación de proyectos que garantiza la realización de inversiones rentables y aprobadas solo con valor presente neto (VPN) positivo en escenarios robustos.

Con proyectos de alto retorno, la compañía busca asegurar la distribución del valor generado para la sociedad, mediante dividendos y tributos. E&P Con inversiones totales de US$ 77,3 mil millones previstos para el quinquenio del Plan (5% superiores al plan anterior), el segmento de Exploración y Producción (E&P) destina cerca del 60% a los activos del presal, consolidando una gran fase de inversiones en esta provincia y reforzando su diferencial competitivo mediante una producción de petróleo de mejor calidad, con bajos costos y menores emisiones de gases de efecto invernadero. Al mismo tiempo, la compañía mantiene grandes proyectos de revitalización (REVITs), buscando aumentar los factores de recuperación en campos maduros, especialmente en la Cuenca de Campos.

Son proyectos que se destacan por la doble resiliencia (económica y ambiental) y alto valor económico, componiendo un portafolio viable en escenarios de bajos precios de petróleo a largo plazo, con un Brent de equilibrio prospectivo, en promedio, de US$ 28 por barril e intensidad de carbono de hasta 15 kgCO₂e por barril de petróleo equivalente en el quinquenio.

La compañía también prevé un promedio del Costo Total del Petróleo Producido (CTPP) —que incluye costo de extracción, participaciones gubernamentales y depreciación y agotamiento— de US$ 36,5/boe durante ese período, considerando participaciones gubernamentales de acuerdo con el Brent promedio estimado como premisa de planificación. Se implementarán 10 nuevos sistemas de producción hasta 2029, utilizando tecnologías de última generación que permiten mayor eficiencia y menores emisiones, de los cuales nueve ya están contratados. Además, hay cinco proyectos en implementación para después de 2029 y seis proyectos más en estudio. Petrobras es la operadora de todos estos proyectos, con excepción de Raia, que es operado por Equinor.

Nuevos sistemas de producción

Con este Plan, Petrobras proyecta alcanzar una producción total de 3,2 millones de barriles equivalentes de petróleo y gas por día (boed), siendo 2,5 millones de barriles de petróleo por día (bpd). Para el seguimiento del Plan, se considera un margen de variación de ±4%. Curva de Producción Para enfrentar los desafíos de reposición de reservas, Petrobras aumentó las inversiones en actividades exploratorias, totalizando un CAPEX de US$ 7,9 mil millones en el quinquenio (5% superior al plan anterior).

Paralelamente, el Plan propuesto también incluye proyectos que buscan aumentar la disponibilidad de gas y una atención más detallada a los activos maduros, con el objetivo de evaluar las posibilidades de prolongar la vida productiva de estos activos y sus sistemas de producción y, en último caso, iniciar las actividades de desmantelamiento, siguiendo las mejores prácticas de sostenibilidad en la disposición de activos al final de su ciclo de vida. La disposición sostenible de equipos y abandono de pozos demandarán desembolsos de US$ 9,9 mil millones en los próximos cinco años.

Upstream y downstream

El PN 2025-29 destina US$ 19,6 mil millones en inversiones totales en el segmento de Refinación, Transporte, Comercialización, Petroquímica y Fertilizantes (RTC), representando un aumento del 17% en relación al plan anterior. Las inversiones en refinación buscan principalmente aumentar la capacidad del parque de Petrobras, ampliando la oferta de productos de alta calidad, como Diesel S10 y lubricantes, y combustibles de bajo carbono.

También apuntan a mejorar la eficiencia de las unidades avanzando en la descarbonización de las operaciones y en el aumento de la disponibilidad operacional. Con los proyectos en la cartera RTC del Plan, se planea aumentar la capacidad de destilación de 1.813 mil barriles por día (bpd) a 2.105 mil bpd, destacando los proyectos de RNEST, que incluyen la ampliación del Tren 1 y la conclusión del Tren 2.

Petrobras aumentará la capacidad de producción de Diesel S10 en 290 mil bpd en su parque de refinación, considerando los proyectos de la Cartera de Implementación, y contará con su primera unidad de lubricantes Grupo II (más modernos), con capacidad de 12 mil bp/d hasta 2029. Además, con proyectos en la Cartera de Evaluación, hay potencial para agregar una capacidad de producción de Diesel S10 de 70 mil bp/d más allá de 2029.

En el ámbito del programa BioRefino, la compañía planea ofrecer productos de bajo carbono, con menor emisión de gases de efecto invernadero (GEI), siendo protagonista en la transición energética y atendiendo la creciente demanda por renovables. A través del programa, Petrobras ampliará su capacidad de producción de Diesel R5 (con 5% de contenido renovable), mediante la ruta de coprocesamiento, integrada con las operaciones de algunas unidades de su parque de refinación.

Hay otros proyectos y estudios involucrando biocombustibles producidos por diferentes rutas tecnológicas, destacando plantas dedicadas de Bioqueroseno de Aviación (BioQAV o SAF) y Diesel 100% renovable (HVO) vía ruta HEFA (Hydroprocessed Esters and Fatty Acids), además de estudios de ATJ (Alcohol to Jet), ruta para producción de SAF a través del procesamiento de etanol. También se están evaluando proyectos de biorrefinación en asociación con la Refinaria Riograndense y con Acelen.

Las principales inversiones en Comercialización y Logística se enfocan en la eliminación de cuellos de botella logísticos y en la expansión en mercados estratégicos. Destacan la iniciativa de construcción de 16 nuevos barcos de cabotaje y la implementación de proyectos logísticos para aumentar la presencia en mercados en crecimiento, como inversiones en la Terminal Portuaria de Santos y la construcción de un nuevo ducto de combustibles claros para abastecer el Centro-Oeste.

Adicionalmente, se retomarán actividades en los segmentos de Fertilizantes, con inversiones que totalizan, en el quinquenio, US$ 900 millones en proyectos como la reanudación de la construcción de la Unidad de Fertilizantes Nitrogenados (UFN-III), en Três Lagoas (MS), y la reactivación de la fábrica de fertilizantes Araucária Nitrogenados S.A. (ANSA), en Araucária (PR). En el segmento de Petroquímica, se realizarán estudios para oportunidades de negocios en sinergia con la refinación. Gas Natural y Carbono Los proyectos de Gas Natural y Energía (G&E) recibirán inversiones totales de US$ 2,6 mil millones, manteniendo las iniciativas previstas en el plan anterior con foco en la confiabilidad y disponibilidad de sus activos para asegurar la competitividad en la operación y comercialización de gas y energía, además de incluir proyectos para reducción de emisiones e iniciativas para la inserción de fuentes renovables.

El PN 2025-29 considera el desarrollo de dos plantas termoeléctricas en el Complejo de Energía Boaventura, en Itaboraí (RJ), siendo la implementación de estos proyectos condicionada al éxito en futuros leilões de reserva de capacidad de energía. En cuanto a las Energías de Bajo Carbono (alcance 3), el plan aprobado contempla proyectos y estudios en los segmentos de generación renovable onshore (eólica/solar); bioproductos (etanol, biodiésel y biometano); hidrógeno de bajo carbono; captura, transporte y almacenamiento de carbono (CCUS) y otros.

Transición Energética

Considerando todas las iniciativas de bajo carbono (alcances 1, 2 y 3), la inversión totaliza US$ 16,3 mil millones en transición energética, englobando, además de los proyectos en Energías de Bajo Carbono, proyectos para descarbonización de las operaciones y Investigación y Desarrollo (I+D) que permea todos los segmentos. Este volumen representa el 15% del CAPEX total previsto para el quinquenio (contra 11% en el plan anterior) y un aumento del 42% en relación al plan anterior. Inversiones en transición energética La actuación en negocios de bajo carbono apunta a la diversificación rentable del portafolio, promoviendo la perennidad de Petrobras.

En lo que respecta a proyectos en generación renovable, la compañía buscará actuar preferentemente en asociación con empresas de gran porte del sector, con el objetivo de descarbonizar las operaciones, integrar la cartera de soluciones de bajo carbono y capturar oportunidades de mercado en Brasil.

En relación con los bioproductos, que incluyen las cadenas de etanol, biodiésel y biometano, Petrobras buscará ingresar en los segmentos preferentemente mediante asociaciones estratégicas minoritarias o con control compartido, con actores relevantes del sector.

En el CAPEX total de transición energética, la compañía también cuenta con el Programa Petrobras Carbono Neutro y con un fondo de descarbonización, con un presupuesto de US$ 1,3 mil millones para el período de 2025 a 2029, con la finalidad de financiar soluciones de descarbonización seleccionadas por su potencial de reducción de emisiones, considerando costo e impacto en mitigación de carbono.

Además de los esfuerzos de reducción intrínseca, Petrobras prevé, como herramienta complementaria, el uso de compensación por créditos de carbono de calidad para reducir sus emisiones totales, ampliando la contribución al mantenimiento de bosques en pie y la restauración de ecosistemas. Se mantienen para el PN 2025-29 los seis compromisos de descarbonización (alcances 1 y 2) propuestos en el plan anterior: • Reducción de las emisiones absolutas operacionales totales en 30% hasta 2030 en relación a 2015. • Eliminación de la quema rutinaria en antorchas (flare) hasta 2030. • Reinyección de 80 millones de toneladas de CO₂ hasta 2025 en proyectos de CCUS. • Intensidad del portafolio de 15 kgCO₂e/boe hasta 2025, mantenida en 15 kgCO₂e/boe hasta 2030 (E&P). • Intensidad de 36 kgCO₂e/CWT hasta 2025 y 30 kgCO₂e/CWT hasta 2030 (Refinación). • Reducción de la intensidad de emisiones de metano en el segmento upstream hasta 2025, alcanzando 0,25 t CH₄/mil tHC y 0,20 t CH₄/mil tHC en 2030.

En cuanto a las ambiciones asociadas a la reducción de la huella de carbono, se destaca la búsqueda de la neutralidad de las emisiones operacionales hasta 2050, la meta “Near Zero Methane 2030” y el crecimiento neto neutro hasta 2030, no superando el nivel de emisiones de 2022 (reducción del 40% desde 2015), incluso con el aumento de producción y actividades previstas en el PN 2025-29.

Financiabilidad

El estudio de financiabilidad del PN 2025-29 resultó en la consolidación de una estructura de capital más eficiente, con mayor flexibilidad y baja apalancamiento en escenarios desafiantes. El límite de la deuda bruta fue revisado a US$ 75 mil millones en el PN 2025-29, tras el análisis de la estructura de capital más adecuada para la empresa, siendo coherente con la minimización del costo de capital, los riesgos del flujo de caja y una gestión eficiente de caja y liquidez.

El aumento del techo de la deuda considera métricas de apalancamiento robustas, incluso en escenarios de bajos precios del Brent, además de proporcionar mayor flexibilidad en relación con la creciente relevancia de los arrendamientos en la deuda bruta. El flujo de caja libre robusto permite estimar sólidos dividendos, proyectando US$ 45 a 55 mil millones de dividendos ordinarios en el escenario base, con flexibilidad para pagos extraordinarios. Consolidación de las fuentes y usos.

Las cifras presentadas corresponden a rangos con visión de la Cartera Total. Se incluyen pagos contingentes, diferidos y desinversiones, así como la captación de financiamientos netos de amortizaciones. Las inversiones totales contemplan los dividendos extraordinarios declarados el 21/11/2024. Además, se observan aumentos en arrendamientos debido principalmente a valores incluidos en la generación de caja operacional y en el flujo de caja de inversiones en el plan anterior.

Se destaca que el PN 2025-29 considera, entre las premisas para la financiabilidad, la generación de caja superior a las inversiones y obligaciones financieras; caja mínima de US$ 6 mil millones; intervalo de referencia de la deuda bruta de US$ 55 mil millones a US$ 75 mil millones, con convergencia en el nivel de US$ 65 mil millones; y pago de dividendos conforme a la Política de Remuneración a los Accionistas vigente.

En esencia, el PE 2050 y el PN 2025-29 demuestran el compromiso de Petrobras en conciliar el liderazgo en la transición energética justa con la exploración y producción de petróleo y gas. Con aumento de las inversiones en transición energética y la diversificación del portafolio de forma responsable y rentable, la compañía se prepara para las rutas de esa transición.

El PE 2050 presenta la trayectoria que Petrobras recorrerá como empresa líder en la transición energética justa, reduciendo sus emisiones, manteniendo su participación en la oferta de energía en Brasil y con un papel creciente de las energías renovables en su portafolio, contribuyendo a la seguridad energética del país. La movilización de recursos de la compañía y su capacidad técnica, además del ecosistema de innovación y asociaciones, buscan desarrollar soluciones que beneficien tanto a Petrobras como a la sociedad brasileña, generando un efecto multiplicador en la economía y en el país. Petrobras seguirá trabajando con seguridad, responsabilidad financiera, ética, transparencia y respeto a las personas y al medio ambiente, invirtiendo en el presente para construir un futuro sostenible, generando empleos, pagando tributos y distribuyendo sus ganancias a la sociedad y a sus accionistas.

El Ministerio de Energía saudí anunció que el Reino se unió a la Asociación Internacional para el Hidrógeno y Pilas de Combustible en la Economía (IPHE, para fomentar la colaboración internacional en el desarrollo de este vital vector.

Esta adhesión marca un paso importante para el Reino, reforzando su papel pionero en los esfuerzos globales de sostenibilidad e innovando soluciones avanzadas para energías limpias, según el Ministerio.

Se alinea con la ambición de Arabia Saudita de convertirse en un productor y exportador clave de hidrógeno limpio, y lograr gases de efecto invernadero (GEI) neto cero a través del enfoque de la economía circular del carbono para 2060, o antes de depender de la madurez y disponibilidad de la tecnología, agregó el comunicado.

La participación de Arabia Saudita en IPHE subraya su compromiso con la cooperación internacional como piedra angular para lograr un futuro energético más sostenible.
La medida también apoya los objetivos de la Iniciativa Verde Saudí y la Iniciativa Verde Medio Oriente, que se centran en reducir las emisiones de carbono y estimular la demanda mundial de hidrógeno limpio.

Raízen Argentina, licenciataria de la marca Shell, anuncia la ampliación de su red de carga eléctrica Shell Recharge que permitirá a los automovilistas realizar el trayecto de la Ruta Nacional 9 que une las provincias de Buenos Aires y Córdoba utilizando la red conformada por cargadores de 150 kW y de 50 kW ubicados en las principales estaciones de servicio del corredor.

Los nuevos cargadores de la red se encuentran ubicados en el “Parador San Pedro SR” de la Ruta Nacional 9 Km 154, San Pedro, en “La Rotonda SAS” de Au 9 Córdoba – Rosario Km 436 de Marcos Juárez, Córdoba, en “Máximo Primero SA” de la Ruta Nacional 336 km 679 en Berrotarán, Córdoba, y en “FGC” de la ruta provincial 34 S entre autopista Rosario – Córdoba y Avenida A. Illia.

La incorporación de este nuevo trayecto se suma a los 7 cargadores rápidos instalados en los principales corredores del país, los cuales pueden localizarse a través de la App Shell Recharge (disponible en App Store y Play Store como “Shell Recharge Latam”). Cabe mencionar que a su vez Raízen Argentina cuenta 6 cargadores instalados fuera de estaciones de servicios, en locaciones estratégicas que complementan los diferentes corredores (puntos destinations).

Esta novedad se da en el marco de la alianza que la firma mantiene con Audi desde hace años, que incluye la instalación de más de 30 cargadores en conjunto en el mediano plazo en las principales rutas y corredores locales, la recomendación y utilización de combustibles y lubricantes, y el desarrollo de proyectos destinados al futuro de los vehículos eléctricos y la movilidad sustentable.

“Junto con Audi estamos alineados en la búsqueda de la solución de electromovilidad que mejor satisfaga las necesidades de nuestros clientes. El planeamiento de este corredor nos permitió combinar la ubicación estratégica de los puntos de carga con lo último en tecnología e innovación para ofrecer una experiencia confortable en el proceso de carga”, expresó Leandro Teha, Gerente de Red de Estaciones de Servicio de Raízen Argentina.

La aplicación Shell Recharge permite a los usuarios disfrutar del proceso de carga en el ambiente distendido que ofrecen las tiendas Shell Select. Además, se destaca la posibilidad de visualizar en tiempo real el avance de carga desde el celular, la recepción del comprobante de pago por el servicio a través de su email y el pago a través de la misma aplicación Shell Recharge con medio de pago previamente agregado en el perfil del cliente.

Shell Recharge, la marca global de Shell para recarga de vehículos eléctricos se encuentra presente en más de 35 países.

“Estamos comprometidos con mejorar las demandas de nuestros clientes. Por eso, bajo el lema ´Recargando lo que nos impulsa´, a través de nuestra propuesta de valor basada en la velocidad de carga, confiabilidad y experiencia del cliente y el respaldo de una marca confiable de más de 110 años en el país, trabajamos fomentando el crecimiento de la industria de la electromovilidad”, culminó Mariana Dalmasso, Brand Manager de Combustibles y Tiendas de Conveniencia de Raizen 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 bionergía y licenciataria de la
marca Shell en Brasil, Argentina y Paraguay.

Southern Energy, actualmente propiedad de Pan American Energy y Golar LNG, presentó la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para el proyecto de instalación de un buque de licuefacción de gas natural licuado (GNL) en la provincia de Río Negro. Se trata del buque “Hilli Episeyo”, y el objetivo es posicionar a Argentina como un país exportador en el mercado mundial de GNL a partir de 2027.

El proyecto de exportación de GNL presentado cumple con las condiciones que se especifican en la Ley Bases y el decreto reglamentario 749/2024 para ser considerado como “Proyecto de Exportación Estratégica de Largo Plazo”, se indicó.

Posicionará a la Argentina como un nuevo proveedor en un mercado global en donde nuestro país aún no tiene participación, y generará exportaciones de productos que actualmente no se exportan en mercados internacionales.

El proyecto prevé una inversión superior a los U$S 1.650 millones durante la primera fase (2025-2031) mientras que en la segunda etapa (2032-2035) asciende a casi U$S 1.250 millones. De esta forma, se prevé una inversión de U$S 2.900 millones. Y a lo largo de los 20 años de vida útil, la inversión total prevista es de casi U$S 7.000 millones, se describió.

Su realización demandará la creación de más de 600 nuevos puestos de trabajo directos e indirectos, predominantemente de origen local, durante la fase de construcción. En tanto en la etapa de operación, se generarán alrededor de 850 puestos de trabajo en forma directa e indirecta.

Se destacó que habrá una elevada participación de proveedores locales, que aportarán más del 50 % de los bienes y servicios requeridos durante la operación del proyecto. También se encarará una activa política para desarrollar proveedores locales con el objetivo de promover la generación de valor agregado al país.

Marcos Bulgheroni, Group CEO de PAEG, sostuvo que “el RIGI permitió fortalecer el marco regulatorio, para que sea estable y promueva la seguridad jurídica de las inversiones. Todo esto es esencial para dar señales claras a una industria que invierte sostenidamente a largo plazo y para que proyectos como el nuestro se hagan realidad”.

Los recursos gasíferos disponibles en Argentina exceden largamente la demanda doméstica y las exportaciones regionales y, a su vez, habrá una creciente demanda de GNL a nivel mundial en los próximos años. Por ello, existe un marco favorable para la instalación de capacidad de licuefacción de gas natural en Argentina, que posibilitará la llegada de un producto de valor agregado a nuevas regiones, generando actividad económica local, aumentando las exportaciones y generando divisas, se destacó.

El proyecto, al ser el primero de este tipo en el país, permitirá avanzar en la curva de aprendizaje de la cadena de valor del GNL, generando la confianza y la experiencia necesaria para desarrollar proyectos de mayor escala.

PAE y Golar LNG, a través de Southern Energy, se encuentran en negociaciones con compañías productoras de gas para que puedan sumarse al joint venture.

El ex secretario de Energía y actual diputado provincial por Unión por la Patria, Darío Martínez, se refirió al Memorándum por el gas firmado por el gobierno nacional con Brasil y resaltó la importancia de proteger los recursos de Vaca Muerta.

“Vaca Muerta puede producir todo el gas que necesite Brasil y las plantas de GNL. Bienvenida toda nueva demanda de gas porque más producción significa más trabajo, inversión y desarrollo para los neuquinos”, afirmó Martínez.

No obstante, advirtió que la infraestructura actual limita la posibilidad de expandir las exportaciones. “Nuestra producción ya satura la capacidad de transporte de los gasoductos que salen desde Neuquén, que sirven para abastecer la demanda interna, aún insatisfecha por falta de la segunda etapa del Gasoducto Néstor Kirchner, y para exportar, en firme y en verano, nuestro gas a Chile”, señaló.

Martínez subrayó la necesidad de nuevas inversiones en transporte de gas. “Toda nueva demanda de gas de Vaca Muerta, para ser atendida seriamente, con continuidad, sin interrupciones y a largo plazo, necesita que se amplíe, con nuevos gasoductos que salgan desde Neuquén, la actual capacidad de transporte de nuestra producción”, sostuvo.

Respecto al precio del gas, el diputado criticó las condiciones propuestas por las empresas. “No puede ser que los nuevos compradores nos pidan que les regalemos nuestro gas. Hoy, Neuquén vende su gas a 3,5 dólares por millón de BTU en promedio, con picos de más de 7 dólares en las exportaciones a Chile. Las empresas productoras ya nos están anunciando que el proyecto de exportación a Brasil necesita un gas a menos de 2 dólares por millón de BTU, y que los proyectos de GNL ‘son factibles’ con un gas a 1,75 dólares por millón de BTU”, explicó.

“El Gobierno Provincial debería ponerse al frente y liderar estos proyectos para potenciar la producción de Vaca Muerta, multiplicar las inversiones, pero defender el valor de nuestro gas sin dejar que se lo lleven de regalo, y garantizar que se construyan los nuevos gasoductos necesarios”, señaló.

Martínez enfatizó que cualquier acuerdo debe beneficiar tanto a la industria como a la comunidad neuquina: “Está perfecto que la industria brasilera tenga energía más barata y de manera estable, y también que las petroleras hagan un gran negocio produciendo y exportando GNL, pero no puede ser a costa de los recursos de los neuquinos sin un precio justo”.

En octubre, la provincia de Neuquén registró un récord en la producción de petróleo, al alcanzar los 447.460 barriles por día, 0,13 % más que en septiembre y 26,35 % que en octubre de 2023. La variación acumulada entre enero y octubre de 2024 es 24,15 % mayor que la registrada para el mismo período del año pasado.

De acuerdo a las cifras brindadas por el Ministerio de Energía y Recursos Naturales, el incremento con relación a enero se debe principalmente al aumento en la producción de las áreas Bajada del Palo Oeste; Coirón Amargo Suroeste; Lindero Atravesado; La Amarga Chica, y Loma La Lata – Sierra Barrosa.

Por otro lado, la producción de gas en octubre fue de 88,05 millones de metros cúbicos por día, 15,1 % menos que en septiembre. Sin embargo, en comparación con el mes de octubre de 2023, se produjo 10,09 % más. En tanto que la producción acumulada entre enero y octubre es 11,88 % mayor que la registrada para el mismo periodo de 2023.

La caída respecto al mes de septiembre se debe a la disminución en la producción de las áreas Fortín de Piedra; El Mangrullo, El Orejano; Loma La Lata – Sierra Barrosa y La Calera, resultado –a su vez- de una baja en la demanda de gas.

La extracción no convencional de petróleo representa 94,54 % de la producción total de Neuquén, mientras que el 87,12 % de la producción de gas es del mismo origen.

El presidente de YPF, Horacio Marín, anunció que “El proyecto VMOS (Oleoducto Vaca Muerta Sur) ya se presentó al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones y se convirtió en el primer proyecto de la industria de O&G para el RIGI”. “Este es uno de los proyectos de infraestructura privado más importantes de la Argentina de los últimos 20 años”, remarcó.

Marín hizo referencia a la tarea encarada para activar la iniciativa y sostuvo que “Con el trabajo que hicimos desde que llegamos (a YPF) , ahorramos uno 500 millones de dólares y bajamos los plazos de construcción del Oleoducto”.

“El proyecto VMOS convertirá a la Argentina en uno de los principales exportadores de la región y aportará divisas y trabajo al país”, enfatizó en declaraciones que formuló durante un acto en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires con motivo del 20 Aniversario de Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) .

“La magnitud de este proyecto lo convierte en trascendental para la Cuenca Neuquina. Este ducto permitirá más que duplicar la posibilidad de evacuación de petróleo de Vaca Muerta”, destacó Marín ante un auditorio de empresarios y de técnicos del sector.

“YPF no adopta una posición dominante en este proyecto sino que quiere agrandar la torta para beneficiar a todos los productores que quieran sumarse” sostuvo Marín en la Bolsa al aludir a las gestiones encaradas para que el VMOS sea compartido con otras operadoras en Vaca Muerta para incrementar producción, aportar al tendido del ducto, instalar estaciones de bombeo, tanques de almacenaje del crudo, y exportarlo desde una terminal portuaria con dos monoboyas a construir en Punta Colorada (Río Negro).

El resultado de tales gestiones estaría siendo exitoso ya que empresas como Tecpetrol, PAE, Pluspetrol, Vista, Pampa Energía se están sumando, y otro tanto ocurriría con Chevron y Shell.

El proyecto se integra con la construcción del Tramo 1 del Oleoducto (Loma Campana-Allen) de 130 kilómetros de extensión, que ya presenta un grado de avance del 50 % e implica una inversión de U$S 200 millones.

Desde Allen se extiende el ducto de Oldelval hacia Puerto Rosales (Bahía Blanca), y también partirá el Tramo 2 del VMOS, oleoducto exclusivo de exportación de 440 kilómetros de extensión hasta Punta Colorada que requiere una inversión de 2,5 mil millones de dólares. Su realización permitirá aumentar la capacidad de evacuación desde la Cuenca Neuquina en hasta 700 mil barriles día hacia 2028.

El VMOS está proyectado para construir todos sus componentes en 22 meses de manera tal que podría iniciar operaciones de exportación en el tercer trimestre de 2026.

Para ello, ya se avanza en la licitación de los caños, y también de las obras de construcción. A fin de noviembre se resolverán las adjudicaciones. Será definida por todos los socios en el proyecto.

En cuanto a los desembolsos a realizar, se ha estimado en unos 1.300 millones de dólares en el 2025 y otros 1.200 millones en 2026. Habrá un aporte de capital por parte de los cargadores (una suerte de consorcio de productores) de unos 1.000 millones de dólares, mientras se encaran gestiones para conseguir el financiento en el exterior por los otros U$S 1.500 millones que requiere el VMOS.

Si todo va como lo esperan YPF y asociadas, en diciembre deberían estar firmados los contratos de obras, para encararlas desde enero próximo.

La cuasi flamante Secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, afirmó que “El Estado no crea riqueza, y lo que yo tengo que hacer con el sector energético es entender qué molestias le tengo que sacar al sector privado para que invierta, y definir a dónde hay que exportar gas”.

“Vengo a continuar una política energética que inició Eduardo Rodriguez Chirillo, a quien quiero públicamente reconocer todo lo que avanzó en estos 10 meses, y que está enmarcada en una política nacional que por supuesto comparto”, puntualizó.

En declaraciones que realizó en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, durante un acto por el Aniversario 20 del Mercado Electrónico del Gas (MEGSA), la Secretaria de Energía explicó que “mi gestión va a ser de continuidad, o sea yo no estoy asumiendo como fue el caso de mi antecesor, con un cambio de gobierno, y además con un cambio de rumbo del país; sino que yo vengo a continuar una política energética que inició Eduardo”.

De extensa trayectoria en empresas privadas del sector, Tettamanti, sostuvo que “sé que yo sola no puedo cambiar el país, pero si tengo todo el compromiso de hacerlo desde el lugar que me toque y voy a hacer lo imposible para poner lo mejor de mí y al menos aportar al sector de la energía para que este país salga adelante”. Es un gran desafío”.

Ante un auditorio integrado mayormente por directivos de la industria energética, Tettamanti sostuvo que “el exceso de gasto público es la raíz de todos los problemas de la macroeconomía argentina, y creo que el gran error de todos los gobiernos ha sido, sobre todo en los últimos años, querer resolver los problemas de la macro atacando los mercados micro”.

Y agregó, “El caso de la energía es muy claro: como hay exceso de gasto, los impuestos no alcanzan y hay que recurrir al endeudamiento del impuesto inflacionario. Y como recurrimos al impuesto inflacionario, queremos controlar esa inflación, entonces empezamos a congelar tarifas, congelar precios, y ahí nos metemos a destruir mercados”.

Crisis en el sector eléctrico

Acerca de la gestión en la Secretaría, Tettamanti hizo hincapié en que “Uno de los temas urgentes es el verano próximo, que según los meteorólogos va a ser muy caluroso, y la falta de inversión en el sector de generación”.

“No se puede construir una central de un día para el otro. Ya Eduardo Rodríguez Chirilo había emitido la resolución 294 para tomar medidas de emergencia que apuntan, entre otras cosas, a tratar de que la oferta de energía sea la mayor posible, generando incentivos para que plantas generadoras hagan pequeñas inversiones y tener más reserva de potencia y de generación”, describió.

Y sostuvo que “Estamos trabajando, y próximamente vamos a poder anunciar algunas medidas, en tratar de que esos problemas en el sector eléctrico, que se resuelven en el mediano y largo plazo, puedan empezar a contar con inversiones y que sean los privados los que empiecen a firmar contratos y a resolver esa problemática”. “Nosotros, desde el Estado, lo que podemos hacer es desregular e incentivar la libre negociación entre las partes”, añadió.

Acerca del gas y su exportación

Tettamanti hizo referencia a que “El MOU que firmamos con Brasil es una carta de intención que lo que busca es dar una señal al sector privado de ambos gobiernos, y a todos los países limítrofes, porque también pueden jugar un rol Paraguay o Uruguay, según de donde el sector privado determine que es más eficiente construir las infraestructuras de transporte para llevar el gas a la región”.

Y remarcó que “Pondremos nuestro compromiso para ver en qué el Estado puede aportar, que básicamente va a ser dando seguridad jurídica y desregulando para que esos proyectos se concreten”.

El gobierno prorrogó la emergencia del Sector Energético Nacional, declarada por el Decreto 55/2023, en lo que respecta a los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal, y de transporte y distribución de gas natural, hasta el 9 de julio de 2025, extendiendo así el plazo original (31/12/24) que se había dado para terminar con la Revisión Tarifaria Integral (RTI), de aplicación quinquenal.

En el mientras tanto, y tal como ha venido ocurriendo en lo que va del 2024, se podrán seguir aplicando aumentos transitorios en las tarifas de estos servicios.

La prórroga se activó a través del decreto 1023/2024, que en su artículo 2 establece que la Secretaría de Energía (en la órbita del ministerio de Economía) “debe continuar con las acciones necesarias y establecer los mecanismos para la sanción de precios en condiciones de competencia y libre acceso, mantener en términos reales los niveles de ingresos, y cubrir las necesidades de inversión, para seguir garantizando la prestación continua de los servicios públicos” mencionados, “en condiciones técnicas y económicas adecuadas para los prestadores y los usuarios de todas las categorías”.

Entonces, la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes de la RTI encarada hace meses por el respectivos Entes Reguladores, atendiendo a lo establecido por las leyes 24.065 y 24.076 (marcos regulatorios de Electricidad y de Gas) para tales prestadoras de estos servicios “no podrá exceder del 9 de julio de 2025”.

El nuevo decreto refiere que “en el proceso de adecuación tarifaria transitoria serán de aplicación mecanismos que posibiliten la participación ciudadana (audiencias públicas) , o bien el régimen propio de participación que el Ente Regulador disponga conforme a su normativa vigente”.

Asimismo, el mismo decreto prorrogó la intervención del ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE) y del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS) “hasta la constitución, puesta en funcionamiento y designación de los miembros del directorio del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS Y LA ELECTRICIDAD (Ente unificado) creado por el artículo 161 de la Ley de Bases 27.742”.

Al respecto, se determinó que “la Secretaría de Energía deberá, una vez constituido el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS Y LA ELECTRICIDAD, iniciar el proceso de selección de los miembros de su Directorio, con el objeto de dar cumplimiento a lo previsto por el artículo 161 de la Ley de Bases 27.742”.

El artículo 8 del nuevo decreto “invíta a las provincias a coordinar con la S.E. las acciones de emergencia necesarias para asegurar la prestación de los servicios de distribución de electricidad que correspondan a su jurisdicción”.

Acerca del decreto de prórroga de la emergencia ya oficializado, la Secretaria de Energía, María Tettamanti, señaló que “no se llegaba a concluir la RTI a fin de año” y que ” se continúa trabajando en los respectivos Entes reguladores, con requerimientos a las prestadoras de estos servicios”. Puntualizó que “la tarifa es un precio, y debe significar una señal clara para que las empresas privadas tengan previsibilidad e inviertan”.

La tarea de los entes reguladores para definir las RTI debería estar concluída en el primer trimestre del 2025, incluídas las respectivas audiencias públicas, que son obligatorias por ley, pero no son vinculantes a la hora de las resoluciones para la aplicación de los nuevos esquemas tarifarios.

El ministro de Economía, Luis Caputo, y el ministro de Energía y Minas de Brasil, Alexandre Silveira, firmaron en Río de Janeiro un memorandum de entendimiento para desarrollar infraestructura e interconexiones para la exportación de gas natural desde Vaca Muerta (NQN) a Brasil, pero que contempla un posible esquema de intercambio de gas por gas según épocas del año y condiciones de requerimiento.

La firma tuvo lugar en el Museo de Arte Moderno, en paralelo a la reunión de Presidentes de los países integrantes del G20.

Voceros de Economía indicaron que NO había un comunicado sino apenas un anuncio vía X por parte del Ministro Caputo.

En tanto, el Ministerio de Minas y Energía indicó que el acta contempla la creación de un grupo de trabajo bilateral para identificar las medidas necesarias para el suministro de gas argentino.

“La apertura del mercado de gas en Brasil podría generar beneficios a largo plazo, incluyendo inversiones, empleos y reducción de los precios de los alimentos, con una demanda estimada en 30 millones de metros cúbicos por día hasta 2030”, dijo el ministerio.

Alexandre Silveira sostuvo en declaraciones al periodismo que el gobierno brasileño espera que a partir de 2025 las importaciones de gas argentino alcancen los 2 millones de metros cúbicos diarios, volumen que se incrementaría progresivamente a 10 MMm3/día en tres años y llegaría a 30 MMm3/día para 2030.

El gas tendría un precio en el punto de ingreso al sistema de ductos de unos 2 dólares el MBTU, y podría llegar a destino brasileño a unos 8 dólares el MBTU.

Trazas para llegar a Brasil

El funcionario brasileño aseveró que el gobierno contempla cinco rutas para transportar el gas argentino hacia el mercado de Brasil, principalmente el industrial.

La primera es aprovechar la infraestructura del Gasoducto Brasil-Bolivia (Gasbol). Ello será posible por la vía de la reversión del Gasoducto Norte, del Gasoducto Juana Azurduy para llegar a Bolivia, y desde allí utilizar la infraestructura por la cual Bolivia suministra su propio gas (cuyas reservas estan mermando) a Brasil (hasta San Pablo y Porto Alegre).

El Gobierno boliviano,a través de YPFB, habilitará la operatoria cobrando el peaje por el transporte del gas argentino a productores de Vaca Muerta y a compradores brasileños.

En los últimos meses varias empresas productoras de gas en Vaca Muerta solicitaron a la secretaría de Energía permisos de exportación. Bolivia habilitaría en el arranque (2025) capacidad de transporte para el gas argentino por hasta 4 MMm3/día.

Otra opción es vía Paraguay construyendo un gasoducto desde Salta hasta Campo Grande (Brasil) y también ingresar a Paraguay desde Formosa aprovechando la infraestructura del GNEA para también llegar a Campo Grande y empalmar con el ducto que llega a San Pablo.

Otras rutas apuntan al mercado de Rio Grande do Sul vía la construcción de la Etapa 2 del Gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner, rebautizado hace pocos días por la Administración Milei apelando al Perito Moreno, y un ducto adicional entre Uruguayana y Porto Alegre.

Otra vía sería a través de Uruguay utilizando el Gasoducto Cruz del Sur (que une Punta Lara con Colonia del Sacramento) y Montevideo. Faltaría construir un ducto hasta Porto Alegre y plantas compresoras. Esta alternativa resulta la menos probable.

Además, se contemplará la posibilidad de suministrar gas argentino a Brasil procesado como GNL, a precio competitivo considerando que el mercado brasileño se provee de GNL desde otros destinos de abasto.

El mercado de energías renovables enfrenta turbulencias globales: las acciones de empresas solares se desploman tras el anuncio de la presidencia de Donald Trump, mientras que Javier Milei retira a Argentina de la cumbre climática de la ONU. Aunque ambos líderes se presentan como figuras antisistema, la postura de Milei en materia de protección de la industria es antagónica con la del presidente norteamericano. Los ambientalistas argentinos, desconcertados.

Tras el anuncio de que Donald Trump asumiría la presidencia de los Estados Unidos, las acciones de empresas productoras de insumos para generación solar cayeron drásticamente. El ETF Invesco Solar (TAN) disminuyó un 11%, First Solar bajó un 12%, Enphase y SolarEdge retrocedieron aproximadamente un 19%, Sunrun cayó un 26% y Sunnova se desplomó más de un 50%. Nextracker cayó un 6,5% y Array Technologies bajó casi un 20%. En general, el mercado de valores solares ha seguido a la baja tras el resultado electoral.

Sunnova, una compañía estadounidense que ofrece servicios residenciales de almacenamiento solar y energía, con ingresos por US$1.400 millones en 2023, salió a bolsa durante la primera administración Trump y alcanzó un precio máximo histórico de 54 dólares por acción en ese periodo. Aunque los altos tipos de interés y los desafíos regulatorios han ralentizado su crecimiento desde entonces, el aumento constante de los precios de la electricidad y la creciente demanda mantienen fuertes los fundamentos de la energía solar residencial.

El mercado teme una posible derogación de los créditos fiscales a las energías limpias dentro de la Ley de Reducción de la Inflación (IRA), pero este riesgo podría estar siendo exagerado. Se han señalado los cientos de miles de millones de dólares en inversiones en distritos republicanos generados por los créditos fiscales a la fabricación dentro de la IRA. William J. Berger, presidente de Sunnova, destacó: “Si nos fijamos en la fabricación nacional, con la que ambos partidos están de acuerdo, de paneles solares, baterías, inversores y vehículos eléctricos… Alrededor del 85% de esas inversiones de capital están en distritos republicanos”.

Los analistas coinciden en que es probable que el crédito fiscal de fabricación 45X y la bonificación del 10% de contenido nacional dentro de la IRA se mantengan bajo una presidencia de Trump. Ambos partidos apoyan el retorno de empleos manufactureros a Estados Unidos.

Calentamiento político

En la misma línea que Donald Trump, el presidente Javier Milei enfrenta críticas nacionales e internacionales por sus políticas ambientales y su postura frente al cambio climático.

El presidente argentino, ha decidido retirar a la delegación de Argentina que participaba en la COP29, la cumbre climática de la ONU que se celebra en Bakú, Azerbaiyán. Milei, quien durante los debates presidenciales del año pasado declaró que “todas esas políticas que culpan al ser humano del cambio climático son falsas y buscan recaudar fondos para financiar vagos socialistas”, ha plasmado su convicción con esta medida.

Los funcionarios de la Cancillería y de la Subsecretaría de Ambiente de Argentina habían estado presentes en la cumbre desde su inicio el lunes pasado. Sin llamar la atención, intervinieron en el Grupo Sur y en el Grupo de los 77 más China, e incluso presentaron un documento con la postura nacional. “La República Argentina rechaza la imposición de regulaciones y prohibiciones impulsadas precisamente por los países que se desarrollaron gracias a hacer lo mismo que hoy cuestionan”, indica el texto, adelantando que el país objetará “cualquier intento de imposición de obligaciones que atenten” contra las necesidades nacionales de desarrollo económico.

A pesar de que el planteo parecía alineado con las ideas del Ejecutivo, Milei resolvió el regreso anticipado de los representantes oficiales. La subsecretaria nacional de Ambiente, Ana Lamas, confirmó que “la delegación vuelve al país” y aclaró que, por el momento, la medida no implica que Argentina deje el Acuerdo de París, el convenio de Naciones Unidas para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.

“Es un papelón”, consideraron fuentes de la Cancillería, donde reinaba el desconcierto tras conocerse la decisión de Milei. Aunque no se informaron los motivos del retiro, la medida se enmarca en un contexto crítico para el personal de Relaciones Exteriores. La cartera acaba de cambiar de mando después de que Argentina votara en la Asamblea de Naciones Unidas contra el bloqueo de Estados Unidos a Cuba, contrariando el alineamiento total con EE. UU. que pretende Milei. Ese voto le costó el cargo a la canciller Diana Mondino, quien fue reemplazada hace diez días por el exembajador en Washington Gerardo Werthein. Junto con el despido de Mondino, Milei tildó de “traidores a la Patria” a los diplomáticos que no respeten sus premisas y anunció una purga ideológica en el área.

Antagonismo

Donald Trump y Javier Milei se presentan como figuras “antisistema” que desafían a la política tradicional. Sin embargo, hay divergencias muy contrapuestas: Trump ha enfatizado la reducción de impuestos y la imposición de aranceles externos para incentivar a su industria, mientras que Milei aboga por políticas de libre mercado y una mínima intervención del Estado.

Las declaraciones y políticas industrialistas de Donald Trump se centraron en proteger y fortalecer la industria nacional a través de medidas comerciales proteccionistas, renegociación de acuerdos internacionales y reducción de regulaciones internas para fomentar el crecimiento económico y la creación de empleo en Estados Unidos.

Durante su mandato, Donald Trump promovió políticas industrialistas centradas en revitalizar la manufactura y proteger las industrias estadounidenses. Su enfoque de “América Primero” buscaba reducir la dependencia de importaciones y traer de regreso empleos manufactureros al país. Implementó aranceles sobre productos importados, especialmente de China, con el objetivo de proteger a las industrias nacionales de la competencia extranjera que consideraba desleal.

Ambientalistas calientes

A pesar de que su partido, La Libertad Avanza, apenas mencionó el medio ambiente en su plataforma electoral, a pesar de contar con ambientalistas en buena parte del electorado. En debates presidenciales, Milei declaró que el cambio climático es un fenómeno natural y cíclico, minimizando la influencia humana. “Existe un ciclo de temperaturas en la historia de la Tierra y este es el quinto punto del ciclo. La diferencia con los cuatro anteriores es que en esos no estaban los seres humanos”, afirmó.

Durante su gestión, el Ministerio de Ambiente fue degradado a una subsecretaría bajo el Ministerio del Interior. Ana Vidal de Lamas, a cargo de esta área, sostuvo que el cambio climático “tiene poco que ver con la industrialización y el ser humano”. Además, el gobierno anunció que no continuará con la Agenda 2030 como política nacional.

Entre las medidas más controvertidas se encuentra la derogación de la Ley 26.737 de protección de tierras rurales, que limitaba la propiedad extranjera sobre estas tierras. También se simplificó la Ley 27.424 de energía distribuida, eliminando ayudas estatales y estructuras de control.

La “Ley Ómnibus” intentó modificar leyes ambientales como la Ley de Glaciares y la Ley de Bosques para promover inversiones. Aunque la versión final se enfocó en la Ley de Hidrocarburos, otorgando al Poder Ejecutivo facultades para elaborar legislación ambiental en esa área, expertos señalan que contradice la autonomía provincial sobre recursos naturales, establecida en la Constitución.

El “Pacto de Mayo”, firmado el pasado 9 de julio, compromete a las provincias a avanzar en la explotación de recursos naturales. Organizaciones ambientales y sociales respondieron que este acuerdo “va a contramano del mandato constitucional” que garantiza el derecho a un ambiente sano.

Estas políticas han generado inquietud en la comunidad internacional. Durante la COP 28 en Dubái, la principal negociadora argentina, Marcia Levaggi, intentó calmar los ánimos afirmando que Argentina seguirá comprometida con el Acuerdo de París. Sin embargo, líderes como el presidente de Francia y la ministra de Ambiente de Colombia han expresado sus preocupaciones.

Analistas advierten que las acciones del gobierno podrían afectar el acceso de Argentina a mercados internacionales que exigen altos estándares ambientales, como la Unión Europea, que implementó regulaciones más estrictas para importaciones relacionadas con deforestación y emisiones de carbono.

A pesar de su postura inicial, la realidad económica y las exigencias del mercado global podrían obligar al gobierno de Milei a adoptar un enfoque más pragmático.

Las empresas PCR y ArcelorMittal Acindar anunciaron un nuevo acuerdo estratégico a través del cual se comprometen a construir un Parque Eólico en la localidad de Olavarría de 180 MW de potencia, en una primer etapa. También, una serie de obras de repotenciación del transporte en las estaciones transformadoras de esa localidad y de Ezeiza, que permitirán ampliar la capacidad del sistema de transmisión, y al mismo tiempo, posibilitar la construcción de nuevos centros de generación renovable.

Asimismo, realizarán una ampliación en el Parque de San Luis Norte mediante la incorporación de un parque solar por 18 MW, convirtiendo a ese complejo renovable en el primer parque híbrido del país.

PCR y ArcelorMittal Acindar son accionistas de GEAR I S.A., con el 51 % y 49 % respectivamente, sociedad que es titular del “Parque Eólico y Solar San Luis Norte” con una potencia total de 112,5 MW, situado en la localidad de Toro Negro, departamento de Belgrano, Provincia de San Luis.

Tanto la energía renovable que genera el Parque San Luis Norte como la prevista que genere el nuevo Parque Eólico Olavarría son para abastecer las plantas industriales de ArcelorMittal Acindar en el país con el propósito de continuar con su objetivo corporativo de descarbonización de sus productos y así cumplir con sus propias metas de sustentabilidad, se describió.

Según Martín Federico Brandi, CEO de PCR, “para nuestra empresa se trata de un nuevo hito en la asociación que establecimos con ArcelorMittal Acindar, empresa industrial líder de la Argentina, dando continuidad a las importantes inversiones que venimos llevando adelante en el sector de energías renovables, y confirmando el fuerte compromiso con el país y la transición energética”.

Por su parte, Federico Amos, CEO de ArcelorMittal Acindar expresó que “estamos orgullosos de ser impulsores junto a PCR de la generación renovable del país y al mismo tiempo estar liderando la reducción de emisiones de CO2 para la industria siderúrgica Argentina. Con esta nueva inversión reafirmamos nuestro compromiso con el objetivo de reducir en un 30 % la huella de carbono para 2030 y alcanzar la neutralidad de carbono para 2050”.

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 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 de petróleo y gas opera en la Argentina en las provincias de La Pampa y Mendoza y cuenta con cuatro áreas de exploración y explotación en Ecuador con una producción neta de 18.427 barriles equivalente de petróleo por día. Desde 2022 se encuentra desarrollando proyectos de inversión en energía en los Estados Unidos.

. Vaca Muerta podría generar un superávit en la balanza energética de U$S 30.000 millones en 2030, con una producción estimada de 1 millón de barriles de petróleo y más de 250 millones de m³ de gas por día. Desde el inicio de su explotación, las inversiones en estos yacimientos alcanzarán los U$S 200.000 millones, indicó un informe de la consultora PwC Argentina dirigido a inversores del sector.

“Vaca Muerta tiene la capacidad geológica de llevar al país a niveles de producción nunca vistos. En este nuevo escenario, el interés de las empresas locales e internacionales en invertir en petróleo y gas no convencional es muy significativo dado el alto potencial que tiene Vaca Muerta.

“En los últimos meses, se realizaron anuncios importantes y compromisos de inversión donde el gobierno acordó con distintos actores nuevas reglas de juego que la hacen aún más atractiva”. señala Ezequiel Mirazón, socio de PwC Argentina.

Infraestructura para el crecimiento

A pesar del gran potencial de producción de Vaca Muerta, el informe enfatiza que este crecimiento depende en gran medida de inversiones en infraestructura. La falta de capacidad de evacuación actual representa un límite concreto para el desarrollo productivo.

“Argentina tiene un altísimo potencial para el desarrollo de hidrocarburos no convencionales dado que es el cuarto y segundo país con recursos no convencionales de petróleo y gas respectivamente. El país es el segundo productor mundial en NC detrás de Estados Unidos. Estas proyecciones dependerán de que se realicen inversiones en infraestructura, particularmente en ductos y plantas para la exportación de LNG”, explicó Hernán Rodríguez Cancelo, socio de PwC Argentina especialista en energías renovables.

La construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur, con una inversión de U$S 2.500 millones, que permitirá transportar 500.000 barriles de petróleo por día, y el puerto de aguas profundas en Río Negro, diseñado para reducir costos de transporte y facilitar el acceso a mercados internacionales.

El desarrollo de proyectos como la ampliación del ex Gasoducto Néstor Kirchner, y el proyecto Duplicar y Triplicar de OldelVal serán cruciales para superar los actuales cuellos de botella en la capacidad de evacuación.

El informe detalla que, en agosto de 2024, Vaca Muerta alcanzó una producción de 403.000 barriles de petróleo y 83 millones de m³ de gas por día, representando más de la mitad de la producción de hidrocarburos del país y con un crecimiento interanual del 35 % en petróleo y 22 % en gas. El ritmo de crecimiento interanual ha sido sostenido a niveles de doble dígito, y la formación aún se encuentra en una etapa temprana de desarrollo.

Oportunidades en áreas maduras

La concentración de grandes empresas en Vaca Muerta crea oportunidades en otras áreas maduras de explotación, un aspecto que beneficia al sector y promueve una mayor diversificación en la cadena productiva.

“El enfoque de las grandes empresas en Vaca Muerta abre el juego para que otras empresas puedan expandirse en áreas maduras facilitando así la consolidación y adquisición de empresas del sector”, expresó Ignacio Aquino, socio de PwC Argentina de la práctica de Deals, aludiendo a las posibilidades de nuevos actores en yacimientos tradicionales.

“El Régimen de Incentivos Grandes Inversiones (RIGI) jugará un rol fundamental en el desarrollo de la infraestructura necesaria para que Vaca Muerta alcance su potencial. Este marco regulatorio permite atraer inversiones estratégicas mediante incentivos fiscales que faciliten proyectos clave de infraestructura para optimizar su capacidad productiva y exportadora”, afirmó Juan Manuel Magadan, socio de PwC Argentina de la práctica de Tax & Legal.

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

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

El volumen exportado por YPF representa un 15 % de la producción total de la compañía y generó ingresos por 200 millones de dólares en el período.

El principal país de destino de exportación fue Chile, gracias a la puesta en marcha del Oleoducto Trasandino luego de 17 años de estar fuera de servicio. Las ventas a ese país se componen mayormente de crudo de Vaca Muerta, donde la compañía incrementó 36 % su producción interanual neta en el tercer trimestre.

En caso del petróleo de la Cuenca Austral, además de Chile, se suman como mercados de destino los Estados Unidos y Holanda.

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

Este objetivo forma parte del Plan 4×4, que busca posicionar a YPF como exportadora de crudo de la mano de proyectos estratégicos como los oleoductos Vaca Muerta Norte y Vaca Muerta Sur.

En línea con el plan de crecimiento y evolución de Calfrac WS Argentina, Adrián Martinez ha sido designado como Director General de Argentina.

Adrián Martinez nacido en México, Chihuahua, se inició en la Industria en 2008 en México. Con 26 años de trayectoria en la Industria y ocupando diferentes roles de Liderazgo, ha sido clave en la Compañía desde su ingreso en 2008, llegando en 2017 a Neuquén como Gerente de Distrito Sur de Calfrac Well Services Argentina.

 En sus roles más recientes ha desempeñado un papel fundamental en el crecimiento y consolidación de las operaciones de la compañía en la región.

 Al mismo tiempo Marco Aranguren, quien era el Director General de Argentina, pasa a ocupar la posición de Presidente de Operaciones en Estados Unidos, 

En 2023, los intercambios de electricidad entre los países de América del Sur aumentaron 28 % en comparación con 2022, y el 95 % de estos intercambios ocurrieron entre los países del Cono Sur. En éste contexto, Argentina abasteció el 10 % de su demanda con importaciones desde Brasil, Uruguay y Paraguay, y en menor medida desde Bolivia y Chile.

Los datos fueron aportados por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), al presentar su segunda Nota Técnica sobre la situación de la integración eléctrica en América del Sur.

Este documento forma parte de una serie de publicaciones mensuales de OLADE, con el objetivo de abordar temas actuales y contribuir con datos e información para el análisis crítico y la búsqueda de soluciones a los problemas y retos que enfrenta la región.

La publicación incluye información relevante sobre la infraestructura de interconexión y los intercambios de electricidad que se han producido entre los países de América del Sur los últimos años, así como un análisis sobre el impacto de estos intercambios en el abastecimiento de la demanda interna.

Entre los principales hallazgos de esta investigación se destacan los siguientes:

• En cuanto a infraestructura, existen 1.679 kilómetros de líneas de interconexión internacional, y se han identificado 4.775 kilómetros adicionales en inventarios, estudios y proyectos pendientes de ejecución.
  En América del Sur, los intercambios de electricidad permitieron cubrir el 3,7 % de la demanda. Sin embargo, a nivel individual, algunos casos destacan.
  Uruguay abasteció el 11,1 % de su demanda con importaciones principalmente desde Brasil y en menor medida desde Argentina.
  Argentina abasteció el 10% de su demanda con importaciones desde Brasil, Uruguay y Paraguay, y en menor medida desde Bolivia y Chile.
  Ecuador pudo cubrir el 4,4 % de su demanda con importaciones desde Colombia y, en menor medida, de Perú.
  También se incrementó el factor de utilización de las interconexiones internacionales. En el Cono Sur, el promedio de utilización alcanzó el 35,5 %, frente al 28,4 % registrado en 2022:
  La estación conversora Garabí de la interconexión entre Argentina y Brasil alcanzó un factor de uso del 45 %, y en general, las importaciones argentinas alcanzaron un uso del 60 % de la infraestructura de interconexión directa con Brasil.
  En la Región Andina, este promedio llegó al 39,4 %, un incremento respecto al 13,9 % en 2022. El enlace con mayor utilización fue el de Colombia-Ecuador, con un 46,3 por ciento.
  La ocurrencia de períodos de escasez hidrológica conjunta, como los registrados recientemente en Colombia y Ecuador, o los observados en 2020/21 en la cuenca del Paraná, o en gran parte del período 2020/23 en la cuenca del Río Uruguay, pone de manifiesto los problemas asociados a los fenómenos climáticos extremos a los que están expuestos los países de la región.
  Est deriva en efectos como el incremento de los costos de generación, mayores emisiones e incluso racionamiento y, por ende, la importancia de las interconexiones internacionales como una de las soluciones para responde a la escasez de suministro.
  Por ello, el Estudio concluye que los países con mayores niveles de integración física, aun cuando su utilización en períodos normales haya sido baja, han logrado amortiguar mejor o evitar los efectos más críticos.
• El estudio completo se encuentra en el link: https://www.olade.org/publicaciones/nota-tecnica-2-situacion-integracion-electrica-america-sur/

La OPEP rebajó su previsión de crecimiento de la demanda mundial de petróleo para 2024 y 2025 debido a las revisiones a la baja de la demanda en China y otros mercados asiáticos.

China representó la mayor parte de la rebaja para 2024. La OPEP recortó su previsión de crecimiento de China a 450.000 bpd desde 580.000 bpd y dijo que el uso de diésel en septiembre cayó interanualmente por séptimo mes consecutivo.

Según el informe de la organización, la demanda mundial de petróleo en 2024 alcanzará los 104,03 millones de barriles diarios (mb/d), lo que supone un incremento de solamente 1,82 mb/d respecto del consumo de crudo correspondiente a 2023, lo que implica un ajuste a la baja de 107.000 barriles diarios respecto del pronóstico de octubre.

Si bien la entente espera que la demanda de petróleo de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) crezca en 0,2 mb/d en 2024, el doble estimado el mes anterior, anticipa que el consumo entre los países ajenos a la OCDE aumentará en 1,7 mb/d interanual, por debajo del incremento de 1,8 mb/d previsto anteriormente.

En cuanto a 2025, la OPEP anticipa que la demanda global de crudo alcanzará un promedio de 105,7 mb/d, cifra que supone un crecimiento de 1,5 mb/d respecto a la estimada para 2024, pero que implica un debilitamiento de 103.000 barriles diarios respecto del incremento del consumo previsto en octubre.

Eletrobras obtuvo en los nueve primeros meses del año un beneficio neto de US$ 1.607,7 millones, un salto del 164,7% frente al del mismo período de 2023.

La compañía explicó en un comunicado que el fuerte salto en las ganancias obedeció al reconocimiento por parte del Gobierno de la revisión de la dimensión de los activos de transmisión que tuvieron ajuste tarifario este año. Esa revisión tuvo un impacto de US$ 937 millones en el resultado.

Según su balance financiero, los ingresos brutos de Eletrobras entre enero y septiembre sumaron US$ 5.865 millones con un aumento del 3,7% frente a los nueve primeros meses del año pasado.

A pesar del leve crecimiento de las ventas, el aumento de la eficiencia permitió que el beneficio bruto de explotación recurrente (Ebitda) de Eletrobras se elevara un 30,1% en los nueve primeros meses, hasta US$ 3.679 millones.
El aumento de los recursos disponibles permitió que la empresa elevara sus inversiones entre enero y septiembre de este año en un 12,5% frente al mismo período del año pasado,
Igualmente permitió que la deuda bruta ajustada de la empresa privatizada en junio de 2022 se redujera en un 0,4% en el último año, hasta US$ 12.270 millones a finales de septiembre pasado.

La empresa informó que su capacidad instalada de generación en septiembre era de 44.191 megavatios, el 22% de toda la capacidad de generación de Brasil, de los que el 97% procede de fuentes renovables.

Eletrobras posee u opera actualmente 47 centrales hidroeléctricas, 31 plantas eólicas, un parque solar y solo 7 plantas térmicas.

Entró en operación comercial el primer módulo del Complejo de Energías Boaventura, con capacidad para procesar 10,5 millones de metros cúbicos de gas por día que pertenece a Petrobras.

Ese volumen equivale al 11,5 % de todo el gas natural distribuido por Petrobras en septiembre, cuando colocó en el mercado un récord de 91,4 millones de metros cúbicos del energético por día.

El segundo módulo de este complejo ubicado en Itaboraí, municipio en el litoral del estado de Río de Janeiro, debe entrar en operación en diciembre próximo y le permitirá a la empresa agregar otros 10,5 millones de metros cúbicos diarios.

En total serán agregados diariamente 21 millones de metros cúbicos de gas natural por el llamado Proyecto Integrado Ruta 3, una red de gasoductos submarinos por los que Petrobras transporta hasta tierra el gas natural que produce en algunos de sus ricos yacimientos de la cuenca marina de Santos.

Este último es considerado estratégico por permitirle colocar en el mercado gran parte del gas natural producido en los campos petroleros de Tupi, Búzios y Sapinhoá, que cuentan con gigantescas reservas en la cuenca de Santos. Ruta 3 es “esencial para el país porque aumenta la competitividad de Petrobras en el nuevo ambiente dinámico y competitivo del mercado de gas nacional”.

El proyecto también le permite a Petrobras reducir sus importaciones de gas para atender la demanda del mercado brasileño.

De los 91,5 millones de metros cúbicos de gas que distribuyó por día en septiembre, tan solo 41,7 millones fueron procedentes de sus propios pozos, principalmente de los ubicados en la cuenca de Santos.

Otros 31,5 millones de metros cúbicos por día fueron importados desde Bolivia por el gasoducto entre ambos países y los restantes 18,2 millones fueron importados en navíos y procesados por las plantas de regasificación que la empresa tiene en los estados de Ceará y Río de Janeiro.

Con la entrada en operación de las dos unidades procesadoras, Petrobras podrá reducir significativamente el volumen de gas natural que tiene que reinyectar en sus reservas por la incapacidad para procesarlo.

Según la Agencia Nacional de Petróleo, las empresas que operan en Brasil, incluyendo Petrobras, produjeron en septiembre un récord de 169,9 millones de metros cúbicos de gas natural por día, pero tuvieron que reinyectar 93,5 millones en los yacimientos por falta de gasoductos o de navíos para embarcar el combustible.

Genneia reafirmó su compromiso con la sustentabilidad y el medio ambiente con la entrada en operación comercial del Parque Eólico La Elbita, un proyecto que representa un hito en la expansión de la capacidad de generación eólica de la compañía.

Ubicado a 42 kilómetros de la ciudad de Tandil en una extensión de 1.464 hectáreas, La Elbita se destaca como el primer parque eólico a gran escala de la región y el mayor proyecto de Genneia en la provincia de Buenos Aires. Equipado con 36 aerogeneradores de última generación de 120 metros de altura, el parque tiene una capacidad de producción diseñada para abastecer la demanda de grandes usuarios industriales en el marco del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

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

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

El proyecto tendrá un impacto directo en la comunidad ya que generará 705.000 MWh de energía renovable al año, equivalente al consumo anual de 175.000 hogares. Además, se estima que evitará la emisión de más de 370.000 toneladas de dióxido de carbono, contribuyendo a nuestro propósito en la lucha contra el cambio climático.

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

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

Acerca de Genneia

Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 20 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 20 % de la generación de energía eólica y el 13 % de la solar. La reciente puesta en marcha del Parque Eólico La Elbita ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a 1.166 MW, consolidando su liderazgo en el sector de energía limpia y marcando un logro sin precedentes en el panorama energético del país.

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. Actualmente, 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. Genneia ya cuenta con 220 MW de capacidad solar instalada en tres parques operativos, que suman un total de 520.000 paneles solares.

Por Santiago Magrone

A través de la resolución de la Secretaría de Energía 326/2024 el gobierno nacional decidió cambiarle el nombre al Gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner (GPNK) en el marco de su política de eliminación de cualquier referencia positiva a los gobiernos y obras realizadas durante las gestiones presidenciales de Néstor Kirchner, Cristina Fernández y Alberto Fernández.

La decisión oficializada el 11 de noviembre, a través de la resolución firmada por la cuasi flamante secretaria María Tettamanti, vino a ocurrir pocos días después de que la Administración de Javier Milei concretara también el cambio de nombre de Centro Cultural Kirchner (CCK) que también alude al ex presidente constitucional fallecido en el año 2010.

Para cambiar la denominación del CCK, una importante obra ejecutada sobre la estructura del que fuera el Palacio de las Telecomunicaciones (Ex Correo Central) se apeló a la figura de Domingo Faustino Sarmiento.

Ahora, se optó por el perito Francisco Pascasio Moreno. De manera que el GPNK ahora derivó en el GPFPM.

El 7 de febrero de 2022 la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA declaró de Interés Público Nacional la construcción del “GASODUCTO PRESIDENTE NÉSTOR KIRCHNER” como proyecto estratégico para el desarrollo del gas natural en la REPÚBLICA ARGENTINA.

La obra del citado gasoducto se enmarca en el Programa Sistema de Gasoductos “Transport.Ar Producción Nacional”, que tiene como objetivo generar las condiciones necesarias para que el gas disponible en las Cuencas Neuquina, Golfo San Jorge, y Austral abastezca a los centros de consumo nacional y posibilite la exportación de gas natural a la REPÚBLICA DE CHILE y a la REPÚBLICA FEDERATIVA DE BRASIL.

El inicio, la construcción y la ejecución de la infraestructura necesaria para evacuar el gas natural producido en la Cuenca Neuquina hacia los centros de consumo del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y el Litoral, encuentran antecedentes normativos desde principios de 2019 (gobierno de Mauricio Macri).

Al respecto, en julio de 2019 “se instruyó” la convocatoria de la licitación pública nacional e internacional, a los fines de adjudicar una licencia para la prestación del servicio de transporte de gas natural que contemple como obligación el diseño y la construcción del citado gasoducto, siendo efectivizada tal convocatoria (Resolución 437 del M.H) a fin de julio de 2019.

El proceso licitatorio se demoró y resultaron infructuosas las gestiones de ésa Administración en procura de financiamiento para avanzar con el proyecto. Poco después se iniciaría un proceso de transición hacia un cambio de gobierno nacional.

La pandemia del Covid-19 afectó, entre otras cuestiones esenciales, retomar el proyecto en el 2020. Así, la Resolución de la S.E. 448 de diciembre del 2020 derogó la Resolución 437/2019 e instruyó a la SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS “a llevar a cabo una evaluación técnica y legal, a fin de considerar las mejores alternativas de construcción de un nuevo gasoducto y/o la ampliación de las capacidades de transporte, para la evacuación de gas natural producido en la Cuenca Neuquina hacia los centros de consumo del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y el Litoral”.

La S.E. emiitió la Resolución 1036/2021 aprobando los “Lineamientos para un Plan de Transición Energética al 2030” y posteriormente la Resolución 67/22, anunciando ambas, el nombre seleccionado para su denominación.

El proyecto de construcción del GPNK se diseñó considerando dos etapas. Y en 2022 se activó la construcción de la Etapa I entre Tratayén (NQN) y Salliqueló (PBA), Se financió en recursos estatales y también con 500 millones de dólares provenientes de una Ley que requirió un aporte voluntario de los tenedores de grandes fortunas en la Argentina.

Su construcción fue coordinada por la estatal Enarsa, estuvo a cargo de las empresas Techint, Sacde y BTU. Se realizó en tiempo récord para una obra de esta envergadura a nivel mundial.

Se coordinó la importación de chapas para la fabricación de la cañería de acero a nivel local, su transporte hasta las zonas de zanjeado de la traza, y se utilizó la mas moderna tecnología para la soldadura y el tendido del ducto. Se trabajó en tres frentes en simultáneo, y se emplearon ingenieros, técnicos y trabajadores muy especializados en este tipo de obra.

Se inauguró en julio de 2023, comenzando a transportar unos 11 millones de metros cúbicos día. Tal volúmen se ampliaría progresivamente con la instalación de dos plantas compresoras ya diseñadas pero no finalizadas al momento del cambio de gobierno nacional en diciembre de 2023.

Resta saber ahora si la Administración Milei encarará la licitación para construcción de la etapa 2 del ex GPNK o si deja de lado el proyecto diseñado originalmente para llegar con el ducto troncal hasta San Jerónimo, en el sur de Santa Fe. En el invierno de 2024 el ex GPNK llegó a transportar más de 20 MMm3/día de gas natural proveniente de Vaca Muerta, lo que significó un gran ahorro de divisas para el país por el reemplazo progresivo del GNL importado.

Ausente de argumentos sólidos, en los considerandos de la resolución ya oficializada por el gobierno se apela a que “es imperioso en la actual situación de recomposición de valores básicos y fundacionales transmitir a las generaciones presentes y futuras el espíritu y la acción de los próceres de la Patria y lo que hoy guía en la acción pública: la libertad, la educación y el respeto por las instituciones”.

“Por ello, corresponde relacionar de otra manera al gasoducto (GPNK) de modo tal que su asociación refleje los valores fundamentales de la REPÚBLICA ARGENTINA”, señala el resolución que firmó Tettamanti.

YPF informó que “durante el tercer trimestre del año la producción de petróleo shale promedió los 126 mil barriles día, con un crecimiento de 36 % respecto al mismo período del año pasado y 11 % respecto al segundo trimestre de este año. Hoy representa 49 % de la producción total de petróleo de YPF” (2T24: 46% y 3T23: 39%).

En tanto, las exportaciones de petróleo Medanito aumentaron en el trimestre 111 % respecto al tercer trimestre del año pasado y 37 % en relación con el trimestre anterior.

Las exportaciones promediaron los 39 mil barriles día, equivalente al 5 % de la producción total de petróleo de la compañía.

Durante este período, YPF invirtió 1.353 millones de dólares y más del 70 % fueron al segmento Upstream, principalmente en actividades shale para perforación y workover, en línea con la estrategia 4×4 de la compañía.

En materia financiera, el EBITDA ajustado ( beneficio antes de intereses, impuestos y amortización) fue de 1.366 millones de dólares, crecimiento secuencial impulsado principalmente por mayores ventas estacionales de gas, suba en la producción de hidrocarburos shale, y mejor precio local de combustibles, compensados parcialmente por mayores costos en términos reales y una menor producción convencional, en particular porque julio estuvo afectado por condiciones climáticas adversas en la Patagonia, se explicó.

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

Avances de los principales proyectos de YPF:

• Proyecto Andes: Ya se firmaron 9 acuerdos de compraventa por 25 áreas. Recientemente, se sumaron 7 áreas ubicadas en la provincia de Tierra del Fuego. Además, se obtuvo la aprobación provincial por uno de los clústers en Chubut.
• Proyecto de construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur : Se alcanzó un grado de avance de 50 % en la construcción del primer tramo (Vaca Muerta – Allen, de 130 km), con una inversión total del orden de los 200 millones de dólares. El segundo tramo está compuesto por un oleoducto dedicado a exportaciones (Allen – Punta Colorada, de 440 km), tanques de almacenamiento y monoboyas para operar VLCCs, con una inversión de alrededor de 2.500 millones de dólares.
• La compañía se encuentra a pocos meses de iniciar la construcción, se indicó desde YPF.

El CEO de Pampa Energía, Gustavo Mariani, afirmó que “tenemos planificado una
inversión de 700 millones de dólares en Rincón de Aranda para 2025, y planificamos alcanzar los 1.500 millones hasta 2027. Nuestro objetivo es multiplicar por diez nuestra producción de petróleo y llegar a 50.00 barriles por día”.

Pampa Energía presentó ante inversores sus resultados del tercer trimestre del año, con aumento en su producción de gas, en generación de electricidad, y el compromiso de inversión en su yacimiento de petróleo Rincón de Aranda.

Además de destacar el avance en el desarrollo de shale oil en Rincón de Aranda, la compañía informó que alcanzó nuevos máximos en su producción de gas, principalmente en los yacimientos El Mangrullo y Sierra Chata.

Respecto a la producción de gas Mariani describió que “Durante el tercer trimestre alcanzamos un promedio de producción de 14 millones de metros cúbicos día, lo que significa un 8 por ciento más comparado con el mismo trimestre del año pasado”.

En el segmento electricidad, Pampa también mostró una excelente performance operativa. En comparación con el tercer trimestre de 2023, aumentó 19 por ciento la generación, a pesar de la reducción del 3 % que registró la generación eléctrica nacional.

La compañía informó también que continúa fortaleciendo su situación patrimonial, logrando una deuda neta de 539 millones de dólares, el nivel más bajo en los últimos ocho años, con un ratio neto de 0,8x.

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

La filial sudamericana de Enel, Enel Américas, registró un tercer trimestre difícil: sus utilidades se desplomaron un 42,66%, alcanzando solo US$ 175 millones, en comparación con los US$ 306 millones obtenidos en el mismo período de 2023. Según su CEO, Aurelio Bustilho, la caída se debe a un “efecto negativo de US$ 118 millones” relacionado con retenciones tributarias en Perú. Sin embargo, en lo que va del año, las ganancias aumentaron más del 200%, a US$ 2.400 millones, gracias a ventas de activos y optimización de deudas.

En términos de ingresos, Enel Américas reportó un alza interanual de 4,8%, llegando a US$ 3.603 millones entre julio y septiembre. No obstante, el EBITDA cayó un 6,1%, alcanzando US$ 939 millones. Bustilho atribuyó esta baja a una menor generación hidráulica en Colombia y a la devaluación del real brasileño, lo que incrementó las compras de energía en el mercado spot.

Argentina

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

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

Enel São Paulo

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

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

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

Enel en Perú

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

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

Colombia

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

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

Enel Chile

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

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

Multas y apelaciones

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

Máximas ganancias

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

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

Mientras que Enel parece implementar un modelo de negocios regional con criterios de rentabilidad consistentes, la ineficiencia operativa de sus subsidiarias también contribuye a los reiterados incumplimientos.

Desde principios de octubre de 2024, el conflicto entre Israel e Irán ha tenido efectos significativos en los mercados de petróleo y gas natural, generando una gran volatilidad en los precios y despertando la preocupación de los mercados globales. El 1 de octubre, Irán lanzó más de 180 misiles hacia Israel, una acción que, más allá de la tragedia humanitaria y el riesgo geopolítico, ha reavivado temores sobre la estabilidad del suministro energético mundial. Esta escalada de tensiones se reflejó en un incremento inicial del precio del petróleo, con el crudo WTI alcanzando casi los US$ 74 por barril y el Brent tocando los US$ 77. Aunque la tendencia al alza ha sido generalizada, el mercado se encuentra en constante oscilación debido a factores geopolíticos, económicos y climáticos, como la incertidumbre sobre las políticas de la Reserva Federal de los Estados Unidos y el impacto del huracán Milton en Florida.

Inestabilidad

El riesgo de que Israel pueda responder al ataque iraní con un asalto a la infraestructura petrolera de Irán es uno de los mayores temores actuales del mercado energético. Las estimaciones sugieren que una acción de este tipo podría reducir la capacidad exportadora de Irán en 1.5 millones de barriles diarios, lo que indudablemente tendría un impacto significativo en el suministro global de crudo y podría disparar aún más los precios.

Esta posibilidad mantiene un alto nivel de incertidumbre y, al mismo tiempo, sugiere que una desescalada del conflicto podría estabilizar los precios, si bien aún persisten otros factores que contribuyen a la volatilidad del mercado.

Factores externos

Aparte de la tensa situación en Oriente Medio, otros elementos están ejerciendo una presión considerable sobre los precios del crudo. El huracán Milton, que golpeó a Florida a mediados de octubre, ha tenido un impacto mixto en la demanda de gasolina en la región, el tercer mayor consumidor de combustible en Estados Unidos. Aunque disminuyó temporalmente la demanda de gasolina, generó escasez en algunas áreas, lo que aumentó las compras anticipadas. A nivel global, la política monetaria de Estados Unidos y las crecientes reservas de crudo han contribuido también a mitigar algunas de las presiones alcistas, equilibrando parcialmente el mercado.

Impacto en Argentina

En Argentina, la volatilidad de los precios internacionales ha tenido un efecto directo en los precios de los combustibles. Las petroleras locales han debido ajustar los precios de la nafta y el gasoil para reflejar las alzas en el mercado global, en un contexto en el que la inflación ya es elevada. Esto se suma a las recientes subas de impuestos al combustible y a la devaluación del tipo de cambio, aumentando así la presión sobre los consumidores argentinos.

Adiós a las inversiones

Respecto de los conflictos en Medio Oriente, Argentina tradicionalmente apoyó una solución de dos estados entre Israel y Palestina, en coherente cumplimiento de las resoluciones de las Naciones Unidas. Una postura de neutralidad en los conflictos geopolíticos que le ha facilitado las relaciones diplomáticas con buena parte del mundo y coherente con el reclamo de soberanía de las Malvinas.

La posición de Estados Unidos e Israel en las votaciones de la Asamblea General de las Naciones Unidas relacionadas con la soberanía de las Islas Malvinas no han sido favorables a la Argentina. Tras el conflicto del Atlántico Sur, Estados Unidos ha optado por abstenerse o votar en contra de resoluciones que abordan la cuestión de la soberanía de las Malvinas, reflejando una postura cercana al Reino Unido.

Por su parte, Israel ha votado en contra de las resoluciones que apoyan la posición argentina sobre la soberanía de las Islas Malvinas. Al igual que Estados Unidos, en la votación de 2019 sobre las Islas Chagos, Israel votó en contra de la resolución que instaba al Reino Unido a devolver el archipiélago a Mauricio. Cada vez toma más fuerza la hipótesis de que el alineamiento incondicional con Israel pudo haber influido en la decisión de Petronas. Malasia es un país mayoritariamente musulmán, tiene una postura firme de apoyo a Palestina y no tiene relaciones diplomáticas formales con Israel. La postura de Javier Milei, de apoyo incondicional al primer ministro israelí, Benjamín Netanyahu, rompió con la tradición de neutralidad en el conflicto de Medio Oriente. Recientemente, el gobierno malayo incluso prohibió la entrada de barcos con bandera israelí en sus puertos, en el contexto del conflicto entre Israel y Hamás.

Evolución de precios

La inestabilidad generada por el conflicto ha afectado los precios en los mercados de América del Norte y Europa. En América del Norte, el West Texas Intermediate (WTI) se cotiza cerca de US$ 67,95 por barril hacia finales de octubre, después de haber alcanzado picos de US$ 74. En Europa, el Brent, otro indicador clave, ha descendido a 72,04 US$ por barril. Ambas cotizaciones muestran una variación acumulada negativa durante el año, reflejando el impacto de factores adicionales como las condiciones económicas globales y la desaceleración de la demanda.

Asia y África

En Asia, la desaceleración económica en China ha influido en la reducción de las proyecciones de demanda de la OPEP, afectando también los precios en la región. En África, aunque el conflicto no ha impactado directamente a las exportaciones de Nigeria y Angola, se percibe una tendencia de menor crecimiento en la demanda.

Oceanía

Aunque Oceanía depende principalmente de importaciones de petróleo, la volatilidad global ha afectado los costos energéticos, causando ajustes en los precios locales. Esta situación obliga a la región a mantener una cautelosa vigilancia sobre el mercado.

El gas natural y el conflicto

El conflicto entre Israel e Irán también ha afectado al mercado del gas natural, especialmente en términos de precios del gas natural licuado (LNG) y rutas de transporte. La incertidumbre sobre la seguridad en el Estrecho de Ormuz, por donde transita gran parte de las exportaciones de LNG, ha elevado los precios en Asia, particularmente en Japón, Corea del Sur e India, grandes importadores de LNG. En Europa, la diversificación de fuentes tras la crisis energética derivada de la guerra en Ucrania ha moderado el impacto, aunque la demanda europea sigue siendo sensible a cualquier interrupción en el suministro del Medio Oriente.

Posibles desarrollos futuros

La OPEP ha decidido extender su política de recortes de producción hasta 2025, con el fin de estabilizar los precios. No obstante, la demanda global sigue siendo incierta debido a la desaceleración económica en China y las decisiones de política monetaria en Estados Unidos. Si las tensiones entre Israel e Irán escalan, es probable que los precios del crudo experimenten un nuevo repunte; sin embargo, señales de distensión podrían estabilizar el mercado.

Perspectiva a mediano plazo

El panorama de la industria petrolera global se caracteriza actualmente por una alta volatilidad y una compleja interacción de factores geopolíticos, económicos y climáticos. Con una dependencia significativa de la región del Medio Oriente y de la política de recortes de la OPEP, el mercado energético se enfrenta a un futuro incierto. Analistas sugieren que, en el corto plazo, la estabilización de los precios dependerá de una desescalada en las tensiones en Medio Oriente. A más largo plazo, los efectos del cambio climático, el consumo fluctuante en las economías emergentes y los ajustes en las políticas energéticas podrían generar nuevas dinámicas en el mercado.

En resumen, el conflicto entre Israel e Irán continúa ejerciendo una influencia significativa en el mercado del petróleo, afectando los precios y generando volatilidad. Mientras tanto, los países consumidores y productores de energía observan atentamente cada paso de esta situación geopolítica, que podría redefinir el panorama energético a nivel mundial.

El pasado septiembre, Argentina registró el mayor crecimiento interanual en la producción de petróleo crudo y gas natural del año, según lo refleja Alberto Fiandesio en su sitio web “todohidrocarburos.com”. Este aumento histórico refleja tanto el potencial de las cuencas productoras como el impulso del yacimiento de Vaca Muerta, que ha sido clave para la consolidación de la Cuenca Neuquina como el principal motor de crecimiento en hidrocarburos en el país.

Crecimiento récord

La producción diaria de petróleo crudo en septiembre de 2024 fue la más alta desde el año 2009, alcanzando un aumento interanual del 15,08%. Además, superó en un 3,03% la producción de agosto, reflejando un crecimiento sostenido que ha marcado a la industria durante todo el año. Este incremento posiciona a septiembre de 2024 como el punto más alto en la producción anual de petróleo, con una cifra diaria de 116.523 m³, muy superior al promedio histórico de 90.667 m³/día.

Variación por cuenca

La Cuenca Neuquina, que incluye el famoso yacimiento de Vaca Muerta, mostró un crecimiento interanual del 27,13%. Esta cifra refuerza su posición como la cuenca más dinámica, en contraste con otras cuencas como la Cuyana, que decreció un 6,50%, y la del Golfo San Jorge, con una caída del 5,09% respecto al mismo período de 2023. La Cuenca Austral también experimentó un descenso interanual del 5,99%, lo cual resalta aún más el rol preponderante de la Cuenca Neuquina en el contexto de producción nacional.

En términos acumulativos, la producción de petróleo ha crecido un 9,42% en lo que va del año. Esta evolución refleja más de tres años de crecimiento positivo continuo, señal de la fortaleza del sector petrolero en Argentina y su capacidad para responder a la creciente demanda global de hidrocarburos.

Gas natural en expansión

Si bien el crecimiento de la producción de gas natural fue más moderado en comparación con el petróleo, septiembre de 2024 se destacó por ser el mejor mes de septiembre registrado en la serie histórica. Con una producción total de 147,179 Mm³/día, el gas natural experimentó un incremento del 2,78% en comparación con septiembre del año anterior. Este crecimiento, aunque positivo, estuvo influido por una caída del 3,80% respecto a agosto de 2024, en gran parte debido a la variación estacional y a factores técnicos en algunas cuencas productoras.

La Cuenca Neuquina también lideró el crecimiento interanual en gas natural, con un aumento del 6,26%, mientras que otras cuencas mostraron caídas notables, como la Cuyana (-28,73%) y la del Golfo San Jorge (-6,52%). Estos datos subrayan el papel fundamental de la producción no convencional en la Cuenca Neuquina, que representa una fuente crucial de gas para el mercado nacional e internacional.

No convencional

La producción no convencional ha jugado un papel central en el crecimiento de la producción de hidrocarburos en Argentina. En septiembre de 2024, el crudo no convencional representó el 57,89% de la producción nacional, mientras que el gas no convencional alcanzó un 65,13% del total. La expansión de Vaca Muerta y el avance en las tecnologías de extracción han sido determinantes en este logro, que sitúa a Argentina como un actor relevante en la producción de hidrocarburos no convencionales.

Neuquén lidera

En cuanto a la producción de petróleo por provincias, Neuquén sigue liderando con un crecimiento interanual del 33,81%, alcanzando 2.105.092 m³ en septiembre. Esta cifra contrasta con los descensos registrados en otras provincias, como Chubut (-5,70%) y La Pampa (-9,23%). Neuquén, apoyada en el desarrollo de Vaca Muerta, es la única provincia que muestra un crecimiento significativo y continuo, evidenciando su papel central en el mapa energético nacional.

En gas natural, la provincia de Neuquén también se mantiene al frente, con una producción de 3.110.521 Mm³ en septiembre, un 7,13% más que en el mismo mes del año anterior. Esta cifra contrasta con caídas en otras provincias como Tierra del Fuego y Mendoza, lo que reafirma el rol estratégico de Neuquén en el desarrollo del gas no convencional en Argentina.

La expansión de la producción de hidrocarburos en Argentina es un reflejo de la creciente inversión y el desarrollo de infraestructura en áreas clave como Vaca Muerta. La producción nacional de crudo, que viene aumentando interanualmente desde 2021, está en camino de cerrar 2024 con un crecimiento récord, lo que contribuye a fortalecer la autosuficiencia energética del país y a posicionarlo como un potencial exportador de hidrocarburos.

Este crecimiento sostenido en la producción de petróleo y gas plantea una perspectiva alentadora para la economía argentina, con un impacto positivo en el empleo, las exportaciones y los ingresos fiscales. Sin embargo, el desarrollo de nuevas tecnologías y la mejora continua en la eficiencia de extracción y transporte serán esenciales para consolidar estos avances y asegurar que la expansión de la industria sea sostenible a largo plazo.

Halliburton gana menos por debilidad en Norteamérica y ciberataque

El proveedor de servicios petroleros Halliburton no alcanzó las estimaciones de ganancias de los analistas para el tercer trimestre el jueves, afectado por una desaceleración en la actividad de perforación en Norteamérica y el impacto de un hackeo previamente divulgado.

Las acciones de la compañía cayeron un 1,5% a US$ 30,05 en operaciones previas a la apertura del mercado.

En agosto, Halliburton reveló un ciberataque en el que un tercero no autorizado accedió y extrajo datos de sus sistemas. El incidente provocó interrupciones y limitó el acceso a algunas aplicaciones comerciales.

La compañía registró un cargo antes de impuestos de US$ 35 millones en el trimestre vinculado a los gastos derivados del ataque.

“Experimentamos un impacto de US$ 0,02 por acción en nuestras ganancias ajustadas debido a la pérdida o demora de ingresos causados por el evento de ciberseguridad en agosto y las tormentas en el Golfo de México,” dijo el CEO de Halliburton, Jeff Miller.

La firma con sede en Houston reportó una ganancia ajustada de 73 centavos por acción para los tres meses terminados el 30 de septiembre, por debajo de la estimación promedio de los analistas de 75 centavos, según datos compilados por LSEG.

Mientras tanto, los ingresos de Halliburton en Norteamérica cayeron un 8,5% a US$ 2,39 mil millones.

La disminución se debió principalmente a una baja en los servicios de bombeo a presión en tierra en EE. UU., además de una menor actividad en las líneas de servicio de productos en el Golfo de México, en parte debido a los huracanes Francine y Helene.

En contraste, los ingresos de los mercados internacionales aumentaron un 3,6% a US$ 3,31 mil millones.

La exploración y perforación en mercados internacionales como Medio Oriente y Asia han impulsado una mayor demanda de servicios petroleros, ya que los productores buscan asegurar la continuidad de la producción de petróleo y gas.

Los rivales de Halliburton, Baker Hughes y SLB, superaron las expectativas de ganancias del tercer trimestre gracias a la demanda sostenida en los mercados internacionales.

Justo el miércoles, un día despues de las elecciones que rncumbraron por segunda vez a Donald Trump como presidente el gobierno de EE.UU. apoyó a Argentina al instar a la juezza federal que no obligue al país, en dificultades financieras, a ceder su participación del 51 % en la empresa de petróleo y gas YPF para satisfacer parcialmente un fallo judicial de $16.1 mil millones.

Según Reuters, en una carta enviada como declaración de interés a la jueza de distrito Loretta Preska en Manhattan, el Departamento de Justicia dijo que ha sostenido durante mucho tiempo que los tribunales de EE. UU. no pueden ordenar la incautación de bienes soberanos extranjeros ubicados fuera de los Estados Unidos.

También afirmó que exigirle a Argentina que entregue las acciones a dos inversores representados por la empresa de financiamiento de litigios Burford Capital (BURF.L) violaría la inmunidad soberana y que permitir dicha cesión podría interferir con la política exterior de EE. UU.

Argentina apeló la decisión de Preska de septiembre de 2023, que otorgó los $16.1 mil millones a Petersen Energía Inversora y Eton Park Capital Management. Burford ha dicho que esperaba recibir el 35 % y el 73 % de sus respectivos daños.

En un comunicado el jueves, Burford afirmó que la carta abordaba una cuestión de derecho limitada y que no reflejaba una posición más amplia del Departamento de Justicia en el caso. Robert Giuffra, abogado de Argentina, se negó a hacer comentarios.

Liderada por el presidente libertario Javier Milei, Argentina ha reducido el gasto público para frenar la inflación, que ha disminuido pero sigue por encima del 200 % anual, aunque estas medidas han profundizado la recesión y aumentado las tasas de pobreza a más del 50 %.

Sin embargo, los vínculos de Milei con el presidente electo de EE. UU., Donald Trump, podrían ayudar con el programa de préstamos de $44 mil millones que Argentina tiene con el Fondo Monetario Internacional, el cual podría revisarse el próximo año.

El fallo de $16.1 mil millones se originó a partir de la expropiación por parte de Argentina en 2012 del 51 % de la participación en YPF que tenía la empresa española Repsol, sin una oferta por las acciones de los inversores minoritarios.

Burford ha argumentado que los “muchos años de estructuración de activos para evitar la ejecución” por parte de Argentina justifican la entrega de la participación en YPF y que una excepción de actividad comercial de la Ley de Inmunidades Soberanas Extranjeras permite dicha cesión.

En la carta del miércoles, el Departamento de Justicia señaló que el Congreso no pretendía, al aprobar esa ley, eliminar la inmunidad de los bienes soberanos extranjeros, como las acciones de YPF.

El Departamento explicó que eliminar la inmunidad crearía una anomalía en la cual los bienes de un país extranjero en EE. UU. tendrían mayor protección que sus bienes dentro del propio país.

El Departamento de Justicia también indicó que, por razones de cortesía internacional —es decir, el respeto mutuo que los países se otorgan limitando el alcance de sus leyes— la propia ley de cesión de Nueva York no exige que Argentina ceda las acciones de YPF. Una conclusión contraria podría poner en riesgo los bienes de EE. UU., advirtió el Departamento, ya que los países extranjeros podrían brindar a Estados Unidos un trato similar en sus propios tribunales. No está claro cuándo fallará Preska.

El ex secretario de Energía y presidente del IAE, Jorge Lapeña, opinó sobre el precio del gas no convencional en el mercado local y su relación con los precios de exportación al mercado internacional.

A modo de cierre del Seminario anual de la entidad, Lapeña describió, “Si somos un país exportador importante de gas y de petróleo y aceptamos las reglas de los precios internacionales, estaríamos vendiéndole al mundo a precios FOB (libre a bordo), gas -Bahía Blanca o Punta Colorada-, y tambien es el caso del petróleo.

“Esto nos lleva a una situación interesantísima, que es a precios en boca de pozo mucho mas bajos que esos precios FOB Bahía Banca”, señaló Lapeña. “Es decir, cual es nuestro precio para Bahia Blanca ?, el henri hub. (del golfo de México).., bueno el golfo de Bahia Blanca es parecido”, agregó.

E interrogó “cual debe ser el precio justo en boca de pozo: U$S 3,80, o 4 dólares como hoy ?, o 1,20, 1,30, 1,40. Si es esto último, hay fiesta en la Argentina porque tendremos un gas de precio parecido al del Plan Houston (gobierno Raúl Alfonsin).. en el orden del henri hub”.

“Lo mismo nos va a pasar con el petróleo. El precio fob de exportación, ése es nuestro precio !, y entonces nosotros vamos a estar en ventaja respecto a todo los países del mundo, que tienen que viajar hasta allá”, agregó.

Lapeña sostuvo que “Creo que este es un objetivo de política energética que no ha sido tomado por la política todavía. Nadie planteo eso…”, y consideró que “si nosotros lo razonamos bien, podemos convencer a los buenos políticos de que esto es bueno para la Argentina, y bueno para el mundo , y nos sanea gran parte de nuestra economía”…..

El ex Secretario agregó que “Otra cuestión que queda para analizar es cuanto estamos invirtiendo en este gran negocio que es la energía…. Poco. La Argentina tiene un PBI de 600 mil millones de dólares e invierte menos de 15 %. ni siquiera repone lo que se gastó. Estados Unidos esta mas cerca de 23 %, y China invierte el 45 % de su PBI.

“Cuanto invierte la Argentina realmente en el sector energético ?”. “Cual es el mercado de capitales de la Argentina ?… Cuanta plata de los jubilados estamos invirtiendo en este gran negocio para retribuir a los jubilados ?.. . “Mas allá de lo que pasó en el Congreso, yo diría que cero”.,, afirmó.

Lapeña puntualizó que “No está claro como crecerá el sector eléctrico. Hacen falta líneas de transmisión …. pero resulta que no las podemos hacer porque no podemos arriesgar la plata en eso… o no se puede pedirle a alguien razonable que arriesgue la plata en eso”. “Pero en cambio parece que sí se puede invertir en el petróleo…. señaló.

“Pregunta: quien invierte en el petróleo ?, el mercado de capitales argentinos,…. o son capitales de afuera ?…, son de afuera, y por eso la Ley Ómnibus dice que se puede exportar y se puede quedar con los dólares por allás porque tienen que pagar….

“Hay distorsiones que no son fáciles de remover pero que es interesante que todos conozcamos.. porque nuestro sector eléctrico pudo hacer en el siglo 20 cosas que parece que no puede hacer en el siglo 21”. “Pudo construir el parque de centrales hidroeléctricas mas importante de América, o una red de gasoductos que es espectacular…. lo hemos hecho nosotros”, enfatizó.

La red de transporte eléctrico obsoleta impide el correcto funcionamiento del sistema y aumenta el riesgo de incidentes en épocas de temperaturas extremas. Carlos Borga, director técnico de Transener, subraya la necesidad urgente de inversión para evitar fallas en el suministro. La propuesta de la empresa sugiere trasladar el costo de la expansión a las facturas de los usuarios, lo que ha suscitado controversias sobre quién se beneficiaría realmente de esta inversión.

El suministro eléctrico para el próximo verano enfrenta un escenario complicado. El gobierno reconoció la gravedad de la situación y lanzó un plan de contingencia, lo que ha generado polémicas. Según Luciana Glezer de La Política Online, una de las críticas es la cancelación de la licitación Terconf, que durante la administración anterior buscaba construir centrales térmicas de alta eficiencia en zonas estratégicas. Por otro lado, algunos observan un gran negocio en el costo elevado de generación.

Durante un seminario organizado por el Instituto de Energía de la Universidad Austral, Carlos Borga, director técnico de Transener, principal empresa de transporte eléctrico en el país, reconoció que el problema radica en la obsoleta red de transporte, que limita la eficiencia del sistema. Según Borga, “si el sistema de transporte tiene mala calidad, el servicio al usuario final también se ve afectado”. Explicó que la generación más eficiente está lejos de los centros urbanos debido a la localización de recursos naturales, lo que limita su aprovechamiento por la saturación del sistema de transporte.

Transener advierte que el plan de contingencia aumentará el costo sin resolver el problema estructural, subrayando la necesidad urgente de ampliar la capacidad de transporte, ya que el sistema actual abastece más del doble de la demanda para la que fue diseñado.

Borga dejó abierta la pregunta de quién asumiría el costo de esta ampliación, sugiriendo que la mejor opción sería trasladarlo a las facturas, lo cual generaría un “leve impacto” en el precio final. Este planteo despierta nuevas controversias, como quién se beneficiaría de las ganancias a corto plazo y cómo se garantizaría una inversión sostenible para mejorar el servicio.

La ampliación de la red, argumenta Transener, podría reducir costos de generación y promover exportaciones. No obstante, décadas de falta de inversión, atribuida al congelamiento tarifario, han deteriorado el sistema. Sin embargo, los datos muestran que las inversiones de Transener han sido constantes, alcanzando US$ 31.7 millones anuales entre 2019 y 2023.

El problema no radica sóo en el congelamiento tarifario, sino también en las inversiones en activos no regulados, como la deuda adquirida por Transener para adquirir Transba, que, según el artículo, en 2022 representó un pago de US$102 millones, más del triple de la inversión en el sistema de transporte.

Día del Padre

A las 7 de la mañana del 16 de junio de 2019 justo el Día del Padre, se produjo el apagón más importante del último siglo. El blackout alcanzó a la totalidad de la Argentina, Paraguay, Uruguay y parte sur de Brasil y se calcula que afectó a más de 50 millones de habitantes.

En aquella oportunidad, en un comunicado, la Secretaría de Energía atribuyó el hecho, a un “colapso del SADI” y anunció que “en diez días tendremos el informe”, pero nunca apareció. Ninguno de los responsables del sistema —Secretaría de Energía, Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), Transportista y el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (Enre)— ha brindado información que permita saber con exactitud qué pasó. 

En aquel momento, la importación de energía desde Brasil significaba un ahorro importante en subsidios para generación. El costo de producción de energía con GNL para un Ciclo Combinado estaba en torno a los US$ 50 por MW/h, mientras que la energía importada de Brasil sólo requería la obligación de devolución en primavera-verano.

Es en este punto donde algunos expertos se preguntan si se privilegió la reducción del déficit fiscal por sobre la seguridad del suministro, ese ahorro de costos pudo haber complicado la capacidad de reacción operativa. ¿Se podría repetir la historia?

El Vicepresidente de Estrategia y Nuevos Negocios de YPF, Maximiliano Westen, describió que “el desarrollo de Vaca Muerta (NQN) permitiría exportar este año hidrocarburos por hasta 5 mil millones de dólares, y en pocos años alcanzar el equivalente a unos 30 mil millones de dólares anuales, todo lo cual significa para las empresas un desafío y una oportunidad”.

El directivo destacó además la tarea de puesta en valor del reservorio no convencional encarada por la compañía desde 2012 en Loma Campana, y la reducción de costos de desarrollo de pozos logrado en los últimos años, lo que torna a la producción “muy competitiva a nivel mundial”.

Westen participó del panel “Hidrocarburos impulsando el crecimiento económico” en el marco de un seminario organizado por el Instituto Argentino de la Energía General Mosconi (IAE) en la Ciudad de Buenos Aires.

En lo referido a la transición energética, Westen destacó la importancia de seguir avanzando en el desarrollo y utilización del gas natural, un recurso alojado en Vaca Muerta en volúmenes que equivalen a unos 80 años del consumo total del país (considerando unos 160 TCF), aunque la Agencia Internacional de la Energía -IEA- realizó estimaciones del recurso muy superiores.

Esto implica tener garantizado el abasto interno y crecer en exportaciones vía gasoductos a nivel regional. También destacó la importancia de poder convertirlo en GNL a precios competitivos para exportarlo a otros destinos internacionales.

En este orden, describió Westen, “YPF impulsa un proyecto que es de capital muy intensivo, que implica una inversión de hasta 30 mil millones de dólares, para producir entre 25 y 30 millones de toneladas año de LNG”.

“La oferta (recurso gas) está, y la demanda también, pensando en contratos de abastecimiento de largo plazo”, comentó, reconociendo que el financiamiento es la clave para activar el proyecto que en principio tenía a YPF asociada con la malaya Petronas.
Por estos días dicha sociedad parece haber fenecido por decisión de Petronas, lo que explica que Westen remarcara en el panel que “estamos trabajando en distintas fuentes de financiamiento”, que no reveló.

En este orden, Westen hizo hincapié en la importancia que reviste el RIGI (régimen de incentivos a la grandes inversiones) aprobado este año, “que da un marco adecuado para la competitividad en precio del GNL en el mercado internacional, y visibilidad de largo plazo”. “Estamos muy entusiasmados”, enfatizó con relación al proyecto que implica la construcción de tres ductos desde Vaca Muerta hasta una planta procesadora del gas para su conversión en GNL, en Río Negro, e infraestructura para un puerto de embarque en aguas profundas.

Westen destacó que “hay mucho interés por la producción de GNL que Argentina pueda desarrollar”, y aludió a la gira que el presidente de YPF, Horacio Marín, realizó en las últimos meses en procura de posibles compradores en países de Europa y de Asia.

Gas: mercado interno y costos razonables de la energía

En otro panel del seminario del IAE, el economista y especialista del sector, Nicolás Gadano, hizo hincapié en que “procurar alcanzar los 30 mil millones de dólares por la exportación de hidrocarburos es un objetivo macroeconómico importante”, pero consideró también importante “apostar a tener costos mas bajos de la energía a partir del gas en el plano interno”, e hizo referencia a lo que en este sentido ocurre en los Estados Unidos, convertido en fuerte exportador de GNL.

“No son objetivos incompatibles exportar con precios internacionales favorables, y a la vez posibilitarle a la economía argentina precios más bajos de la energía, más competitivos para la producción”, refirió. Gadano consideró que “podemos aspirar a que el precio medio del gas en Argentina sea menor”.

La petrolera china Sinopec firmó un acuerdo con TotalEnergies que le proveerá gas natural licuado (GNL) durante 15 años, informa el portal de noticias económicas local Yicai.

El acuerdo, firmado en el marco de la Exposición Internacional de Importaciones de China (CIIE), entrará en vigor en 2028, y garantiza una nueva fuente para el creciente consumo de esa fuente de energía en el país asiático.

En los tres primeros trimestres, China consumió un 9,5% más de gas natural licuado en términos interanuales, según cifras ofrecidas por Sinopec en su última cuenta de resultados.

TotalEnergies, tercer mayor suministrador de GNL del mundo, también renovó su acuerdo con la estatal china CNOOC el pasado mes de septiembre, prolongándolo cinco años más hasta 2034.

La firma francesa entrega actualmente unos 5 millones de toneladas de gas natural licuado cada año a China, el mayor importador del mundo.

El año pasado, el país asiático compró 71 millones de toneladas de LNG en el extranjero, y se espera que esa cifra aumente hasta 163 millones hacia 2040.

Las instituciones financieras de desarrollo de los Países Bajos, Canadá y Francia, FMO, FinDev y Proparco, respectivamente, anunciaron la firma de un préstamo sindicado de U$S 100 millones a Genneia con un plazo de diez años, marcando otro hito para la compañía y para la industria energética argentina.

Actúa como organizador principal FMO, de los Países Bajos, que aportó U$S 30 millones, en tanto que FinDev Canadá, institución canadiense de financiación del desarrollo, y Proparco, filial del Grupo Agence Française de Développement (Grupo AFD), aportaron como prestamistas a esta operación U$S 40 y U$S 30 millones, respectivamente.

Este nuevo financiamiento permitirá a Genneia expandir su capacidad de generación de energía renovable mediante la construcción de dos proyectos solares fotovoltaicos en los municipios de Malargüe y Luján de Cuyo, en la provincia de Mendoza.

Ambos parques suministrarán electricidad verde al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), abasteciendo a empresas comprometidas con el cumplimiento de sus objetivos de sostenibilidad. Además, la financiación de estos proyectos, con una capacidad conjunta de 270 MW, fortalece la estrategia de descarbonización de Genneia.

Genneia se ha asegurado un financiamiento de U$S 100 millones a diez años gracias a la confianza de tres entidades financieras internacionales: FMO, de quien ya cuenta con cuatro préstamos; FinDev, en su segundo préstamo, y Proparco, en su primera alianza con la compañía.

Este respaldo refleja el compromiso de estos bancos con el desarrollo sostenible, alineándose con los proyectos solares de Genneia y su contribución a la transición hacia una matriz energética limpia y renovable, se indicó.

Con motivo de la firma del acuerdo se reunieron en las oficinas de Genneia, el presidente de la compañía César Rossi; Carlos Palazón, Director de Administración y Finanzas, y Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad.

Por parte de las instituciones financieras, participaron Pauline Broertjes, Responsable de Inversiones de FMO; Carl Daunar, Responsable de Inversiones de Proparco, junto a Mauritz Verheijden, embajador de Países Bajos; Reid Sirrs, embajador de Canadá y Romain Nadal, embajador de Francia.

Asimismo, estuvieron presentes representantes del Banco Comafi y de los estudios de abogados Bruchou, PAGBAM y Tanoira, que formaron parte de la estructuración del acuerdo.

Huib-Jan de Ruijter, Co-Director de Inversiones, expresó: “Estamos encantados de seguir apoyando a nuestro cliente de largo plazo Genneia, mediante financiamiento sostenido, y contribuyendo de manera fundamental a la mitigación del cambio climático, aportando a la transición energética renovable de Argentina”.

Paulo Martelli, Vicepresidente y Director de Inversiones de FinDev Canadá, afirmó “Estamos orgullosos de trabajar una vez más con Genneia para posibilitar la transición de Argentina hacia las energías renovables”. “Esta segunda transacción pone de relieve la solidez de nuestra asociación, y esperamos seguir consolidando esta relación “añadió.

Scarlett Carré de Malberg, Subdirectora de Operaciones de Préstamos en Proparco, dijo: “En Proparco estamos encantados de apoyar a Genneia, un actor líder en Argentina comprometido con la transición ecológica del país, junto a FMO y FinDev Canada”.

“Contribuir a aumentar la matriz energética del país mientras promovemos el acceso de Argentina a una energía limpia, confiable y asequible es un objetivo perfectamente alineado con la estrategia de Proparco en favor de nuestro planeta”.

“Esta transacción, que fortalece la presencia de Proparco en el sector de energías renovables en Argentina, también es una oportunidad para reforzar la cooperación de Proparco con FMO y FinDev Canada”. agregó.

Carlos Palazón, Director de Administración y Finanzas de Genneia, destacó: “Nos complace anunciar un nuevo acuerdo de financiación a largo plazo con nuestro socio de larga data de los Países Bajos, junto con las recientes asociaciones de Canadá y Francia”.

“El apoyo de estas instituciones refuerza nuestro liderazgo en Argentina y nos permite cumplir nuestro compromiso de suministrar energía renovable a grandes usuarios industriales, avanzando en la descarbonización de la industria argentina”, agregó.

El préstamo también califica para el 2X Challenge, una iniciativa lanzada en la Cumbre del G7 de 2018, para movilizar inversiones del sector privado hacia los mercados emergentes, dando lugar a diversas acciones que brinden a las mujeres un mejor acceso a oportunidades de liderazgo, empleo de calidad, financiamiento, y apoyo empresarial.

El 2X Challenge se alinea con el compromiso de Genneia de fortalecer sus prácticas de inclusión de género, donde la igualdad de oportunidades se erige como uno de sus objetivos principales. A través de esta sinergia, la compañía no solo reafirma su compromiso con la equidad, sino que también contribuye a crear un entorno más inclusivo y sostenible, se destacó.

El informe, que abarca sus tres Unidades de Negocio, se basa en
estándares internacionales y refleja la responsabilidad de la compañía
hacia sus grupos de interés.

Milicic, empresa argentina de construcciones y servicios, presentó su segundo
reporte de sostenibilidad, que involucra las actividades de sus tres Unidades de
Negocio: construcción y servicio, alquiler de equipos y servicios
ambientales. Este reporte comparte el desempeño e impacto en materia
económica, social, ambiental y en prácticas de gobernanza.

La elaboración del informe se realizó tomando como referencia los estándares
de Global Reporting Initiative (GRI), los Objetivos de Desarrollo Sostenible
(ODS) de la Agenda 2030 de Naciones Unidas y los 10 principios de Pacto
Global, renovando así el compromiso de la empresa con una gestión sostenible.

Descargar >>> Reporte de Sostenibilidad 2023

“Este reporte coincide con la celebración de nuestro 50º aniversario, un hecho
que es motivo de satisfacción. Hemos crecido acompañando a los principales
sectores productivos y eso nos hace sentir responsables del éxito de nuestros
clientes y del desarrollo del país en industrias estratégicas, como la energía, el
petróleo y el gas, las infraestructuras y la minería”, expresa Marian Milicic,
gerente General de la compañía.

Para esquematizar el reporte, se identificaron cinco pilares: Negocio,
Comunidad, Personas, Planeta, y el pilar transversal de Integridad y
Gobernanza. Además, la empresa cuenta con un Comité de Sostenibilidad que
evalúa y aprueba la estrategia, facilitando su implementación.

Milicic tiene su sede central en Rosario, provincia de Santa Fe, la sede de Milicic
Minería en la provincia de San Juan, oficinas comerciales en la Ciudad
Autónoma de Buenos Aires y operaciones en el corazón de Vaca Muerta, en
Añelo, provincia de Neuquén. También dispone de oficinas en Perú y Uruguay
para potenciar la capacidad para ofrecer soluciones integradas y de calidad en
múltiples mercados.

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.

Más información: www.milicic.com.ar
Contacto de prensa: Bárbara Verino – barbara.verino@milicic.com.ar – +54 9 3415 40 7824.
Matías Zupel – matias.zupel@milicic.com.ar – +54 9 3413 39 4306.
Nadia Montenegro – nadia.montenegro@milicic.com.ar – +54 9 3416 09 5630