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
 
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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:

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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

La Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe (Arpel) y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) firmaron un acuerdo con el fin de promover acciones de cooperación técnica e institucional en materia energética.

El convenio fue firmado por los representantes de ambas organizaciones, Carlos Garibaldi, Secretario Ejecutivo de Arpel, y Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLADE, en el marco de la Semana de la Energía, evento organizado por OLADE del 28 de octubre al 1° de noviembre en Asunción, Paraguay.

Dentro de las acciones de cooperación expresadas en el documento se destaca la incorporación de Arpel como aliado estratégico del Observatorio de Emisiones de Metano en Latinoamérica y el Caribe de OLADE, brindando apoyo técnico para su desarrollo e implementación.

Asimismo, a través del reciente acuerdo se impulsa la realización conjunta de proyectos, estudios específicos, eventos e instancias de capacitación referidos al sector energético de América Latina y el Caribe. 

En relación al acuerdo, Garibaldi expresó: “OLADE y Arpel como instituciones complementarias, pueden impulsar el insoslayable diálogo multisectorial para lograr exitosas transiciones energéticas justas, plurales e inclusivas en América Latina y el Caribe. Bajo ese rol caben acciones de cooperación técnica e institucional, incluyendo trabajos conjuntos relacionados con el desarrollo energético sostenible y su integración en la región, considerando a todos los actores vinculados a las actividades y procesos que conforman la cadena energética”.

“Este acuerdo es un hito en la consolidación de alianzas estratégicas que buscan fortalecer el desarrollo energético sostenible en nuestra región,” afirmó Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLADE.

“La cooperación entre OLADE y Arpel permitirá no solo potenciar las capacidades técnicas e institucionales, sino también promover un enfoque de transición energética que sea inclusivo y adaptado a las necesidades específicas de América Latina y el Caribe”, agregó Rebolledo.

En el marco de la celebración por los 110 años de presencia ininterrumpida de Shell en la Argentina, la marca lanza la promoción “Autitos Coleccionables 2024”, para que toda la familia pueda disfrutar del regreso de una colección exclusiva de autitos coleccionables que combina la nostalgia con la innovación, ya que cuentan con la novedad de poder manejarlos vía bluetooth a través del celular.

La acción, vigente a partir del 4 de noviembre, está disponible en todas estaciones de servicio Shell adheridas del país.

Los clientes que sumen 12.000 puntos Shell Box podrán canjearlos por cualquiera de los cuatro mode los exclusivos de la promoción: la Ferrari F1-75, el Hyundai Rally, el Mustang GT y un BMW Hybrid. También podrán acceder quienes canjeen 100 Puntos Shell Box + $32.900 o 4.000 Puntos Shell Box + $20.000.

Desde su lanzamiento, Shell Box, el programa de fidelidad de Shell, viene creciendo de manera sostenida enriqueciendo su propuesta de valor a través de la incorporación de nuevas alianzas, promociones y beneficios en todo el país. Su experiencia 100 % digital a través de la App e integral a través del DNI, permite que todos sus usuarios pertenecientes al programa, puedan acumular puntos de manera rápida y segura, acceder a descuentos exclusivos y canjear dichos puntos para vivir experiencias increíbles.

Carolina Wood, Directora de Marketing de Raízen Argentina, destacó que “estamos muy expectantes y contentos de poder presentar esta propuesta pensada para toda la familia Shell y rendirle homenaje a la historia de los autitos que todos coleccionábamos en nuestra infancia, pero con un plus tecnológico que impacte en las nuevas generaciones”.

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 de 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.

Website & Redes sociales
Instagram: @raizen_argentina
LinkedIn: Raizen Argentina
Website: www.raizen.com.ar

YPF realizó el lanzamiento de la “Academia de Proveedores”, un programa de formación que fomenta el desarrollo de proveedores a través del valor del conocimiento.

“En YPF tenemos unos 5.000 proveedores y consumimos más de 100.000 productos o servicios. Pero lo más interesante es que más del 60 % de las tareas que realizamos están hechas por nuestros proveedores. Por eso, no podemos realizar nuestras actividades si no es fortaleciendo ese vínculo y definitivamente creciendo juntos” afirmó Walter Actis, vicepresidente de Supply Chain y Servicios de YPF.

La Academia está pensada para que los proveedores se potencien adquiriendo conocimiento y participando en actividades en alguno de los 4 bloques que la integran.

El primero, de vinculación, que busca promover el relacionamiento eficiente por medio de presentaciones de equipos de YPF. El segundo, Masterclass, que tiene por objetivo nivelar a empresas en temáticas de interés. Tercero, los programas que brindan formación intensiva sobre temáticas específicas. Por último, el pilar experto, una formación personalizada en temas estratégicos con acompañamiento por parte de YPF para cada uno de los proveedores.

La audiencia objetivo abarca desde empresas interesadas en ser proveedores, miembros de cámaras y entidades hasta proveedores estratégicos de la compañía, dependiendo el pilar al cual se haga referencia.

Esta herramienta, que pone a disposición la Gerencia de Desarrollo de Proveedores, requiere del compromiso de quienes asistan con el cumplimiento de estándares de calidad y seguridad de YPF, basado en nuestro modelo de gestión de Excelencia Operacional y Programa de Integridad.

YPF tiene el compromiso de potenciar el vínculo a largo plazo con su red de proveedores buscando mejorar la eficiencia y competitividad del sector para lograr el objetivo de convertir al país en un exportador de energía por 30.000 millones de dólares para el 2030.

Se inauguraron en La Carlota, Córdoba, las obras del Gasoducto de Integración Federal Tío Pujio-La Carlota, que unen el Gasoducto Centro con el Gasoducto Norte, y que ya está inyectando gas de Vaca Muerta hacia el norte del país.

Esta obra ejecutada por la estatal Energía Argentina (Enarsa) permite revertir el sentido del flujo de gas, logrando transportar hasta 15 millones de metros cúbicos de gas para cubrir la demanda de la región centro y norte, y reemplazar el gas que se venía importando desde Bolivia.

Argentina se ahorrará divisas por 1.000 millones de dólares anuales; se potenciará el desarrollo de nuevas actividades industriales como la minería de litio; y, en una segunda etapa, se podrá exportar el gas natural hacia otros países de la región, destacó la secretaría de Energía.

La obra representó una inversión de 740 millones de dólares, de los cuales 540 millones fueron financiados por un préstamo de la CAF gestionados durante el gobierno anterior.

Entre las principales tareas, la Reversión incluyó la construcción de un gasoducto de 122,8 kilómetros de 36 pulgadas de diámetro entre La Carlota y Tío Pujio para conectar los Gasoductos Centro-Oeste y Norte, y dos ampliaciones (loops) entre Tío Pujio y Ferreira de 64 kilómetros, con cañerías de 30 pulgadas de diámetro.

Los trabajos se completarán con la automatización de cuatro plantas compresoras ya existentes (Lumbrera, Lavalle, Dean Funes y Ferreyra), que se realizarán en el primer semestre de 2025.

Del acto de inauguración participaron el jefe de Gabinete, Guillermo Francos; el ministro de Economía, Luis Caputo; el gobernador de Córdoba, Martín Llaryora; el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González; y el CEO de la empresa SACDE, Damián Mindlin.

Francos destacó que “Argentina eligió dónde invertir 700 millones de dólares para que eso revierta en más riqueza. Con el gas seguro, no intermitente, se va generar un bienestar que hasta el momento no teníamos. Vamos a usar nuestro gas, a un tercio del valor que usábamos hasta el momento para importar”.

Por su parte, el ministro de Economía destacó que “Desde el Ministerio trabajamos junto a las empresas privadas para destrabar el primer tramo de la obra que estaba sin adjudicar y los otros dos tramos que ni siquiera se habían licitados. Vamos a recuperar el autoabastecimiento energético que fue destruido por la gestión anterior”.

“Cuando asumió la gestión el presidente Javier Milei el primer tramo de la obra estaba sin adjudicar y con sobreprecio, mientras que los otros dos tramos ni siquiera se habían licitado” agregó Caputo.

“En febrero de este año se iniciaron los trabajos y 9 meses después la obra está finalizada y abasteciendo de gas de Vaca Muerta a 7 provincias de la Argentina: Córdoba, Salta, Jujuy, Santiago del Estero, Catamarca, La Rioja y Tucumán”, describió.

Por su parte, el gobernador de Córdoba, Martín Llaryora sostuvo que “este gasoducto representa mucho para los argentinos”. “A los cordobeses nos va a permitir garantizar primero un precio menor para nuestras industrias, salir de la intermitencia (del suministro) que teníamos, y además sabiendo que Bolivia viene bajando su capacidad de producción de gas, podemos pasar de ser un importador a un exportador no solo a Bolivia, sino también a Brasil”.

Damian Mindlin, presidente de SACDE y representante de la UTE con Techint que realizó el tendido destacó que “Estamos viviendo una inauguración histórica. La Argentina importó 20.000 millones de dólares de gas boliviano en los últimos 20 años, ahora podemos abastecer el norte con el gas de Vaca Muerta, con trabajo argentino, con inversiones en nuestro país y sin dilapidar divisas”. “El sector energético necesita y requiere más proyectos como este para desarrollar su máximo potencial, que le permita exportar su energía al mundo y contribuir al crecimiento económico del país”.

Daniel González explicó que “Argentina está viendo como el enorme potencial de Vaca Muerta puede llegar no solo a Córdoba, sino a provincias del norte, sustituyendo energía que ya no teníamos porque, lamentablemente, la cuenca del noroeste se fue debilitando. Por esta obra se va a transportar el 10 por ciento del gas generado por la Argentina y gracias a este gasoducto tenemos gas y energía eléctrica para muchísimos años”.

De la puesta en marcha de la Reversión también participaron la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti; directivos de ENARSA; el presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin; y el director de Operaciones de Techint, Alejo Calcagno, entre otros.

El gobierno nacional dispuso, a través de una serie de resoluciones del ENRE y del ENARGAS, una suba en las tarifas al usuario final de electricidad y de gas natural por redes a partir del 1 de noviembre, con incrementos de 2,5 % en los rubros de transporte y de distribución (VAD) de energía eléctrica, y de 3,5 % en las de transporte y de distribución del gas.

También se actualizó el precio del gas PIST (punto de ingreso al sistema de transporte) para el período octubre-diciembre, ubicandose éste último entre U$S 2,79 y U$S 2,95 por MBTU, según las zonas del país. Resultará una incidencia en tarifas de 2,7 %.

El ministerio de Economía argumentó en los considerandos de las resoluciones respectivas que estos ajustes tarifarios se realizan “…a fin de mantener los precios y tarifas del sector en valores reales lo más constantes posibles, y evitar así un proceso de deterioro de los mismos que no permitan el sustento del sector y hasta amenacen su continuidad, tal como fuera señalado por el decreto 55/2023” que declaró en emergencia al sector energético.

Para el Gobierno “resulta razonable y prudente continuar para el mes de noviembre con el sendero de actualización de los precios y tarifas del sector energético”, señaló.

Las nuevas tarifas son transitorias, hasta tanto concluya el procedimiento técnico de la Revisión Tarifaria Integral (RTI), previsto en principio para fin de este año. Pero el momento de la aplicación de los nuevos cuadros que de allí surjan dependerá de la previa conclusión del actual proceso de reducción y/o eliminación de los subsidios estatales a éstos servicios, objetivo que el gobierno se ha fijado.

Ahora, el interventor del ENRE, Darío Arrué, firmó y oficializó las resoluciones 897 hasta 904/2024 autorizando incrementos de 6 % en los costos propios de transporte con respecto a los vigentes hasta fin de setiembre último. La nómina de empresas comprende a Transpa, Transnoa, Transnea, Transcomahue; Transener, Transba, EPEN, y Distrocuyo. La incidencia en usuario final será de 2,5 por ciento.

Asimismo, el ENRE oficializó las resoluciones 905 y 906/2024 por la cuales fijó nuevos valores de las tarifas medias de Edenor ( 109,753 $/kWh) y de Edesur (104;918 $/kWh), estableciendo también en esto un aumento de 2,5 % al usuario final residencial (N1, N2 y N3) y clubes de barrio.

En los casos de usuarios N2 y N3 (de ingresos bajos y medios) se mantienen por ahora las “bonificaciones” (subsidio) hasta limitados consumos básicos, y se cobrarán a tarifa plena (que pagan los usuario N1) sobre los consumos que excedan tales niveles base.

Para la demanda de usuarios categorizados en el Nivel 2, el límite del consumo base se fijó en TRESCIENTOS CINCUENTA (350) kWh/mes; mientras que, para la demanda de usuarios categorizados en el Nivel 3, el límite del consumo base se fijó en DOSCIENTOS CINCUENTA (250) kWh/mes.

“Para el consumo base de los usuarios Residenciales Nivel 2 y Nivel 3, se aplicarán las bonificaciones establecidas por la SECRETARÍA DE ENERGÍA como Autoridad de Aplicación del Decreto 465/2024, al valor consignado a los usuarios Residenciales Nivel 1, como así también el límite de consumo de la categoría por sobre el cual se aplicará un precio diferenciado, si correspondiere”, señala el Ente.

“La tarifa a usuario final deberá ser incrementada en un 2,5 %, debiéndose entonces reflejar de ese modo las actualizaciones de las tarifas de transporte y distribución de energía eléctrica en su incidencia correspondiente para alcanzar tal resultado”..”Así, el VAD correspondiente al segmento distribución y la tarifa de transporte se incrementará en un 6 por ciento”. se estableció.

Por su parte, el interventor en el ENARGAS, Carlos Casares, oficializó las resoluciones 735 y 736/2024 que autorizaron nuevas tarifas con aumento de 3,5 % para las transportadoras TGS y TGN, y otro tanto a través de las resoluciones 737 hasta 746/2024 para las tarifas de las distribuidoras. Comprende a MetroGAS, Naturgy, Naturgy NOA, Litoral Gas, Distribuidora de Gas del Centro, Gas Cuyana, Cammuzi Gas, Gas NEA y Redengas.

“Para el consumo base de los usuarios Residenciales Nivel 2 y Nivel 3, se aplicarán las bonificaciones establecidas por la Secretaria de Energía como Autoridad de Aplicación del Decreto 465/24 al valor consignado a los usuarios Residenciales Nivel 1, como así también el límite de consumo de la categoría por sobre el cual se aplicará un precio diferenciado, si correspondiere”, se ratificó.

La represa de Itaipú, que comparten Paraguay y Brasil, fue reconocida con el premio Récord Guinness por la “mayor producción acumulada de energía hidroeléctrica”, después de haber superado los 3.038 millones de megavatios hora de energía generada desde que arrancó operaciones, en mayo de 1984.

Hace 8 meses, la central hidroeléctrica alcanzó la marca histórica de 3.000 millones megavatios hora (MWh), o lo que es lo mismo, 3.000 teravatios hora (TWh) de energía producida desde hace 40 años. La media anual de esta central durante su vida operativa llegó a los 75 TWh para alcanzar este récord.

La energía producida acumulada en estos casi 40 años de operaciones de Itaipú equivaldrían aproximadamente al total del consumo de Paraguay durante 136 años y de Brasil durante 5 años.

La hidroeléctrica, una de las mayores presas del mundo, posee 20 unidades generadoras y 14.000 MW de potencia instalada, con lo que abastece el 88,4 % de la energía del Sistema Interconectado Nacional de Paraguay, que implica que nueve de casa diez hogares paraguayos reciben su energía.

En cuatro décadas de generación, la central aportó a Paraguay cerca de 13.077,2 millones de dólares, en el marco del cumplimiento del Anexo C del tratado de Itaipú.


El tratado establece que ambos países tienen derecho al 50 % de la energía generada por la represa, con el matiz de que si una de las partes no utiliza toda su cuota, tiene que vender el excedente al otro socio a precios preferenciales.

Itaipú está situada entre la ciudad de Hernandarias del lado paraguayo y Fox de Iguazú del lado brasilero. Sus instalaciones tienen una vida útil estimada de al menos doscientos años, y suministra alrededor del 86 % del mercado eléctrico de Paraguay y el 9 % de Brasil.

La represa es un gigante que tiene 7.744 metros de extensión y una altura máxima de 196 metros, equivalente a un edificio de 65 pisos.La central produce cerca del 13 % de la energía eléctrica consumida en Brasil y alrededor del 90 % del consumo paraguayo.

Con 20 unidades generadoras y 14.000 megavatios de potencia instalada, Itaipú es la tercera hidroeléctrica más potente del mundo, por detrás de las chinas Tres Gargantas y Baihetan.Pero además es la segunda más grande del mundo, escoltando a Tres Gargantas.Hasta hoy, Itaipú sigue siendo la líder mundial en generación de energía limpia y renovable.

PECOM anunció su regreso a la operación de campos petroleros con el ingreso como titular de la concesión El Trébol – Escalante en la provincia de Chubut, luego de la firma del Decreto de Cesión por parte del Gobernador Ignacio Torres.

El mandatario estuvo acompañado al momento de la firma por el Secretario General del
Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Loma Ávila, el Presidente de YPF, Horacio Marín y el CEO de Pecom, Gustavo Astie.

El regreso de PECOM como operador se produce a partir de la adquisición a YPF en el Proyecto Andes de dicha área y de Campamento Central – Cañadón Perdido (50%), de la que próximamente asumirá el control formal. La producción total de las áreas es de 10.250 bbl/día de petróleo (incluye el 100 % de Campamento Central-Cañadón Perdido).

La compra implicó una inversión por parte de la compañía que totalizó USD 114.500.000.
PECOM inicia esta nueva etapa como operador con la puesta en marcha de un modelo productivo que, con fuerte foco en técnicas de recuperación terciaria, buscará hacer crecer los niveles actuales de producción de las áreas.

En el plano operativo, serán fundamentales el trabajo mancomunado con los gremios y las empresas de servicios locales, el diálogo permanente con las autoridades provinciales y municipales, el apoyo a las comunidades cercanas, y el valor agregado de su recurso diferencial: sus colaboradores.

La toma de posesión de los activos es un hito fundamental en la historia de PECOM. “El regreso de PECOM como operador ya es una realidad. Nos preparamos profundamente para este momento. Contamos con excelentes profesionales con amplia experiencia en operación de yacimientos mediante un modelo innovador para la maximización del factor de recobro en campos maduros”, señaló Gustavo Astie, CEO de PECOM.

“Luego de 22 años llegó el día. Estoy muy emocionado por este regreso a la operación honrando el legado y, al mismo tiempo, empezando a construir el futuro de una nueva PECOM que quiere ser protagonista del sector energético argentino. Nuestro país está en un momento bisagra y estamos convencidos que la producción de petróleo y gas será fundamental para su crecimiento” aseguró Luis Perez Companc, presidente de la compañía.

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

Sobre PECOM

Tenemos más de 70 años de experiencia y junto con Molinos Rio de la Plata y Molinos Agro formamos parte del grupo de empresas pertenecientes a Pilar, Rosario y Luis Perez Companc. Con una reconocida trayectoria en el sector energético argentino, PECOM – que emplea 8000 colaboradores- se encuentra estratégicamente posicionada para capturar y capitalizar oportunidades en áreas claves para el crecimiento y desarrollo económico de Argentina.

Estas áreas incluyen las optimizaciones en campos maduros convencionales, el desarrollo de recursos no convencionales en Vaca Muerta, el desarrollo de infraestructura eléctrica, y el potencial minero del país, con especial atención en el desarrollo del litio y el cobre.

Sinopec Petroleum & Chemical Corporation (Sinopec) registró beneficios netos atribuidos de US$ 6300 millones en los primeros nueve meses de este año, lo que supone un retroceso del 16,6% respecto del resultado contabilizado doce meses antes.

Los ingresos operativos del grupo ascendieron a US$ 330.000 millones, un 4,2% menos que en el mismo periodo de 2023.

La capacidad de refinado de petróleo fue de 190,69 millones de toneladas, un 1,6% menos. Dentro de este capítulo, la producción de gasolina fue de 49,21 millones de toneladas, un 4,1% más, la de diésel 43,29 millones de toneladas, un 10,7% menos, y la de queroseno se situó en 24,10 millones de toneladas, un 10,5% más.

En el tercer trimestre, las ganancias de la empresa de hidrocarburos cayeron un 55,2%, mientras que la facturación bajó un 9,8%

TotalEnergies

TotalEnergies registró una caída del 23 % de su beneficio neto hasta septiembre, hasta US$13.900 millones , afectado por el descenso del precios del sector.
El resultado fue mejor en el tercer trimestre del año, con un beneficio de US$ 4.100 millones.

Al descenso generalizado del precio de precios en los mercados internacionales especialmente del gas, TotalEnergies añadió “la bajada muy fuerte” del margen del refinado en Europa, que alcanzó el 66 % durante el tercer trimestre.
La producción de hidrocarburos (crudo y gas) en los nueve primeros meses del año fue de 2,43 millones de barriles equivalentes al día, con un descenso del 2%.
En cambio, la producción de energía a partir de fuentes renovables se disparó un 45%, hasta los 19,6 TWh.

Shell

Shell registró un beneficio neto atribuido de US$ 15.166 millones en los nueve primeros meses de 2024, lo que representa un retroceso del 19,7% en comparación con el resultado contabilizado en el mismo periodo de 2023 por la multinacional, que ha anunciado un nuevo plan de recompra de acciones de US$ 3.500 millones.

La petrolera indicó que la caída de sus ingresos atribuibles en comparación con los primeros nueve meses de 2023 reflejó los menores márgenes de refino, así como menores márgenes de comercialización y optimización de GNL, menores precios de GNL y gas.

En los nueve primeros meses del año su cifra de negocio alcanzó los US$ 222.222 millones, un 8,6% menos que un año antes, incluyendo una caída del 7,1% en el tercer trimestre, hasta US$ 72.462 millones.

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 viernes 1 de noviembre incrementos promedio del 3,5 por ciento.

Los ajustes a la suba resultan de la compensación parcial de la devaluación del peso en relación al dólar durante octubre, y también de la actualización a partir del 1 de noviembre de los impuestos a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC), dispuestas por el gobierno nacional a través del decreto 973/2024 publicado en el Boletín Oficial.

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 2,75 % considerandos 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 $ 1.077 el litro; Infinia Nafta $ 1.332; Diesel 500 (común) $ 1.092, y el Infinia Diesel 1.343 pesos.

El gobierno nacional oficializó la designación, a partir del 17 de octubre de 2024, de María Carmen Tettamanti en el cargo de Secretaria de Energía del Ministerio de Economía.

Lo hizo a través del decreto 974/2024, que en su artículo primero aceptó la renuncia a dicho cargo presentada por Eduardo Rodriguez Chirillo, quien dirigió la Secretaría de Energía desde el inicio de la gestión presidencial de Javier Milei.

Licenciada en Economía, Tettamanti había sido designada para el cargo hace un par de semanas. Viene de ejercer diversas funciones en empresas privadas del sector energético, en particular del rubro Gas y Petróleo.

La nueva Secretaria de Energía cuenta con el aval del ministro Caputo y de Daniel González, coordinador de la política de Energía y Minería del gobierno.

Tettamanti ha trabajado en compañías del sector, como Camuzzi Gas Pampeana, Metrogas, Total Austral, y el grupo Albanesi. Hasta junio de 2023 fue gerente general de Camuzzi, una de las principales distribuidoras de gas natural del país.

 CAF -banco de desarrollo de América Latina y el Caribe-, y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) firmaron un Convenio de Cooperación Técnica para impulsar la integración energética en los países del MERCOSUR, Bolivia y Chile. Este acuerdo tiene como objetivo contribuir a la transición energética justa a partir del aprovechamiento de los recursos gasíferos mediante la optimización y expansión de la infraestructura de transporte de gas natural.

Desafíos actuales y futuros en la región

En las últimas décadas, el panorama energético ha evolucionado con la incorporación de nuevas fuentes de aprovisionamiento y tecnología de regasificación de gas natural licuado (GNL) en Chile, Argentina y Brasil.

El desarrollo de yacimientos no convencionales, como la formación Vaca Muerta en Argentina, y el impulso de recursos hidrocarburíferos en aguas profundas de Brasil, han abierto nuevas oportunidades en el sector energético.

Además, a partir de los años 2000, el desarrollo mundial del mercado de GNL impulsó en la región la instalación de plantas de regasificación en Chile y Brasil para asegurar un suministro energético constante.

El proyecto de integración gasífera regional impulsado por CAF y OLADE buscará la creación de un balance de gas regional que optimice el uso de la infraestructura existente y proyectada. Además, se trabajará en escenarios de convergencia regulatoria que permitan una planificación estratégica adecuada a las necesidades energéticas y económicas de cada país, con el fin de avanzar hacia una integración más equitativa e inclusiva, que permita a todos los países de la región beneficiarse de una red energética eficiente y segura.

El trabajo se dividirá en 5 fases, cada una de las cuales culminará con una instancia presencial de validación y consenso por parte de los actores relevantes: (i) revisión y consolidación de estudios disponibles, (ii) elaboración de proyección de oferta y demanda, (iii) optimización de la infraestructura existente, (iv) optimización con nuevas infraestructuras y (v) elaboración de perfiles de proyecto. 

“La integración energética regional es un pilar fundamental para el desarrollo sostenible de América Latina. Esta alianza con OLADE nos permite aunar esfuerzos para crear una red energética más robusta y eficiente que beneficie a todos los países involucrados”, señaló Antonio Silveira, gerente de Infraestructura Física y Transformación Digital de CAF.

Por su parte, el secretario ejecutivo de la OLADE destacó: “nos enorgullece formalizar este convenio de cooperación con CAF. Esta alianza estratégica marca un hito en nuestro compromiso de impulsar la integración energética en los países del MERCOSUR, Bolivia y Chile. Este acuerdo subraya nuestra visión compartida de avanzar hacia una transición energética justa y sostenible”.

“Este convenio marca un hito en nuestro compromiso con una transición energética justa e inclusiva. El gas natural jugará un papel crucial como energía de transición, permitiendo reducir emisiones mientras aseguramos el acceso a energía confiable y asequible para todos”, destacó Jorge Srur, Gerente Regional Sur de CAF.

La firma del convenio tuvo lugar en Asunción, Paraguay, en el marco de la IX Semana de la Energía, encuentro que reúne a los principales actores energéticos regionales para discutir los desafíos y oportunidades en la transformación del sector.

CAF -banco de desarrollo de América Latina y el Caribe- tiene como misión impulsar el desarrollo sostenible y la integración regional, mediante el financiamiento de proyectos de los sectores público y privado, la provisión de cooperación técnica y otros servicios especializados. Constituido en 1970 y conformado en la actualidad por 21 países -19 de América Latina y el Caribe, junto a España y Portugal- y 13 bancos privados, es una de las principales fuentes de financiamiento multilateral y un importante generador de conocimiento para la región. Más información en www.caf.com

Misión a bloques petroleros en Neuquén y Río Negro
confirma el interés por el extraordinario potencial del área

Representantes de algunos de los mayores fondos globales de inversión visitaron recientemente los activos de las compañías GeoPark y Phoenix Global Resources en Vaca Muerta, como parte de una misión organizada por Bradesco BBI, el brazo de inversión del gigante brasilero Bradesco. La visita liderada por los analistas de Bradesco BBI Vicente Falanga y Murilo Riccini, permitió a actuales y potenciales inversores de la segunda reserva más grande de shale gas y la cuarta más grande de shale oil del mundo, apreciar la escala y la extraordinaria proyección de crecimiento de la formación Vaca Muerta, el lugar más atractivo para la exploración y el desarrollo de hidrocarburos tierra adentro en la actualidad.

La visita hizo foco en los activos en la cuenca neuquina Mata Mora Norte, Mata Mora Sur, Confluencia Norte y Confluencia Sur, propiedad de GeoPark y Phoenix Global Resources y operados por el experimentado equipo de Phoenix. Esta primera misión de inversores a Vaca Muerta adelantada en conjunto por GeoPark y Phoenix, confirma la solidez de la alianza entre las compañías establecida en mayo pasado, y la sinergia que existe entre equipos técnicos y financieros que colectivamente han descubierto y desarrollado varios de los proyectos de hidrocarburos más exitosos de Argentina y Latinoamérica.

El bloque Mata Mora Norte, en producción desde 2022, promedió 12.621 boepd brutos en el tercer trimestre de este año y alcanzó un récord de 15.418 boepd brutos de producción durante agosto, confirmando el extraordinario potencial que tiene este activo localizado en la ventana de petróleo de Vaca Muerta.

Acerca de GeoPark

GeoPark es una compañía latinoamericana líder en exploración y producción de petróleo y gas con activos en Colombia, Argentina, Ecuador y Brasil. Desde 2014 cotiza en la Bolsa de Valores de Nueva York. En Colombia, es el segundo productor de petróleo con un aporte cercano al 8% de la producción total de ese país. Desde su fundación, GeoPark cuenta con un Sistema Integrado de Valores denominado SPEED, que resume el compromiso de la Compañía en cinco áreas esenciales: Seguridad,
Prosperidad, Empleados, Entorno Ambiental y Desarrollo Comunitario. SPEED ha sido la clave de GeoPark para atraer el mejor talento, ser el socio preferido, el mejor vecino y desarrollar una operación exitosa, segura y sostenible

PetroChina podría cerrar su mayor refinería en 2025 ubicada en Dalian., al norte de China. La refinería, de 410.000 barriles diarios, representa alrededor del 3% de la producción total de las refinerías chinas.

El traslado y el cierre de las instalaciones petroquímicas de Dalian forman parte de ese plan tras varios incidentes mortales ocurridos en la última década en la refinería, situada en una zona densamente poblada de la ciudad de Dalian.Como parte del plan de cierre y reubicación, PetroChina ya cerró cerca de la mitad de la capacidad de procesamiento de crudo de la refinería, o 210.000 bpd, según fuentes de Reuters.

La empresa matriz de PetroChina, CNPC, llegó a un acuerdo con las autoridades de Dalian hace dos años para construir una refinería de crudo más pequeña, de 200.000 bpd, en un nuevo emplazamiento de refino y petroquímica en la isla de Changxing.Sin embargo, PetroChina aún no ha tomado una decisión de inversión definitiva sobre el nuevo emplazamiento propuesto, según dijeron las fuentes a ReutersEl cierre de la refinería de 410.000 bpd se produce en un momento en que las refinerías chinas se enfrentan a un exceso de capacidad en medio de una tibia demanda de combustible de carretera, que parece estar siendo sustituida lentamente por vehículos eléctricos y camiones alimentados por GNL.Este año, la demanda de combustible fue menor de lo previsto, lo que provocó un descenso de los márgenes de refino y el endeudamiento de muchas plantas.

La ministra de Industria, Energía y Minería, Elisa Facio, presentó el plan de hidrógeno verde Kahiros, que se ubicará en un predio de 24 hectáreas en el km 298 de la ruta n.° 2, cerca de Fray Bentos. “Es el primer proyecto concreto de hidrógeno verde para que funcione en el país. Estimamos que para 2040 se exporten 1.300 millones de dólares entre hidrógeno y derivados”, indicó.

“Celebrar el anuncio del primer proyecto concreto de producción y uso de hidrógeno en Uruguay, llamado Kahiros, es un nuevo hito en el desarrollo de la industria y sus derivados. Seguimos con paso firme en la hoja de ruta del hidrógeno verde”, señaló Facio.

La ministra detalló que el proyecto es estratégico, ya que focaliza en descarbonizar áreas en que la reducción de emisiones es muy desafiante, como el transporte pesado, y trabaja con un sector clave para el país, como el forestal y la producción de celulosa. 

Datos del proyecto

La fábrica estará operativa en Uruguay en 2026, tras una inversión de 38.600.000 dólares. Se ubicará en el kilómetro 298 de la ruta nacional n.° 2, próxima a la ciudad de Fray Bentos, departamento de Río Negro, en un predio de 24 hectáreas. El área directamente afectada ocupa unas 8,4 hectáreas, incluido el espacio necesario para instalar el parque solar fotovoltaico, la planta de hidrógeno y la hidrolinera.

Comprende la implementación de una planta de hidrógeno modular, de escala reducida, integrada por una fotovoltaica de 4,8 megavatios pico (MWp) de potencia, un electrolizador PEM de 2 megavatios (MW), con una producción anual estimada de 76.700 kilogramos de hidrógeno, y una estación de hidrógeno para el almacenamiento y suministro de seis camiones.
La producción diaria estimada es de 245 kilogramos, con un consumo de agua de unos 4,2 metros cúbicos, el equivalente a solo media hora de consumo diario total habilitado para el sitio de toma de agua identificado para el proyecto.

El hidrógeno generado por el proceso será almacenado a alta presión y provisto a los camiones en una estación (HRS) que se prevé instalar junto a la planta de producción. Los referidos vehículos serán utilizados para el transporte de madera de Montes del Plata forestal, con una autonomía de 700 kilómetros y un tiempo de carga de 12 minutos.

La Secretaría de Energía, en la órbita del Ministerio de Economía, fue sede de la segunda reunión del Comité de Seguimiento de Implementación del Plan de Contingencia para meses críticos 2024-2026.

Participaron representantes de esa área en conjunto con Jefatura de Gabinete, CAMMESA, ENRE, las asociaciones ATEERA, AGEERA y AGUEERA y las empresas distribuidoras Edesur y Edenor.

“El objetivo de la reunión fue revisar los avances en las situaciones críticas identificadas y definir los siguientes pasos para avanzar con la resolución de problemas cruciales antes del inicio del verano”, se comunicó.

Uno de los temas abordados fue la identificación de nodos críticos en todo el país y la posibilidad de resolver su criticidad. En ese sentido, se trabajó con las empresas de transporte y distribución y se resolvió incorporar nuevos transformadores que permitan la repotenciación de las estaciones transformadoras, lo que brindará soluciones efectivas a corto y largo plazo, se describió.

Por otro lado, se revisaron las obras con un grado de avance con el objetivo de concluir los trabajos pendientes para, de esta forma, otorgar soporte al sistema durante los meses de mayor consumo.

“El Gobierno nacional sigue trabajando de manera anticipada y planificada para poder tener una rápida respuesta ante picos de demanda”, reiteró Energía.

La energética YPF oficializó la creación de “Argentina LNG S.A.U.” sociedad que se enfocará en el desarrollo de proyectos de infraestructura para la producción de gas natural licuado y derivados y su comercialización en el mercado local, regional e internacional.

La publicación en el Boletín Oficial de la escritura de constitución de la nueva empresa describe que la accionista es “YPF SOCIEDAD ANONIMA”, y que operará con domicilio en Macacha Güemes 515, CABA (Sede central de YPF).

Es objetivo esencial para YPF la producción de Gas Natural Licuado sobre la base del gas producido primordialmente en Vaca Muerta, con vistas a su exportación a terceros mercados. Desde 2021 se exploró una asociación con la malaya Petronas en base a un proyecto de construcción de gasoductos desde V.M. hasta una planta en continente para la conversión en GNL, y su exportación por barcos desde un puerto específico para esta operatoria. Se estimó una inversión no menor a U$S 30.000 millones.

En las últimas semanas trascendió que Petronas estaría desistiendo de participar -corre un plazo hasta diciembre para una definición- por lo cual YPF encaró conversaciones por posibles empresas internacionales sustitutas.

Mientras tanto también mantiene conversaciones con otras productoras locales de gas natural (PAE, Pampa Energía, Total) para una asociación con vistas a la producción de GNL a una escala menor a mediano plazo, utilizando barcos procesadores.

Argentina LNG S.A.U tiene por objeto llevar a cabo por sí, a través de terceros o asociada a terceros, proyectos de licuefacción de gas natural, incluyendo, pero no limitado a la construcción y/o contratación de instalaciones de licuefacción, en etapas consecutivas, que pueden incluir instalaciones de licuefacción nuevas o existentes.

También, la construcción de infraestructura para el transporte de gas natural y/o la contratación de capacidad de transporte, en infraestructura nueva o existente, para asegurar el suministro de gas natural necesario para los proyectos, así como la construcción y/o la contratación de instalaciones midstream complementarias.

Además, la nueva empresa podrá enfocarse en la construcción de instalaciones asociadas al GNL; el procesamiento y licuefacción de gas natural, como así también la prestación de servicios de licuefacción a terceros; la compra de gas natural, y la comercialización de gas natural licuado, de los líquidos derivados del gas natural y de otros hidrocarburos.

Asimismo, Argentina LNG está habilitada para la contratación de fletes marítimos, celebración de contratos de chárter, leasing y/o cualquier otra modalidad asimilable la solicitud de permisos de uso, concesiones, adquisición de inmuebles y/o la celebración y ejecución de contratos de concesión y/o afines con el propósito de asegurar el ámbito territorial necesario para llevar adelante las actividades mencionadas.

La nueva Sociedad se ocupará además de la tramitación y obtención de los permisos y/o autorizaciones necesarias para llevar adelante las actividades mencionadas; la inversión, participación y aporte de capitales en sociedades o empresas o agrupaciones o uniones transitoria, constituidas o a constituirse, en el país y/o en el exterior, tanto sea para negocios en curso o a realizarse, vinculados, pero no limitado, a las actividades mencionadas.

Para el desarrollo de los negocios vinculados a las actividades mencionadas, la Sociedad podrá celebrar todo tipo de contratos y realizar operaciones financieras en general, Project Finance, préstamos, otorgar avales, fianzas y/o toda clase de garantías reales o personales, realizar aportes de capital a empresas y/o financiación de cualquier tipo a personas jurídicas.

Argentina LNG ha sido creada a 99 años, con un capital inicial de $ 30.000.000 representado por 30.000.000 acciones ordinarias, con derecho a un voto por acción suscripta: YPF SOCIEDAD ANONIMA, suscribe 30.000.000 acciones.

La Dirección y administración de Argentina LNG está a cargo de un Directorio integrado por tres directores titulares y hasta tres directores suplentes, con mandato por dos ejercicios. Son sus autoridades principales: Presidente, Gustavo Ernesto DI LUZIO; Vicepresidente: Pablo GASPARUTTI; Directores Titulares: Patricio DA RE; y Directores Suplentes: Agustín REBELLO, Marcelo Adrián NUÑEZ y Marcos CAPDEPONT.

Desde el gobierno de la Provincia de Buenos Aires se activó, a partir de la publicación en el Boletín Oficial de la Resolución 1133/2024, el proceso de Revisión Tarifaria Integral (RTI) para el servicio público de distribución de energía eléctrica de las cuatro distribuidoras provinciales de energía: EDELAP, EDES, EDEA, EDEN.

“La Provincia de Buenos Aires tiene por delante el objetivo de llevar a cabo una nueva RTI de características estructurales. Se busca definir un plan de inversiones que garantice un servicio eléctrico de calidad, actualice la infraestructura según la demanda actual, y reafirme el rol activo del Estado provincial en el control de las empresas”, comunicó el gobierno que encabeza Axel Kicillof.

Además de la RTI, el gobierno provincial presentó el «Plan de Verano» para atender la demanda de energía durante el período estival y evitar los cortes de suministro.

Al respecto, el subsecretario de Energía bonaerense, Gastón Ghioni, explicó que la iniciativa consiste en que la Provincia junto con las distribuidoras y cooperativas de electricidad llevará a cabo un diagnóstico y «en los lugares donde haya problemas de transporte y distribución se contratarán nuevos equipos de refuerzo”.

“Frente a un Gobierno nacional que la única política energética que aplica es la tarifaria y la de quita de subsidios, en la provincia de Buenos Aires lanzamos por tercer año consecutivo este programa que permitirá reforzar el servicio eléctrico en puntos críticos y evitar cortes prolongados por problemáticas de déficit de transporte”, señaló Ghioni durante una conferencia de prensa que encabezó el ministro de Gobierno, Carlos Bianco.

En cuanto a la RTI, se describió que “es un objetivo mejorar los parámetros de calidad del servicio y al mismo tiempo garantizar a los usuarios tarifas asequibles y geográficamente homogéneas. La revisión se propone modificar la estructura tarifaria hacia un modelo más transparente, que garantice la equidad en la asignación de costos y que dé señales claras para la racionalización del consumo”.

“Las distribuidoras deberán aportar toda la información y/o documentación que le sea requerida por la Subsecretaría de Energía en los plazos que para cada caso se determinen”, se puntualizó.

El proceso de RTI se inicia conforme a lo establecido en la Ley 11.769 (marco regulatorio de energía eléctrica), que exige realizar Revisiones Tarifarias cada cinco años.

Sin embargo, debido a la emergencia económica, administrativa y energética provocada por la pandemia en 2020, se implementó una prórroga que culminó con la implementación de una etapa de transición tarifaria que se mantiene hasta la fecha, se explicó.

Y se recordó que “la última RTI se realizó en el año 2017, durante el gobierno de María Eugenia Vidal, en la cual se avalaron aumentos injustificados de las tarifas que no fueron acompañados de responsabilidades de inversión por parte de las empresas”.

“Durante esa gestión se estableció una fórmula anual de ajuste de tarifas pero no se implementó formalmente un procedimiento de actualización de los valores para las inversiones proyectadas, ni se implementaron herramientas de control eficaces”, refirió el gobierno provincial, concluyendo que “existió un crecimiento sostenido de las ganancias de las distribuidoras de electricidad de la Provincia de Buenos Aires, pero no existió una mejora de la calidad del servicio”.

“La Provincia se encuentra ahora ante la oportunidad de proyectar un plan concreto que garantice una verdadera mejora en los servicios públicos de energía eléctrica”, se argumentó al anunciar la puesta en marcha de la RTI.

Un ambicioso proyecto energético se pondrá en marcha con el aporte que acordó el Banco Europeo de Inversiones BEI con Elia Transmission Belgium (ETB). Es una subvención de 702 millones de dólares para construir la primera isla de energía artificial del mundo.

Emplazado en la isla Princesa Elisabeth el proyecto tiene por objeto suministrarle a Bélgica 3,5 GW de nueva capacidad eólica marina para permitir su transmisión a la energía verde.

Consiste en una extensión de la red eléctrica en el Mar del Norte que conectará parques eólicos en el mar con el continente y creará nuevas conexiones con países vecinos.

El objetivo principal de la isla es fomentar el uso de energías renovables. Esto se logrará al conectar los parques eólicos del mar con la tierra firme, lo que permitirá aumentar la cantidad de energía renovable que se produce y se distribuye en toda Europa. Además, la isla también servirá como un centro de innovación para la energía renovable, lo que permitirá el desarrollo de nuevas tecnologías y soluciones para la transición energética.

Otro objetivo importante es aumentar la seguridad energética de Europa. En caso de que un país experimente una interrupción en el suministro de energía, la isla energética puede proporcionar una fuente de energía alternativa. Además, al establecer nuevas conexiones con otros países europeos, se podrá garantizar un suministro de energía más estable y seguro, dependiendo en menor medida de otras fuentes de energía cuyo suministro controlen otros países.

La isla energética Princesa Isabel es un proyecto ambicioso que tiene como objetivo fomentar el uso de energías renovables, aumentar la seguridad energética de Europa y crear nuevas conexiones con otros países europeos. El proyecto no solo tiene beneficios ambientales, sino que también tiene importantes beneficios económicos y puede ser un ejemplo para otros países en todo el mundo. Con la isla energética, Europa está liderando el camino hacia un futuro más sostenible y respetuoso con el medio ambiente.

ENI y British Petroleum (BP), reanudaron las exploraciones de crudo y gas en Libia, suspendidas desde 2014. La semana anterior comenzaron las perforaciones del primer pozo, en el área operada por ENI (42,5%), BP (42,5%) y la Autoridad libia de Inversiones, que se espera que contenga petróleo y gas y que alcance una profundidad de más de 3.000 metros.

NOC, la estatal libia adelantó que también Respol retomará las operaciones de perforación en la región suroeste de Murzuq y que la austriaca OMV iniciará trabajos de exploración en la cuenca de Sirte en las próximas semanas.

Los conflictos en Libia recrudecieron en 2011, lo que obligó a las grandes petroleras a retirase del país donde se extraían más de 1,6 millones de barriles por día, siendo Libia el tercer mayor productor de petróleo de Africa. En aquel momento el precio del barril había trepado a los 108 dólares.

Paolo Rocca, presidente del Grupo Techint, sostuvo que “en Argentina hay elementos que están contrastando en la agenda del gobierno, como es la reducción del peso del Estado, la cancelación del déficit fiscal, la reducción de las regulaciones de la economía”, al tiempo que puntualizó “que es necesario que el Gobierno abra el cepo para que lleguen inversiones a la Argentina”.

Rocca habló en el marco del Alacero Summit 2024, que se realiza en el hotel Hilton de Puerto Madero, trazó un panorama de la industria del acero en el país y en la región, cuestionó el impacto que tienen en la industria las importaciones de China y dijo que si bien “ayudan a controlar la inflación, tienen un poder destructivo sobre la actividad industrial”.

“No es una democracia, sino un régimen autoritario”, argumentó sobre China y cuestionó a ése país “por vender sus productos por debajo del costo de la producción”.

La advertencia ocurre en momentos en que el gobierno de Javier Milei parece estar revisando su posición original respecto de las relaciones con China, a cuyo gobierno cuestionó duramente. De hecho, estaría programando un viaje a ése país para enero próximo.

Alacero, es una asociación que reúne a las mayores empresas del sector en Occidente. “Tiene que jugar un rol relevante en promover una agenda industrial para nuestros paises, y sostener acciones para fortalecer la competitividad de nuestra industria y su acceso a los mercados mundiales”, refirió.

Rocca sostuvo que “mirando hacia el futuro, creo que la agenda de la industria siderúrgica en América Latina debería contemplar:

.El diálogo y la formación de una alianza entre todos los eslabones de nuestras cadenas de valor, para crear oportunidades para la iniciativa privada y reducir el peso del Estado en la economía; liberar capacidades creativas y emprendedoras; reducir la carga tributaria; promover la disciplina fiscal; y cualquier otra medida que fortalezca el potencial exportador, reduzca la carga tributaria sobre el trabajo y mejore la infraestructura esencial.

•La promoción de una inserción internacional que aliente el reposicionamiento de las cadenas de valor en dirección a un Occidente, un mundo con el cual compartimos valores y principios, y con el cual nos sentimos en condiciones de competir y poder construir una integración eficiente, que permita la incorporación de tecnología e innovación. “La industria siderúrgica de nuestros países puede competir sin duda con los bloques económicos del mundo occidental (Europa, USMCA y Japón). Con China no podemos hacerlo porque la cancha de juego no está nivelada”, sostuvo Rocca.

. La descarbonización gradual de nuestra matriz productiva, aprovechando las extraordinarias ventajas competitivas que tenemos para alcanzar una matriz energética sustentable a largo plazo.

“En America Latina, tenemos recursos hídricos y eólicos, además de un extraordinario potencial para integrar el sistema energético, aprovechar las reservas de Vaca Muerta, del Pre-Sal, del America del Norte y poder lograr un costo de energía absolutamente competitivo en escala global. Es una transformación inevitablemente gradual, pero que puede ser realizada con nuestros propios recursos, en la medida en que podemos crecer y expandir nuestro alcance global”, remarcó.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, volvió a hacer mención a la desinversión de la petrolera de mayoría accionaria estatal en MetroGAS, la principal distribuidora de gas natural por redes del país.

Esta vez lo hizo durante una exposición en el Consejo Interamericano de Comercio y Producción (CICYP), al recordar que YPF centrará su atención en la exploración, producción y comercialización de petróleo, en el marco del Plan 4X4 diseñado por su gestión, lo cual implica la salida de la energética de otros importantes rubros y actividades de esta industria.

YPF es el accionista mayoritario de MetroGAS, con una participación del 70 % a través de Gas Argentina S.A. (GASA). La distribuidora de gas natural abastece a más de dos millones de clientes, en el área metropolitana de Buenos Aires.

“Ahora que está bajo el Riesgo País, por si alguien quiere invertir”, convocó Marín ante el auditorio del CICYP, entidad que nuclea a principales cámara empresarias del país.

La Secretaría de Coordinación de Energía y Minería, a cargo de Daniel González Casartelli, fijó nuevos precios para el biodiesel y el bioetanol para su mezcla con gasoils y naftas en el mes de octubre y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

A través de la resolución 2/2024, se fijó en PESOS UN MILLÓN CUATRO MIL QUINIENTOS SESENTA Y DOS ($ 1.004.562) por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (Biocombustibles), con vigencia para las operaciones de octubre y hasta que se fije un nuevo precio.

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

Por otra parte, a través de la resolución 3/2024 la misma secretaría fijó en PESOS SEISCIENTOS SETENTA CON QUINIENTAS SESENTA Y CUATRO MILÉSIMAS ($ 670,564) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de la Ley 27.640.

Asimismo, la Resolución fijó en PESOS SEISCIENTOS CATORCE CON QUINIENTAS NOVENTA Y SEIS MILÉSIMAS ($ 614,596) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta.
El plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los TREINTA (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.

En los considerandos de ambas resoluciones se hace referencia a que “el Artículo 5º de la Resolución 963/2023 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA, estableció la posibilidad de efectuar modificaciones en el procedimiento comprendido en dicha norma, tanto en los casos en que se detecten desfasajes entre los valores resultantes de su implementación y los costos reales de elaboración de los productos, o bien cuando dicho precio pueda generar distorsiones en los precios del combustible fósil en el pico del surtidor, esto último lo cual resulta necesario atender en el contexto actual, fijando excepcionalmente un precio que se ajuste a dicha necesidad”.

TotalEnergies dijo presente en la exposición internacional Argentina Oil and Gas (AOG) Patagonia 2024 en Neuquén capital. La cita más importante del sector energético, organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), que convocó a las más destacadas empresas de energía y del sector, con el fin de seguir desarrollando una de las mayores industrias del mundo.

Reforzando el concepto de TotalEnergies, One Company, el stand de la compañía contempló la participación de: Total Austral, TotalEnergies Gas Cono Sur, Total Especialidades Argentina y TotalEnergies Renovables Argentina.

Presentes en toda la cadena de valor energética, la compañía expresó a través de diferentes acciones, su ambición por reinventar la forma en que se produce y consume la energía, ubicando el desarrollo sostenible en el centro de sus proyectos y operaciones. 


En cuanto a las conferencias se destacó el Encuentro de los CEOs, que reunió a líderes de las principales empresas de la industria energética. Catherine Remy, Country Chair de TotalEnergies en Argentina y Directora General de Total Austral, en un panel junto a Horacio Turri (CEO de Pampa Energía) y Ricardo Markous (CEO de Tecpetrol), expuso su visión del panorama energético actual y los desafíos que plantea el desarrollo de proyectos en la Argentina, tanto en el offshore como en el no convencional, haciendo especial foco en la gestión de las emisiones.

“Estoy muy contenta de haber podido participar un año más en esta exposición tan importante, compartir con pares de la industria y tener la posibilidad de conocer de primera mano las distintas miradas y los temas clave actuales del sector”, sostuvo Catherine Remy.

Ante la presencia de Rolando Figueroa en el evento, la Directora General de Total Austral destacó el compromiso de la compañía con el desarrollo de la provincia.

Horas antes, TotalEnergies había firmado su incorporación al Programa de Becas Gregorio Álvarez, impulsado por el Gobierno de Neuquén. A través de este acuerdo, la compañía participará como aliado Bronce y aportará 250.000 dólares para promover el programa de respaldo educativo a estudiantes de todos los niveles y a lo largo de todo el territorio neuquino.

Presencia destacada

Durante el desarrollo de la Exposición, TotalEnergies mantuvo encuentros dirigidos a representantes de más de 50 pymes locales. En esta línea, ejecutivos de la compañía destacaron “la importancia de trabajar en temas de sustentabilidad junto a la cadena de valor de la industria”, uno de los temas centrales en esta edición.

La Compañía también presentó su Reporte de Gestión Social 2023 dando a conocer las principales actividades e iniciativas que llevó a cabo en Buenos Aires, Neuquén, Santa Cruz y Tierra del Fuego en el marco de su compromiso como empresa responsable.

En su stand, recibió la visita de 500 estudiantes del último año de escuelas técnicas de Neuquén, quienes recibieron una charla vocacional y tuvieron una aproximación real al mundo laboral y profesional que ofrece la industria energética. Gracias a un convenio con las autoridades provinciales y al desarrollo de actividades complementarias en el aula, esta actividad pudo ser acreditada como una práctica profesional para los jóvenes.

En cuanto al evento Jóvenes y Oil And Gas, que conecta a los líderes referentes de la industria energética con estudiantes de carreras afines, que recién se insertan al mercado laboral o están próximos a hacerlo, TotalEnergies participó con un stand multienergías, que incluyó un juego interactivo de realidad aumentada diseñado para brindar una experiencia divertida y educativa. Transición energética, innovación tecnológica, diversidad y desarrollo de carrera fueron algunos de los temas de interés que se abordaron en esta 8° edición.

La petrolera china CNOOC) registró un beneficio neto atribuido de US$ 16.385 millones en los nueve primeros meses de 2024, lo que equivale a un incremento del 19,5% en comparación con el mismo periodo de tiempo del ejercicio anterior, según ha informado la empresa.

La cifra de negocio de la petrolera entre enero y septiembre sumó un total de US$ 45.789 millones, un 6,3% más que un año antes, con un crecimiento del 14,6% en la venta de crudo, hasta US$ 33.058 millones, mientras que las ventas de gas natural aumentaron un 9,4%, hasta US$ 5.063 millones.
Entre julio y septiembre, CNOOC obtuvo un beneficio neto atribuido de US$ 5.186 millones, un 9% más que en el tercer trimestre de 2023, a pesar de que la facturación disminuyó un 13,5%, hasta US$ 14.000 millones.

En concreto, en el tercer trimestre la venta de crudo reportó a la compañía china un total de casi US$ 10.000 millones , un 1,8% menos, mientras que la comercialización de gas natural le arrojó ingresos por US$ 1.700 millones , un 9% más.



A principios de octubre una de las tiendas de conveniencia de la marca Convém, perteneciente al Grupo Dislub Equador, alcanzó el primer puesto del NACS Convenience Retailer of the Year Award, el evento internacional por excelencia en tendencias del retail.

El diseño de este proyecto estuvo a cargo de la empresa Balko que también desarrolló la imagen de marca de dichas tiendas y de las estaciones de servicio de Dislub energia y Equador energia.La entrega del premio tuvo lugar en Las Vegas, un escenario emblemático para la industria, donde se reunieron líderes y profesionales de las principales marcas del sector.

Asistieron a este evento Gilberto Lucena y Xenia Rodrigues responsables del Grupo Forte; David Freidzon y Doca Lins en representación del Grupo Dislub Equador y Enrique Chardón, CEO de Balko.

Convém compitió con proyectos de diversos países, como Argentina, Brasil, México, Colombia, Panamá, Chile, Uruguay y Perú. Cabe destacar que la propuesta de Convém destaca frente a otras tiendas por su esmerada oferta de productos premium que normalmente no se encuentran en otras tiendas de estaciones de servicio.



A medida que las expectativas de los consumidores evolucionan, iniciativas como las de Convém son un ejemplo y marcan el camino hacia un futuro en el que la calidad, la comodidad y una oferta diferenciada serán fundamentales para el éxito de este tipo de emprendimientos.

YPF formalizó el lunes (28/10) el traspaso a PECOM del área petrolera “Escalante – El Trébol” que operaba la empresa de mayoría accionaria estatal, en el contexto de su programa de salida de áreas convencionales consideradas marginales (Proyecto Andes).

De esta manera, y con la firma del decreto correspondiente, se inician formalmente las operaciones de la firma Pecom, “garantizando así la reactivación de la actividad y la continuidad de los puestos de trabajo en las cuencas maduras de la región sur”, se destacó.

Ante cientos de trabajadores petroleros, funcionarios y dirigentes gremiales; el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, anticipó que “desde Provincia vamos a presentar un decreto de fomento de las Cuencas Maduras, y lo vamos a hacer con la condición de que no se pierda un solo puesto de trabajo”.

Del acto oficial, desarrollado en las instalaciones centrales del yacimiento El Trébol, sobre la ruta nacional 26, también participaron el intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili; el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce; el secretario de Ambiente, Juan José Rivera; el presidente de YPF, Horacio Marín; y el CEO de Pecom, Gustavo Astie.

Estuvieron presentes, además, el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Ávila; los titulares del Sindicato del Personal Jerárquicos y Profesional del Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral, José Llugdar, y de la Unión Obrera de la Construcción (UOCRA) en la provincia, Raúl Silva.

En su mensaje, Torres manifestó que “hoy hay clima de fiesta y alegría, pero también hay que saber que estamos hablando de garantizar el trabajo en una cuenca que le da mucho a la provincia, pero que también históricamente le ha dado muchísimo a la Nación”, refiriéndose en ese marco a “toda esa incertidumbre que durante estos meses generó angustia a miles de chubutenses”.

El gobernador expresó que “parte de esas regalías que genera esta Cuenca dinamiza la economía de nuestros docentes, genera los recursos necesarios para sostener la salud. Esas son las fuerzas que tenemos que reivindicar: la fuerza del trabajo, del esfuerzo y de la industria”, y agregó que “como durante tantos años nuestros trabajadores se esforzaron para generar esa riqueza, siendo el motor energético de Argentina, también hay que hacer un esfuerzo para sostener ese trabajo”.

En tanto, el CEO de Pecom, Gustavo Astie, consideró que se trata de “un día histórico porque hace 22 años que no operábamos yacimientos. La operación está en el ADN de la empresa, lo hacemos con seriedad, humildad y responsabilidad, parados sobre una plataforma de valores”, expresó.

El directivo aseguró que “nuestra compañía va a aportar valor en este nuevo rol como operador, apalancándonos con las capacidades que desarrollamos para poder llegar a este punto”, agradeciendo en ese orden “al Gobierno de la Provincia por haber atravesado este proceso de manera ágil y ordenada”.

Por otra parte, el presidente de YPF, Horacio Marín, explicó que la empresa “no podía seguir en las áreas marginales” y consideró “un lujo que Pecom se haya dedicado a áreas convencionales porque van a hacer un trabajo muy bueno que va redundar en beneficio para todos”.

El intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili, instó a “seguir trabajando en forma seria y conjunta, sin mezquindades, de cara a la gente y a la productividad, en beneficio de todos los trabajadores y por el futuro de esta ciudad y esta Cuenca”.

El traspaso forma parte del denominado “Proyecto Andes” de YPF. A partir del decreto suscripto este lunes, la empresa estatal cede a Pecom el 100 % de los derechos de un área que abarca una superficie total de 290 kilómetros cuadrados, con una producción diaria de 7.100 barriles de petróleo.

Con dicha operación, Chubut se convierte en la primera provincia en concretar la cesión de los yacimientos vendidos por YPF. En cuanto al “Campamento Central – Cañadón Perdido”, el otro bloque adquirido por Pecom, el traspaso se formalizará en el transcurso de noviembre próximo.

Los planes preliminares dan cuenta de una inversión inicial en torno a los 157 millones de dólares, a ejecutarse en el conjunto de áreas adquiridas durante los próximos tres años.
Las actividades involucran la reactivación de las tareas de perforación, workover y pulling.

Asimismo, la empresa cuyo foco está centrado en el desarrollo de campos maduros, ya ha iniciado el proceso de adquisición de nuevas plantas de inyección de polímeros, y otra serie de insumos necesarios para masificar la recuperación terciaria en los bloques adquiridos.

Cabe destacar que Pecom Servicios Energía S.A.U. es una empresa que desarrolla servicios para la industria energética y minera. El grupo empresario al que pertenece cuenta con más de 70 años de experiencia, y junto con Molinos Río de la Plata y Molinos Agro forman parte de un importante holding de empresas. Pecom tiene presencia en Argentina, Bolivia, Brasil, Colombia y Uruguay.

En el marco de la inauguración de la IX Semana de la Energía, que se realiza en Asunción, Paraguay, el secretario Ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), Andrés Rebolledo, presentó el “Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2024”, que revela un escenario de crecimiento moderado en la oferta energética, una demanda en aumento, y avances significativos en la transición hacia fuentes renovables.

El informe destaca que la oferta total de energía en la región aumentó 2,2 %, mientras que el consumo final energético creció 3,8 %, impulsado por un crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) promedio de 3 % en América Latina y el Caribe.

El documento subraya que la generación renovable alcanzará cerca del 69 % de participación este año, con un aumento de casi 5 puntos porcentuales con respecto al año anterior, consolidando la tendencia hacia una matriz energética más verde.

Las energías renovables no convencionales (ERNC), como la solar y la eólica, han experimentado un crecimiento en capacidad y generación, con un aumento de 30 % en el año 2024. Este avance acompaña los esfuerzos de electrificación, que aumentará su oferta en 3,2 % en la región.

Por otra parte, a pesar de que la producción de petróleo ha crecido por cuarto año consecutivo, impulsado por el aumento de las exportaciones, el consumo de derivados ha mostrado una leve caída, lo que apunta a cambios estructurales en los patrones de consumo energético en la región.

El gas natural también ha registrado un incremento, impulsado en gran medida por su uso en la generación de electricidad.

La producción de carbón, tradicionalmente una fuente importante para algunos países, ha sufrido una caída del 20 %, en consonancia con los esfuerzos globales por reducir las emisiones de carbono. El informe señala que la eficiencia energética (EE) aún no ha mostrado una recuperación sólida tras la pandemia, lo que representa un área de oportunidad para las políticas públicas y las inversiones futuras.

Un aspecto crucial es el acceso a la energía. Según el informe, 17 millones de personas en la región siguen sin tener acceso a servicios energéticos básicos, lo que refleja que los avances en este campo no han sido suficientes para cerrar esta brecha de acceso.

La IX Semana de la Energía reúne a ministros, expertos y líderes del sector energético de toda la región, quienes debatirán las estrategias necesarias para enfrentar estos desafíos y continuar avanzando hacia una integración energética más sostenible y equitativa.

El presidente de Paraguay, Santiago Peña, encabezó el acto inaugural, junto con el Secretario Ejecutivo de la OLADE, Andrés Rebolledo, la ministra de Obras Públicas y Comunicaciones, Claudia Centurión, , así como representantes del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) Chaverri Suárez; del Banco Mundial, Harold Bedoya, y del Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF), Jorge Srur, entre otras autoridades nacionales e internacionales.

La demanda de la energía eléctrica registró en setiembre una baja de -6,6 % interanual, al alcanzar los 10.237,1 GWh a nivel nacional, en comparación con los 10.962,2 GWh del mismo mes del año pasado anterior. Se trata de la quinta caída del año, registra en nueve meses una baja acumulada de -0,6 %.

En tanto, las distribuidoras de Capital y GBA tuvieron en setiembre un descenso de -12,6 por ciento. Descendieron en todo el país los consumos residenciales, industriales y comerciales, de acuerdo con el informe periódico de la Fundación Fundelec.

DATOS DE SEPTIEMBRE 2024

En septiembre de 2024, la demanda neta total del MEM fue de 10.237,1 GWh mientras que el año anterior había sido de 10.962,2 GWh1. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un descenso de -6,6 por ciento. En septiembre, existió un decrecimiento intermensual del -15,9 % respecto de agosto de 2024, cuando alcanzó los 12.171,4 GWh, que fue el cuarto consumo más importante del año.

Además, se registró el uso de una potencia máxima de 19.829 MW, el 02 de septiembre de 2024 a las 20:47, lejos del récord histórico de 29.653 MW, registrado en febrero de 2024.

En cuanto a la demanda residencial de septiembre, representó el 43 % del total país, con una baja de -11,1 %, respecto al mismo mes del año anterior. En tanto, la demanda comercial descendió -5,1 %, siendo el 28 % del consumo total, y la demanda industrial fue el 29 %, con una leve caída 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 septiembre de 2024): 7 meses de baja (noviembre de 2023, -2,5 %; diciembre de 2023, -9,7 %; enero de 2024, -3,7 %; marzo, -14,6 %; abril, -0,4 %; junio, -7 %; septiembre de 2024, -6,6 %) y 5 meses de suba (octubre de 2023, 2,3 %; febrero de 2024, 7,9 %; mayo, 12,9 %; julio, 6 %; y agosto de 2024, 3,5 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una baja del -1,4 por ciento.

Además, los registros anteriores muestran que el consumo de octubre de 2023 llegó a los 10.453,3 GWh; noviembre, 11.040,7 GWh; diciembre de 2023, 11.762,6 GWh; enero de 2024, 13.086,9 GWh; febrero, 12.848,05 GWh; marzo, 11.948,9 GWh; abril, 10.000,2 GWh; mayo, 12.209,5 GWh; junio, 11.223,6 GWh; julio, 13.226,3 GWh; agosto de 2024, 12.171,4 GWh; y, por último, septiembre de 2024 alcanzó los 10.237,1 GWh.

En cuanto al consumo por provincia, en septiembre último fueron 21 las provincias y/o empresas que marcaron descensos: EDELAP (-14 %), EDEA (-11 %), San Luis (-10 %), Formosa (-9 %), Jujuy, EDES, y EDEN (-7 %), Chaco y Mendoza (-5 %), La Pampa, Santa Fe y Córdoba (-4 %), Entre Ríos y San Juan (-3 %), Corrientes y Neuquén (-2 %), Río Negro, Santa Cruz y Tucumán (-1 %), entre otros. En tanto, 6 provincias presentaron ascensos en el consumo: Chubut (20 %), Santiago del Estero (10 %), Misiones (3 %), Salta y Catamarca (2 %) y La Rioja (1 %).

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron el 31 % del consumo total del país, registraron un descenso conjunto de -12,6 %. Los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una baja de -13,2 %, mientras que en EDESUR la demanda descendió -11,7 por ciento.

TEMPERATURA

Observando las temperaturas, el mes de septiembre de 2024 fue menos frío en comparación con septiembre de 2023. La temperatura media fue de 17.1 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 15 °C, y la histórica es de 14.6 °C.

DATOS DE GENERACIÓN

La generación térmica y las energías renovables son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca la fuerte caída de la generación hidráulica. En septiembre, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 1.928 GWh, lo que representa una variación negativa del -53,8 %.

Por su parte, la potencia instalada es de 42.920 MW, donde el 59 % corresponde a fuente de origen térmico y 37 % de origen renovable. Asimismo, el despacho térmico fue mayor, al mismo tiempo que el consumo de combustible también terminó siendo mayor si se compara mes a mes a nivel del total.

Así, en setiembre siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción para cubrir el 55,76 % de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas cubrieron el 17,98 % de la demanda, las nucleares proveyeron energía para cubrir el 4,48 % y las generadoras de fuentes alternativas aportaron para satisfacer el 20,10 % de la demanda total.

Por otra parte, la importación de electricidad representó el 1,69 % de la demanda, detalló Fundelec.

Impulsado por YPF, el parque solar fotovoltaico “El Quemado”, es el primer proyecto de energía eléctrica renovable presentado al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

Cabe destacar además que YPF anunció recientemente que en noviembre presentará al RIGI el primer proyecto de la industria de O&G. Se trata del oleoducto Vaca Muerta Sur, que requerirá una inversión de U$S 2.500 millones y tendrá una capacidad de transporte de 360 mil barriles diarios para diciembre 2026, convirtiendo al país en uno de los principales exportadores de energía de la región.

El proyecto “El Quemado” fue anunciado por YPF Luz en julio 2024 y alcanzará una inversión total de U$S 220 millones de dólares. El parque, que estará ubicado en el departamento de Las Heras, provincia de Mendoza, fue desarrollado junto con EMESA (Empresa Mendocina de Energía) y se realizará en dos etapas hasta alcanzar una capacidad instalada total de 305 MW.

La potencia del parque equivale a la energía que utilizan más de 233.000 hogares y evitará la emisión de más de 385.000 toneladas de dióxido de carbono al año. La puesta en marcha de la primera etapa se prevé para el primer trimestre de 2026, con un plazo de construcción de 18 meses.

Características del Parque Solar Fotovoltaico El Quemado:

Capacidad instalada total: 305 MW.
Etapa I: 200W – Etapa II 105MW.
Inversión total: U$S 220 millones.
Fecha de presentación al RIGI: 25/10/2024.

Características Técnicas:

Factor de capacidad estimado: de 31,4 %.

Potencia instalada: 305 MW.

Energía equivalente a más 233.000 hogares.

Ahorro de 385.000 toneladas de CO2e al año.

Paneles: 518.000 paneles fotovoltaicos bifaciales.

Empleo en etapa de obra: más de 400 personas en pico de obra.

Superficie: 530 hectáreas.

El parque se interconectará al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a través una nueva subestación Transformadora.

Fecha de puesta en operación etapa I: primer trimestre de 2026.

Acerca de YPF Luz

YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una compañía argentina, líder en generación de energía eléctrica, que opera desde 2013. Tiene más de 15 activos en 7 provincias con una capacidad instalada de 3,3 GW desde donde genera energía al mercado mayorista e industrial. Está construyendo otros 418 MW de energía solar y eólica en proyectos ubicados en las provincias de Córdoba, Buenos Aires y Mendoza.

YPF Luz tiene como misión generar energía rentable, eficiente y sustentable, que optimiza los recursos naturales para la producción de energía térmica y renovable.

Como parte de una campaña dedicada al cuidado del medio ambiente y a la conmemoración del Día Internacional contra el Cambio Climático, MetroGAS lanzó una acción para incentivar a sus clientes para que se adhieran al servicio de factura digital y, de esa manera, colaborarán con la plantación de árboles en el bosque nativo en la provincia de Córdoba, creado por la empresa junto a la organización Plantarse.org.

“El principal objetivo es el cuidado del medio ambiente al evitar el impacto ambiental asociado a la producción de papel y al transporte para la entrega de la factura. Pero, además, con este sistema el cliente se asegura la recepción de la factura en su casilla de mail, gana tiempo porque le llega apenas es emitida y porque puede pagarla online y, finalmente, por una cuestión de comodidad porque puede acceder a su factura desde cualquier lugar en el que se encuentre”, explicó Leandro Llanes, jefe de Marketing de MetroGAS.

Durante lo que queda de octubre y hasta el 31 de diciembre próximo, cada 20 clientes que se adhieran al servicio mediante esta campaña se estará plantando un tabaquillo, un árbol pequeño que puede alcanzar hasta los 10 metros de altura, en el bosque nativo ubicado en Pampa de Achala, Córdoba (El Club del Clima – Bosque MetroGAS).

La plantación de árboles contribuye a compensar parte de las emisiones de gases de efecto invernadero que la distribuidora de gas más importante del país genera producto de sus actividades.Los clientes que deseen participar de esta campaña podrán hacerlo enviando la palabra clave “ARBOL” al número de atención al cliente de MetroGAS por WhatsApp (11-3180-2222), que estará disponible las 24 horas, todos los días de la semana.

“En el 2024, se renovó el compromiso para compensar las emisiones de dióxido de carbono sumando 300 árboles más a la provincia de Córdoba, plantando 150 tabaquillos en Pampa de Achala y 150 nativas en la reserva natural Ascochinga”, agregó Llanes.

Desde el 2021, MetroGAS mantiene una alianza estratégica junto a Plantarse.org, con la que coordina distintas acciones con el objetivo de promover el cuidado del medio ambiente y fortalecer el vínculo con la comunidad.

La compañía distribuidora de gas en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y 11 partidos del sur del conurbano bonaerense cuenta en la actualidad con 2.300.000 clientes residenciales, de los cuales el 56 por ciento (1.360.000 clientes) ya están adheridos a la factura digital.

El Presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous y el Presidente de Shell Argentina, Germán Burmeister, firmaron un convenio marco de colaboración para la creación de la Mesa de Desarrollo “REDES DE VALOR”.

La iniciativa busca impulsar la productividad, competitividad, capacidad, calidad y compromiso de la cadena de valor de Vaca Muerta.

El anuncio fue en el marco de la AOG Patagonia 2024 y contó con la presencia de los gobernadores del Neuquén, Rolando Figueroa, y de Río Negro, Alberto Weretilneck, en apoyo a la creación de la red.

“Para YPF, el desarrollo de nuestra red de valor es clave. Necesitamos proveedores que sean socios estratégicos para impulsar nuestro plan 4×4, que se va a convertir en una plataforma de crecimiento para toda la industria”, dijo Horacio Marín. “Este acuerdo nos va a permitir generar sinergias con otras operadoras, para ser mas eficientes en nuestros planes de desarrollo de proveedores”, añadió.

“Desde Tecpetrol consideramos clave contribuir con nuestros proveedores locales y por eso, como parte del Grupo Techint, venimos implementando nuestro programa ProPymes desde hace más de 20 años”, dijo Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol. Y agregó: “La firma de este convenio con otras dos operadoras es una muestra del compromiso que tenemos con la cadena de valor de Vaca Muerta, y estamos dispuestos a aportar todo nuestro conocimiento para su desarrollo. Para hacer Fortín de Piedra en 18 meses, aplicamos todos nuestros aprendizajes del mundo industrial, y seguimos profundizando la eficiencia, el cuidado del ambiente y los programas de desarrollo de personal local para la industria”.

Por su parte, Germán Burmeister, sostuvo que “este acuerdo de colaboración es un avance muy importante en el compromiso que tenemos hace tiempo de potenciar desde Shell Argentina el crecimiento y fortalecimiento de PyMEs y emprendedores locales a través de nuestro Programa de Desarrollo de Proveedores”. “A través de la colaboración mutua entre las empresas y en vinculación con las autoridades y las cámaras empresariales, queremos brindar el asesoramiento y la asistencia técnica para potenciar toda la cadena de valor de la industria”, señaló el presidente de Shell Argentina.

El acuerdo busca crear un marco de colaboración para coordinar y llevar a cabo acciones esenciales para el desarrollo de Vaca Muerta, procurando asegurar la participación activa de toda la cadena de valor de la cuenca y sus alrededores; siempre apuntando a cumplir con normas de seguridad, salud, medio ambiente, calidad y técnicas requeridas por las empresas miembro. Para ello, a través de esta Mesa las empresas participantes realizan inversiones y designan personas a cargo de dar seguimiento e impulso a las iniciativas que surjan del trabajo conjunto, se explicó.

Entre sus principales objetivos, la mesa buscará impulsar la productividad, competitividad, capacidad, calidad y compromiso de la cadena de valor de Vaca Muerta, aprovechando sinergias entre programas de desarrollo y gestión de proveedores de las empresas en la cuenca y generando espacios de diálogo y articulación con otros organismos, cámaras, federaciones, así como con el sector público.

También se elaborarán estudios de capacidades, necesidades y fortalezas, así como de cuellos de botellas del ámbito industrial y de infraestructura.

El Índice de Producción Industrial (IPI) de FIEL registró en septiembre de acuerdo a información preliminar una contracción interanual de 7%. Entre las ramas de actividad la de alimentos y bebidas registró un avance interanual a partir de aporte de la producción de alimentos y un menor ritmo de caída en la de bebidas. Entre los alimentos, la producción de aceite de soja sigue mostrando el mayor dinamismo, mientras que las faenas vacuna y aviar mostraron en el mes un positivo interanual y la lechería continúa en retroceso encadenando diecisiete meses de caída.

La industria automotriz, mostró una contracción más marcada en la producción de automóviles que en la de utilitarios. Las exportaciones de vehículos volvieron a exhibir un retroceso, aunque los envíos a Brasil encadenaron tres meses de mejora en la comparación con 2023. Los envíos de las terminales a las concesionarias acumulan un trimestre de crecimiento y los patentemientos aumentaron por segundo mes en la comparación con el año pasado. La producción de minerales no metálicos no alcanzó a superar el segundo mayor registro de actividad para el bloque el año anterior; para la rama, el desafío persiste teniendo en cuenta que octubre de 2023 marcó el mayor nivel de producción del bloque para el décimo mes del año.

En el mes la mayor caída de la actividad la registró la metalmecánica, arrastrada por actividades puntuales producto de la realización de paradas técnicas. Al interior de la rama se tienen señales de mejora, como en el caso de la maquinaria agrícola con ventas que acumulan tres meses de avance en la comparación interanual, o o en la producción y ventas de vehículos pesados.
Los datos de producción industrial del tercer trimestre indican una caída interanual de 7.2% encadenando seis trimestres de retroceso de la actividad.

En la comparación con el segundo trimestre la producción corregida por estacionalidad mostró un repunte de 3.3%, interrumpiendo cuatro trimestres de contracción. Respecto a los sectores de actividad destaca el aumento de la producción de alimentos y bebidas y la refinación de petróleo en la comparación con el tercer trimestre de 2023. Las restantes ramas continúan mostrando una contracción respecto del año pasado que ha recortado su dinámica en la comparación con la observada en el segundo trimestre. La mayor desaceleración en la caída interanual durante el tercer trimestre la tuvo la producción de minerales no metálicos seguida de la rama automotriz.

En los primeros nueve meses de 2024 y en la comparación con el período enero septiembre del año pasado la industria acumula una caída de 10.3%. En el nonestre, la rama de los minerales no metálicos continúa liderando
la contracción de la actividad con una caída acumulada de 25.8%, seguida de la producción automotriz que registra un retroceso del 22.2%. También muestran una contracción superior al promedio las industrias metálicas básicas (18.1%), la metalmecánica (-15.9%), la producción de insumos químicos y plásticos (13.6%) y los despachos de cigarrillos (12.9%), en cada caso en los primeros nueve 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 6.1% seguida de la de alimentos y bebidas que acumula una caída del 1.6%, en ambos casos en el período enero septiembre y en la comparación con los primeros nueve meses de 2023.

Finalmente, la refinación de petróleo y la producción de insumos textiles igualan el nivel de actividad del primernonestre del año pasado. Con lo anterior, el mayor aporte a la contracción de la industria en los primeros nueve meses del año lo continúa haciendo la metalmecánica, mientras que la producción de alimentos y bebidas, la refinación de petróleo y la industria automotriz recortaron su contribución al retroceso de la actividad industrial.
Desde la perspectiva de los tipos de bienes producidos, todos muestran una caída en los primeros nueve meses del año en la comparación con el mismo período de 2023. Con la excepción de la producción de bienes durables, que registra la mayor contracción acumulada y que alcanza 18.9%, los restantes tipos de bienes tienen una reducción en la dinámica de la caída. En el caso de la producción de bienes de consumo durable el retroceso de la producción acumulada en el nonestre es de 16.8%, los bienes de uso intermedio registran una merma de 10.6%, mientras que los bienes de consumo no durable muestran una reducción de 3.1%, en cada caso entre enero y septiembre en la comparación con el mismo período del año pasado. Los bienes de uso intermedio continúan realizando el mayor aporte a la contracción de la industria.
En términos desestacionalizados la producción industrial de septiembre mostró un avance de 1.4% respecto a agosto retomando el sendero de mejoras que había sido interrumpido el mes anterior. En un proceso
heterogéneo entre sectores y en el que eventos puntuales –p.e. paradas de planta- modifican los resultados, los indicadores que permiten señalar la reversión de la fase recesiva identifican un potencial punto de giro –valle-
en abril pasado, en consistencia con la mejora en la medición desestacionalizada trimestral. Transitoriamente, la velocidad de la recuperación se coloca por debajo de los valores promedio y mediano para episodios del pasado, superando en cinco meses únicamente la dinámica de mejora de la industria que transcurrió entre abril de 1999 y noviembre de ese año y entre septiembre de 2016 y marzo de 2018.

En síntesis, la industria volvió a mostrar en septiembre una caída interanual, retomando el sendero de recorte en la dinámica de la contracción. La rama de los alimentos y bebidas muestra el mayor dinamismo y junto a la refinación de petróleo han registrado una mejora interanual en el tercer trimestre. Los datos del trimestre dan cuenta de un avance en la actividad corregida por estacionalidad, al tiempo que los datos de frecuencia mensual identifican en abril el potencial inicio de una fase de recuperación que transitoriamente muestra una dinámica inferior a la observada en episodios del pasado y respecto de la cual dada su endeblez no es posible descartar su interrupción.

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

Genneia, líder en energías renovables en Argentina, presentó su cuarto reporte de sustentabilidad, elaborado una vez más bajo los rigurosos estándares internacionales del Global Reporting Initiative (GRI) y el Sustainability Accounting Standards Board (SASB). Este documento refleja los avances y logros de la compañía en su misión de construir un modelo de negocio sostenible, centrado en la innovación y el desarrollo energético responsable.

En 2024, Genneia marcó un nuevo hito al superar los 1 GW (1.004 MW) de capacidad renovable instalada, consolidando su liderazgo en la transición hacia las energías limpias en el país. Actualmente, la empresa cuenta con el 19% de la capacidad eólica y solar de Argentina, reafirmando su papel como protagonista clave del sector. Con operaciones en seis provincias y un equipo de más de 400 colaboradores, Genneia impulsa el crecimiento económico y social de las comunidades donde está presente.

Este año, el Reporte de Sustentabilidad incorpora por primera vez el enfoque de doble materialidad, evaluando no solo el impacto de la empresa en el ámbito social, ambiental y de gobernanza, sino también cómo los desafíos relacionados con la sustentabilidad podrían influir en el desempeño financiero de la organización. Este enfoque se integra dentro de un modelo de negocio transparente, innovador y con un fuerte propósito de impacto social y ambiental.

Uno de los pilares estratégicos de Genneia es la diversidad e inclusión. En línea con este compromiso, la empresa implementó una Política de Diversidad e Inclusión basada en cuatro principios: no discriminación, igualdad de género, diversidad e inclusión, y confidencialidad en denuncias. Los mismos impulsan a la compañía en su objetivo de alcanzar un 30% de representación femenina en su plantel para el año 2027, buscando promover así la equidad de género en la industria energética.

El reporte también destaca los esfuerzos en la protección de la biodiversidad, integrando la conservación del medio ambiente en todas las etapas de sus proyectos. A través de alianzas estratégicas, la empresa impulsa iniciativas comunitarias de concientización y educación comunitaria, fomentando un desarrollo energético armonioso con el entorno natural.
“Estamos orgullosos del lanzamiento de esta nueva edición de nuestro Reporte de Sustentabilidad, que refleja nuestro compromiso con el desarrollo responsable y la innovación en energías renovables. En un contexto donde la sostenibilidad y la responsabilidad social son imprescindibles, nuestra estrategia ESG (Ambiental, Social y de Gobernanza) guía cada una de nuestras decisiones, alineándose con las mejores prácticas globales para generar valor a largo plazo y contribuir al bienestar de las comunidades y el medio ambiente”, expresó Carolina Langan, Jefa de Sustentabilidad de Genneia.
Además, la emisión de bonos verdes por más de US$ 800 millones en mercados de capitales tanto locales como internacionales ha sido otro factor clave en el crecimiento sostenido de la compañía, fortaleciendo su liderazgo en el desarrollo de energías renovables en Argentina.

Con estos logros, Genneia sigue posicionándose como un referente indiscutible en el fomento de prácticas sostenibles y el desarrollo de soluciones energéticas para un futuro más verde.

Acerca de Genneia

Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 19% del total de la potencia instalada, alcanzando el 21% de la generación de energía eólica y el 12% de la solar. Con la entrada en operación del Parque Solar Tocota III, alcanzó 1.004 MW de energía renovable consolidando su liderazgo en el sector de energías limpias y destacándose este logro como un hito nunca visto en el país.
Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Vientos de Necochea, Genneia cuenta con una capacidad total de 784 MW en energía eólica. Actualmente, la empresa está en la fase final de construcción del Parque Eólico La Elbita en Tandil, un proyecto que contará con 36 aerogeneradores de última generación y una potencia de 162 MW.
Además, la compañía avanza en la construcción del parque solar en Malargüe, 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.

La energética Vista proyecta inversiones para 2025 por más de 1.100 millones de dólares para conectar 60 nuevos pozos y alcanzar una producción total de 100.000 boe/día. Además, pronostica un EBITDA Proyectado de 1.650 millones de dólares, con un crecimiento interanual superior al 40 por ciento.

Los anuncios fueron realizados por Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista, en el marco de la presentación de resultados del tercer trimestre de 2024. El plan de la empresa está en línea con las prioridades de asignación de capital que se presentaron en el último Investor Day.

La actualización de los objetivos fue impulsada por tres hitos que ocurrieron durante 2024:

En primer lugar, la empresa se encamina a lograr una producción promedio de 85.000 boe/d en el cuarto trimestre del año gracias al aumento de la actividad en Vaca Muerta. Esto representará un aumento de más del 50 % en comparación con el mismo periodo del año anterior.

Además, la compañía aseguró una capacidad de transporte de crudo de 124.000 barriles diarios para finales de 2025. Y finalmente, incorporó un tercer equipo de perforación y un segundo set de fractura lo que le otorga capacidad para seguir creciendo en el próximo año.

La compañía informó además que, a partir de los nuevos objetivos, se está delineando un nuevo plan a largo plazo que será presentado el año próximo.

Resultados Tercer Trimestre 2024

En el tercer trimestre de 2024, Vista logró una producción total de 72.825 boe/d, lo que representa un incremento del 47 % en comparación con el mismo periodo de 2023. La producción de petróleo alcanzó los 63,499 bbl/d, lo que refleja un aumento del 53 % interanual.

Este crecimiento fue impulsado principalmente por el aumento en la actividad de pozos, habiéndose conectado 51 nuevos pozos en los últimos doce meses, con muy buenos niveles de productividad.

Gracias a estos resultados de producción, la empresa exportó 3.5 millones de barriles de crudo durante el trimestre, 57 % más que durante el mismo trimestre del 2023.

El lifting cost fue de 4.7 $/boe, lo que representa una disminución del 2 % en comparación con el tercer trimestre del año pasado.

Los ingresos totales en el tercer trimestre de 2024 fueron de 462 millones de dólares, lo que representa un incremento del 53 % interanual, impulsado principalmente por un aumento del 53 % en la producción de petróleo. El EBITDA ajustado alcanzó los 310 millones de dólares, lo que significó un aumento del 37 % interanual.

La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) lanza el Premio Bachofen-Ghirelli “Mujeres destacadas de la Energía” para valorar el papel fundamental de las mujeres en el sector eléctrico argentino.

El nombre del galardón rinde homenaje a Elisa Bachofen, primera ingeniera argentina y de Latinoamérica (1917) de la Universidad de Buenos Aires, y Beatriz Ghirelli, primera ingeniera egresada de la Universidad Nacional de La Plata (1938). Con su liderazgo y vocación, marcaron el rumbo para que más mujeres se desarrollen en la ingeniería argentina.

Las candidatas pueden autopostularse o ser propuestas por miembros de distribuidoras asociadas e instituciones relevantes del sector, como Cammesa, Ageera, Ateera, Agueera, universidades, asociaciones profesionales y colegios de ingenieros, entre otros.

La inscripción es gratuita. Deben enviar un correo electrónico a premio@adeera.org.ar con el asunto “Postulación Premio Mujeres”, incluyendo: un resumen de hasta 1.500 caracteres, trabajo técnico de hasta siete (7) carillas y Curriculum Vitae. La fecha límite para la presentación de trabajos es el 13 de diciembre.

Pueden aplicar a tres categorías:

Innovación: se premiará a mujeres que hayan liderado proyectos originales, como el desarrollo de tecnologías avanzadas para la gestión de redes inteligentes (smart grids), la automatización en la distribución eléctrica, o innovaciones en infraestructura de recarga para vehículos eléctricos.

Diversidad e inclusión: esta categoría reconocerá a quienes promuevan un entorno laboral equitativo, mediante programas de formación y mentoría en carreras técnicas, políticas de inclusión para fomentar la participación femenina en roles de liderazgo, y proyectos que impulsen la igualdad salarial.

Sostenibilidad: se elegirá a mujeres que hayan desarrollado iniciativas responsables y eficientes, como la integración de energías renovables en la red de distribución y la reducción de pérdidas de energía, así como el uso de materiales reciclados en la infraestructura eléctrica.
El Premio Bachofen Ghirelli no sólo busca reconocer el talento y la dedicación de las mujeres en el sector eléctrico, sino también inspirar a futuras generaciones a seguir sus pasos. Invitamos a todas las mujeres que cumplan con los requisitos a postularse y ser parte de este homenaje que promueve un sector más diverso, equitativo y sostenible.
Ingresar aquí para conocer las Bases y Condiciones.

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.

En el marco de la inauguración de la AOG Patagonia 2024 en la provincia del Neuquén, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, afirmó que ya tiene 5 empresas comprometidas en la construcción del segundo tramo del oleoducto Vaca Muerta Sur.

“Ya avanzamos con los acuerdos y en enero arrancamos la construcción del Vaca Muerta Sur”, afirmó.

Además, Marín dijo que este proyecto implicará una inversión de 2.500 millones de dólares y que para diciembre del 2026 el proyecto va a tener una capacidad de transporte de 360 mil barriles diarios convirtiendo a la Argentina en uno de los principales exportadores de la región y aportando divisas y trabajo al país.

Vaca Muerta Sur es una obra estratégica para el sector y el país que permitirá incrementar la producción no convencional de petróleo. Además, este proyecto tendrá un impacto en la plataforma exportadora de energía de la Argentina y generará un cambio en la matriz productiva del país con un polo similar al agro, pero sin sus riesgos climáticos.

Marín anunció, además, que en noviembre el proyecto será tratado en el Directorio y comenzará con los trámites para adherirlo al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI). Y en enero del 2025 comenzará la obra.

Por otra parte, el presidente de YPF destaco nuevamente el interés que hay en el mundo por el proyecto de Argentina LNG.

“Varios de los países nos vinieron a buscar. Tomamos 12 aviones en 12 días. Es muy reconfortante trabajar para algo tan grande”, aseveró.

“Si no desarrollamos el LNG no hicimos el trabajo. El gas de Vaca Muerta lo desarrollamos ahora o no lo desarrollamos, afirmó.

Marín comento que si el proyecto se logra “vamos a hacer el gasoducto más grande de la Argentina”.

El proyecto de Argentina LNG es el proyecto más grande del país y posiciona a la Argentina como el quinto exportador del mundo, para abastecer al mercado de varios países.

En la apertura de la Argentina Oil and Gas Expo Patagonia 2024, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, aseguró que “en la provincia la energía es una política de Estado”. Destacó la seguridad que brinda invertir en Neuquén, y pidió asociarse a las empresas neuquinas para acceder a mejoras competitivas.

Organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas, la Oil and Gas Expo Patagonia 2024 reúne a las empresas del sector energético y del sector público en una muestra que visibiliza el desarrollo y el potencial energético de Vaca Muerta.

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

El gobernador recordó la seguridad que implica invertir en Neuquén con reglas de juego claras. “Siempre miramos el largo plazo”, remarcó.

Al analizar el futuro energético, reconoció que “nos tenemos que esforzar porque vamos a competir con los mejores del mundo”. Y consideró que será clave trabajar en equipo junto a las empresas para lograr un win win “que no sólo rinda desde lo económico”.

Figueroa repasó el logro del plan de becas provincial Gregorio Álvarez que permite a 15.600 neuquinos ser financiados por la industria. “La educación es uno de los puntos claves para lograr sustentabilidad social”, remarcó.

Y agregó, “Estamos educando gente que seguramente va a poder trabajar en la industria y va a poder mejorar los rendimientos porque vamos a tener personas mucho más preparadas. Y también logramos como provincia proyectarnos mucho más allá cuando ya no sea rentable sacar el gas y el petróleo de nuestra tierra”, amplió.

El mandatario reiteró que está trabajando para poder mejorar la infraestructura y atender una demanda creciente de servicios forzada por miles de personas que llegan a Neuquén en busca de nuevas oportunidades.

“Esos bienes y servicios públicos los tiene que proveer el Estado. Nosotros somos conscientes que ahí tenemos que invertir muchas regalías que también cobramos por parte de la industria”, señaló.

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

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

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

El gobernador reiteró que se encuentra a la espera de la reglamentación de la Ley de Hidrocarburos para adherir como provincia al RIGI. A lo que seguirá la ley de incentivos de inversiones propia “Invierta en Neuquén”.

Además, llamó a asociarse a las empresas neuquinas para acceder a mayores beneficios. “Son las que conocen el lugar, conocen a los trabajadores, conocen lo que se necesita, conocen la idiosincrasia. Incluso en el tema de los yacimientos convencionales, vamos a bajar la tasa de las regalías”, destacó.

En otra parte de su discurso, aseguró que “hemos contribuido desde Neuquén a poder generar o establecer vínculos de confianza rotos en otras épocas, como por ejemplo con el vecino país de Chile” y agradeció la presencia de los funcionarios del vecino país en la Expo AOG Patagonia.

También reconoció al presidente del Directorio de YPF, Horacio Marín, que permitió que la Argentina “pueda pensar más allá del cono sur” a través del desarrollo del GNL. En esta línea, hizo un especial reconocimiento a la labor política del gobernador Alberto Weretilneck por ofrecer a Río Negro para la Planta del GNL y potenciar así a la Patagonia.
“Para que le vaya bien a la Argentina, le va a tener que ir bien a Neuquén”, cerró su discurso Figueroa.

La petrolera china CNOOC comenzó la producción del bloque Xijiang 30-2 Oilfield Xijiang 30-1 Block Development Project en el Mar de la China Meridional
CNOOC Ltd., propiedad mayoritaria de China National Offshore Oil Corp. (CNOOC), espera que el Proyecto de Desarrollo del Bloque Xijiang 30-2 Oilfield Xijiang 30-1 alcance unos 26.000 barriles equivalentes de petróleo al día (boed) de producción máxima en 2027. Se trata de una producción de crudo medio, según informó en un comunicado CNOOC Ltd., único promotor del proyecto.

La empresa de exploración y producción de petróleo y gas tiene previsto poner en servicio 23 pozos de desarrollo. Las instalaciones de producción incluyen una nueva plataforma de perforación. El proyecto tiene una profundidad media de unos 98 metros.
A principios de octubre, CNOOC inició la producción del yacimiento petrolífero Bozhong 19-2, en el centro de la bahía de Bohai. Se espera que alcance los 18.800 barriles de crudo pesado al día de producción máxima en 2025. CNOOC pondrá en marcha 59 pozos de desarrollo, 34 de los cuales serían de producción.

Bozhong 19-2 tiene una profundidad media de unos 20 metros. Las instalaciones de producción incluyen una nueva plataforma central de procesamiento y cuatro plataformas de cabeza de pozo no tripuladas. CNOOC Ltd. explota el proyecto con una participación del 100%.
A finales de septiembre, CNOOC Ltd. declaró que había puesto en marcha el proyecto de desarrollo de gas natural Shenhai-1 Fase II en el norte del Mar de China Meridional. Se espera que el proyecto de la cuenca de Qiongdongnan alcance una producción máxima de 162 millones de pies cúbicos y 3.931 barriles de condensado al día en 2025. CNOOC Ltd. tiene previsto poner en marcha 12 pozos de desarrollo en la segunda fase del proyecto.

El Mercado Electrónico del Gas realizó dos subastas solicitadas por CAMMESA para la provisión de gas natural durante noviembre, con destino a la generación de electricidad durante ése mes.

Se recibieron ofertas por un total de 40.550.000 metros cúbicos día, considerando las ofertas de provisión realizadas por productores y comercializadores en general, y las realizadas por productores adjudicatarios del Plan Gas Ar.

Así, en la habitual subasta mensual para el abastecimiento interrumpible de gas natural para noviembre 2024 en la que podían participar Productores y Comercializadores en general se recibieron 24 ofertas, por un total de 15.550.000 m3/día y Precios Promedio Ponderados de U$S 2,05 por Millón de BTU en el PIST (oscilaron entre U$S 1,70 y U$S 2,30), y de U$S 2,25 por MBTU puesto en el Gran Buenos Aires (oscilaron entre 1,94 y 2,43 dólares el MBTU).

Las ofertas fueron realizadas por productores-comercializadores de Tierra del Fuego (6) por 4.950.000 m3/día; Neuquén (5) por 5.500.000 m3/día; Noroeste (5) por 1.300.000 m3/día; Santa Cruz (4) por 1.900.000 m3/día; y Chubut (4) por 1.900.000 m3/día.

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

Cada Productor sólo podía ofertar en las mismas cuencas en que fuera adjudicado en el PG, sin exceder el precio obtenido en el PG para cada cuenca para el período de verano.
Así, se recibieron 12 ofertas por un total de 25.000.000 de m3/día a un PPP de U$S 2,78 el MBTU, con precios que oscilaron entre 1,89 y 2,99 dólares el MBTU.

Se recibieron 7 ofertas desde Neuquén por 14 MMm3/día; 3 ofertas desde Tierra del Fuego por 8 MMm3/día; 1 oferta desde Santa Cruz por 1 MMm3/día; y 1 oferta desde Chubut, por 2 MMm3/día.

TotalEnergies realizará obras de reacondicionamiento en su mayor complejo integrado de refino de Europa en el segundo semestre de 2025, según informó Bloomberg.

La plataforma de refino y petroquímica de Amberes de TotalEnergies es el mayor complejo integrado de la superempresa francesa en Europa. Situado en Amberes (Bélgica), justo en el centro del gran eje petrolero Amberes-Rotterdam-Amsterdam (ARA), el complejo tiene capacidad para procesar unos 340.000 barriles por día (bpd) de crudo.

La refinería de Amberes cuenta con dos unidades de producción de gasolina, conocidas como convertidores catalíticos fluidos.

A la mayor de estas dos unidades se le instalará un nuevo reactor durante la parada y puesta a punto entre septiembre y diciembre de 2025

En medio de una demanda más débil de lo previsto y una oferta abundante, los márgenes de refino en Europa y el resto del mundo cayeron en los últimos meses,
Se estima que los beneficios de TotalEnergies «disminuyan drásticamente debido a unos márgenes de refino mucho más bajos» en Europa y en el resto del mundo, dijo el gigante francés del petróleo y el gas a principios de esta semana en un avance de sus resultados del tercer trimestre que se publicarán el 31 de octubre.
El European Refining Margin Marker (ERM) -indicador de mercado del refino europeo representativo del sistema europeo de refino de la compañía- se desplomó un 65% hasta los 15,4 dólares por tonelada en el tercer trimestre, frente a los 44,9 dólares por tonelada del segundo. Como referencia, este margen se situó en una media de 100,6 $/t en el tercer trimestre del año pasado, según el resúmen de los principales indicadores de TotalEnergies.
El sector del refino está asistiendo al final del superciclo de enormes beneficios y márgenes récord que se inició con el aumento de la demanda tras la pandemia y las interrupciones del suministro relacionadas con la guerra y las sanciones.

El Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables del Chubut, advirtió a la Operadora PAE que tiene concesionada el Área de Cerro Dragón, que “ante su intransigente decisión de bajar la actividad, no se aceptarán bajo ningún punto de vista las fechas determinadas para un plan vacacional destinado a los Trabajadores. La afectación de la medida de fuerza a realizar, será total”.

El Secretario General, Jorge Ávila, indicó que “nos enviaron un comunicado oficial desde DLS Argentina y Field Service Enterprise, por lo que denunciamos a Pan American Energy ya que el mismo consiste en que a partir del 15 de noviembre de 2024 y hasta el 10 de enero de 2025, su firma procederá a paralizar toda la actividad en el sector de Torre (Perforación, Terminación y Pulling) en Cerro Dragón”.

“Ello aplica a todos nuestros representados encuadrados en el CCT 605/10, determinando un plan vacacional durante esas fechas, aduciendo a ambas empresas contratistas un consentimiento de mi parte para llevar adelante dicho plan vacacional”, enfatizó.

En tal sentido, el sindicalista dijo rechazar todos los términos de lo comunicado en el que llamó como “un plan vacacional y la paralización de todos los Equipos de Torre en las fechas determinadas”, intimando a “retrotraer la decisión de embarcar a mis representados en el plan vacacional y la paralización de tales Equipos”.

El titular del Gremio más poderoso de la región, adelantó que “en caso de no hacerlo, evaluamos realizar una retención de servicios desde las 0:00 hs. del día miércoles 24 del corriente mes ya que es total responsabilidad de la compañía Operadora estar rompiendo la Paz Social que veníamos transitando”.

El dirigente aseguró que hay unos 2000 puestos de trabajo que están en juego con esta postura de la operadora y que por ello van a ser inflexibles en cuanto a seguir adelante con la toma de las medidas que se tengan que tomar desde el plano gremial.