El secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Marcelo Rucci, adelantó que la organización gremial “no firmará nada” que esté por debajo de la inflación, a la hora de negociar salarios.
En declaraciones radiales, Rucci fijó posición y fue contundente. “Nosotros hemos venido arreglando lo que marca el INDEC. El 31 de marzo cierra la paritaria 2024/2025 y no creo que haya necesidad de innovar. Venimos acordando todos los meses con las empresas, pero nosotros por debajo de lo que marca el INDEC no vamos a firmar absolutamente nada”.
“No vamos a perder poder adquisitivo cuando las condiciones están dadas para que se pueda pagar como corresponde y sostener lo que venimos acordando con la industria hace ya bastante tiempo”, dijo a la emisora LU5.
“Si el INDEC marca para enero 1,8, nosotros firmamos por 1,8. Si da 2,2, firmaremos por 2,2 y si da 1,4, será 1,4. Nosotros no queremos que nos regalen nada, pero tampoco queremos que si la inflación es superior, perdamos poder adquisitivo”, consideró.
El secretario general del gremio manifestó que se trabajan los detalles para la paritaria 2025-2026. “Es un tema que nos tenemos que sentar a analizar. Vamos a ver qué es lo que propone la industria y nosotros vamos a llevar nuestro planteamiento para que no tengamos problemas que hemos venido teniendo. Es decir, agregar un problema a un cierre de paritaria donde el empresario y los trabajadores están de acuerdo”, destacó.
Asimismo y en coincidencia con distintos pronósticos, Rucci dijo que espera un incremento de la actividad en Vaca Muerta. “Por lo que manifiestan las empresas productoras, va a haber un crecimiento importante de actividad. Esto no solamente va a generar estabilidad, sino que va a generar consideradas nuevos puestos de trabajo. Creo que para la industria del petróleo va a ser un año positivo”, aseveró.
En referencia a lo político, para Rucci “será un año difícil” y descartó la opción de conformar un frente “Anti Milei”. “Donde hay un oficialismo hay una oposición. Creo que la oposición tiene que ser seria y responsable en lo que quiere captar de los descontentos. Y creo que el oficialismo también tiene que ser serio y responsable porque está en juego el destino del país”, cerró.
En Buenos Aires, el gobernador Claudio Vidal mantuvo reuniones con el embajador de China y la embajadora de Estados Unidos. Con la delegación china, insistió en la necesidad de avanzar en un acuerdo con el Gobierno Nacional para destrabar la reactivación de las represas hidroeléctricas. En paralelo, dialogó con la representante estadounidense sobre nuevas oportunidades de inversión en infraestructura y desarrollo productivo para Santa Cruz.
Durante la reunión mantenida este viernes con el embajador chino, Vidal planteó la urgencia de encontrar una solución que permita retomar las obras paralizadas, fundamentales para la generación de energía y el desarrollo económico de la provincia. “Nuestra provincia no puede seguir esperando indefinidamente mientras los proyectos energéticos permanecen frenados, afectando tanto el empleo como la infraestructura de la región”, sostuvo.
Vale recordar que en noviembre del año pasado, el gobernador Vidal ya había mantenido un primer encuentro con el embajador Wang Wei, donde se planteó la importancia de garantizar el financiamiento para reactivar las represas y acelerar los trabajos pendientes. En esa oportunidad, el mandatario provincial remarcó la necesidad de avanzar en una agenda conjunta que permita consolidar proyectos estratégicos para Santa Cruz y generar oportunidades de desarrollo en el sector energético y productivo.
En el encuentro con la embajadora de Estados Unidos, el gobernador presentó el potencial productivo de la provincia y la necesidad de atraer inversiones que impulsen la industria, la infraestructura y la generación de empleo. “Santa Cruz tiene la capacidad para crecer, pero necesitamos inversiones concretas y acuerdos que generen una reactivación real”, afirmó.
El gobernador remarcó que el trabajo con ambas potencias busca fortalecer la producción y asegurar la continuidad de obras indispensables para Santa Cruz. “Queremos inversiones que se traduzcan en trabajo, infraestructura y crecimiento real en beneficio de nuestra gente”.
Vidal insistió en que la generación de empleo y el desarrollo de infraestructura deben estar por encima de cualquier disputa política o económica. “Nuestra administración está enfocada en avanzar con quienes quieran invertir y trabajar junto a la provincia”, finalizó.
La nueva megafactoría del fabricante de automóviles estadounidense Tesla en Shanghai, dedicada a la manufactura de sus baterías de almacenamiento de energía Megapacks, inició la producción este martes, marcando una expansión significativa de la presencia de la compañía en China.
Con una capacidad de producción anual inicial de 10.000 unidades, o 40 gigavatios-hora de almacenamiento de energía, esta megafábrica contribuirá significativamente a los objetivos globales de almacenamiento de energía de Tesla.
La firma prevé un aumento interanual del 50 por ciento en los despliegues de almacenamiento de energía en 2025. Con una superficie de unos 200.000 metros cuadrados, la nueva planta de Shanghai representa una inversión total cercana a los 1.450 millones de yuanes (202 millones de dólares), según la administración de la Zona Piloto de Libre Comercio del Área Especial de Lin-gang de China (Shanghai), donde se ubica la nueva instalación de Tesla.
Como dato a destacar, la producción en masa en la fábrica comenzó solo ocho meses después de que iniciara su construcción, lo que sirve como un nuevo ejemplo de la “velocidad de Tesla” en China, luego de que la Gigafábrica de Shanghai, la primera planta de Tesla en el centro financiero del oriente del país, que se construyera e inaugurara en un año en 2019. “Una vez más somos testigos de la increíble velocidad de Shanghai y de Tesla. Estoy emocionado de que esta fábrica inicie un año emocionante para Tesla”, declaró Mike Snyder, vicepresidente de la firma, en la ceremonia de lanzamiento el martes, y expresó su confianza en que la nueva planta se convierta en una piedra angular de la red de producción global de la compañía.
Industrias Metalúrgicas Pescarmona (Impsa), empresa mendocina encargada de producir equipamiento metalúrgico y soluciones integrales para la generación de energía, será adquirida por el grupo estadounidense Arc Energy, especializado en la provisión de equipos de procesamiento para la industria del petróleo y del gas.
La noticia fue confirmada por el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo. Se trata de primera empresa en ser privatizada durante el mandato del presidente Javier Milei. Arc Energy acercó la propuesta que fue preseleccionada. La empresa comprará el 85% de Impsa y se quedará con la participación del Estado nacional y la parte mendocina.
El grupo estadounidense asumirá una deuda que la compañía tenía con organismos de créditos multilaterales. Los problemas de la empresa argentina se deben a procesos licitatorios que no se concretaron y que empezaron a darle problemas financieros.
“Hoy, junto al Gobierno Nacional, concretamos la adjudicación definitiva y la firma del contrato de transferencia de las acciones de IMPSA, tras cumplir con todas las condiciones establecidas por el comité evaluador, en un proceso transparente y de mucho trabajo conjunto. ARC Energy, empresa especializada en la provisión de equipos de procesamiento para la industria del petróleo y del gas, es la adjudicataria. Le doy la bienvenida a Mendoza y destaco su profesionalismo durante todo este tiempo”, expresó Cornejo en su cuenta de X.
“Agradezco a todos los que participaron de este desafío que asumimos, convencidos de que debíamos lograr que IMPSA recupere su posición como un actor clave en el sector energético mundial, volviendo a ser una empresa privada que genere empleo, impulse la innovación y continúe proveyendo a diversas industrias del país”, agregó el gobernador.
Por último señaló que desde la provincia priorizan en encontrar un inversor confiable que garantice la continuidad operativa de IMPSA y preserve los puestos de trabajo. “Con esta acción, hemos reafirmado nuestro compromiso con quienes apuestan por el desarrollo de nuestra provincia”, completó.
Una refinería de petróleo de la región de Sarátov fue atacada anoche por drones ucranianos. El canal de Telegram Astra publica vídeos de residentes locales que muestran imágenes de un incendio en la refinería de petróleo de Saratov, que presumiblemente forma parte de Rosneft.
Los residentes locales informaron de explosiones cerca de la planta. Esta refinería ya fue atacada por drones el 14 de enero. El gobernador de la región de Saratov declaró que se habían producido daños en una “empresa industrial” tras la caída de los restos de un UAV.
“Las fuerzas de Defensa antiaérea han eliminado vehículos aéreos no tripulados. Se han producido daños en una empresa industrial de Saratov. Los servicios operativos están trabajando en los lugares de posible caída de restos. No hay víctimas preliminares”, escribió Roman Busargin.
Los canales de Telegram rusos progubernamentales también escriben sobre explosiones sobre Engels. Según los lugareños, se escucharon sobre el aeródromo militar local. No hay confirmación oficial de esta información.
Engels se encuentra en la orilla opuesta del río Volga desde Saratov y alberga una base de aviación estratégica rusa. El Ministerio de Defensa ruso afirma que durante la noche fueron derribados 40 drones, 18 de ellos sobre la región de Sarátov y 14 sobre la de Rostov, seis en la región de Briansk, dos en la de Volgogrado y uno en la de Bélgorod.
Mientras tanto, Ucrania impuso apagones de emergencia el martes por la mañana debido a los masivos bombardeos rusos. El ministro de Energía, German Galushchenko, declaró que las infraestructuras de gas estaban siendo atacadas.
“Hay otro ataque contra el sistema energético de Ucrania. Durante la noche, el enemigo atacó la infraestructura de gas. Desde esta mañana, el sector energético sigue en el punto de mira. Para minimizar las posibles consecuencias para el sistema energético, el operador del sistema de transmisión aplica urgentemente medidas de restricciones de emergencia de la electricidad“, escribió en las redes sociales.
Los gobiernos de Córdoba y Santa Fe, encabezados por Martín Llaryora y Maximiliano Pullaro respectivamente, enviaron una nota dirigida al jefe de Gabinete de la Nación, Guillermo Francos, manifestando la necesidad y conveniencia de llevar adelante un conjunto de obras en el Sistema de Transporte en Extra Alta Tensión de 500 kV en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), que además de resultar de importancia para el conjunto de actores del SADI, tienen relevancia para ambas provincias integrantes de la Región Centro.
Ambos mandatarios ratificaron la necesidad de que desde el Sistema Argentino de Interconexión en su conjunto se dé curso a la ejecución de las obras para poder asegurar un crecimiento federal, coordinado y armónico del Sistema de Transporte en 500 kV, permitiendo así hacer frente al déficit que presenta la capacidad de transporte eléctrico en la actualidad y fortalecer el crecimiento económico y social de todo nuestro país.
Fundamentan que la ejecución de estas obras permitirá “mayor seguridad en la operación del sistema eléctrico nacional que se encuentra en estado crítico, el desarrollo de nuevas inversiones en generación de energía en otras regiones del país que contarán con mayor capacidad para transportar su producción y afianzar el abastecimiento de energía a los usuarios de nuestro país”.
Además, remarcaron que las obras “han sido objeto de presentaciones, solicitudes y análisis previos en múltiples instancias por parte de las autoridades sectoriales y nacionales que intervienen en el estudio y definición de las obras a desarrollarse para la expansión del sistema de transporte eléctrico en nuestro país, que tal como es de vuestro conocimiento se encuentra en un estado crítico que afecta tanto a la demanda como a la oferta de energía del sistema en general”.
Detalle de las obras
El reclamo de los gobernadores está destinado a la ejecución del Proyecto Diamante-Charlone 500 kV y del Proyecto Santo Tomé-San Francisco Malvinas 500 kV, que tienen un importante efecto sobre el sistema eléctrico nacional, en tanto permiten incrementar la oferta de energía en cuanto a proyectos renovables como así también térmicos.
Estos posibilitarán desarrollar inversiones para captar y aprovechar el recurso renovable e incrementar la capacidad de transporte que dispone en el país, como así también disminuir el riesgo de colapso que el sistema muestra actualmente en múltiples nodos.
De esa manera se dará mayor robustez a la capacidad de abastecimiento de energía eléctrica al permitir el cierre de anillos en el sistema de transporte, generando circuitos alternativos para vincular la oferta con la demanda y garantizando condiciones de operación más versátil y confiable.
1) Proyecto Diamante-Charlone 500 kV, el cual contempla la ejecución de:
– Línea Extra Alta Tensión 500 kV entre Río Diamante (Mendoza) y Charlone (Bs.As.) con una longitud de 490 km.
-Estación Transformadora de 500/132 kV en la localidad de Charlone (Bs.As.) con una potencia de transformación de 600 MVA
-Correspondientes Líneas de Alta Tensión en 132 kV a Rufino (Santa Fe), a General Villegas (Bs.As.), a Laboulaye (Córdoba), a Realicó y General Pico (La Pampa).
-Repotenciación de las Estaciones Transformadoras de 132 kV de Rufino, General Villegas, Laboulaye, Realicó y General Pico.
2) Proyecto Santo Tomé-San Francisco-Malvinas 500 kV, con la ejecución de:
-Línea Extra Alta Tensión 500 kV entre Santo Tomé (Santa Fe), San Francisco (Córdoba) y Malvinas Argentinas (Córdoba) con una longitud de 300 km.
-Estación Transformadora de 500/132 kV en la localidad de San Francisco (Córdoba) con una potencia de transformación de 450 MVA.
-Estación Transformadora de 132 kV en San Francisco (Córdoba).
Más de 170 mil usuarios en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) están sin luz producto de la fuerte tormenta que azotó la zona en la madrugada de este martes. Desde el Ente Nacional Regulador de la Electricidad se informa que la empresa más afectada es Edenor.
En medio del temporal, con ráfagas superiores a los 80 km/h que provocaron la voladura de techos y caída de árboles, el ENRE comunica que en el AMBA hay más de 170 mil usuarios sin energía eléctrica.
En estos momentos Edesur tiene 71.043 usuarios sin energía, eléctrica, mientras que Edenor cuenta con 99.665 clientes sin luz.
En Edesur las zonas más afectadas son Almirante Brown, Avellaneda, Berazategui, Cañuelas, Esteban Echeverría, Ezeiza, Florencio Varela, Lanús, Lomas de Zamora, Presidente Perón, Quilmes, San Vicente y algunos barrios de Capital Federal.
Respecto a Edenor, las localidades perjudicadas son General Rodríguez, San Martín, La Matanza, Malvinas Argentinas, Marcos Paz, Merlo, Moreno, Pilar, San Fernando, San Isidro, San Miguel, Tigre, Vicente López y también algunas zonas de la Ciudad de Buenos Aires.
Esta situación se dio luego de que en la jornada del lunes, con una temperatura máxima que superó los 38 grados, se haya registrado un máximo de demanda de 30.240 MW en todo el país.
La demanda de energía eléctrica rompió un nuevo récord a nivel nacional este lunes 10 de febrero y algunas provincias se encuentran sin suministro en medio de la ola de calor que afecta a gran parte del país.
El mayor nivel de consumo se alcanzó cerca de las 14:30 cuando el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) registró una demanda superior a los 30.000 MW de potencia, según informó la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (Cammesa).
Con la marca registrada en el comienzo de la segunda semana del mes queda atrás el máximo previo de 29.653 MW alcanzado hace poco más de un año, exactamente el 1 de febrero de 2024.
Los territorios provinciales que están sufriendo cortes de luz son Córdoba, Corrientes, Chaco y Formosa y otras zonas del Noreste (NEA). También se detectan usuarios afectados en el Área Metropolitana de Buenos Aires, que se vienen incrementando con el correr de la tarde.
Actualmente, en la región metropolitana se reportan más de 15.000 usuarios sin servicio de electricidad, de los cuales 11.922 corresponden a Edesur y unos 5.688 a Edenor, según informa el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE).
Hace exactamente una semana también en medio de altas temperaturas se registraba un alto consumo eléctrico, pero no se pudo quebrar la cifra récord a raíz de que el sistema se desplomó por fallas en la distribución también en provincias del centro y norte del país.
El proceso de desvinculación de trabajadores de YPF en el norte de Santa Cruz avanza rápidamente en el marco del Proyecto Andes, que contempla la salida de la petrolera estatal de la provincia. Más de 1.700 empleados ya han aceptado el acuerdo de retiro voluntario, que incluye una indemnización del 120% de lo habitual.
Se estima que hacia fines de febrero se habrán liquidado un total de 2.500 trabajadores, acercándose al objetivo inicial de 3.000 desvinculaciones planteado por la empresa para los 10 pozos maduros en la región.
Este proceso comenzó con 400 trabajadores que se acogieron al retiro voluntario en un primer momento, y la cifra llegó a los 1.000 al finalizar enero, según publico La Opinión Austral.
Con el avance del acuerdo, más empleados se suman a la decisión de desvincularse. Según informaron fuentes locales, las negociaciones continúan y el número de trabajadores que optan por el retiro voluntario sigue creciendo.
En medio de este panorama, un audio de una asamblea sindical ha filtrado detalles sobre las negociaciones. En él, un dirigente sindical explica a los trabajadores los motivos detrás del ofrecimiento de una indemnización del 120%. El sindicalista destacó la complejidad de la situación debido a la salida de YPF de Santa Cruz y la falta de trabajo inmediato en la región, subrayando que el sindicato luchará por la defensa de los puestos laborales.
Según el delegado sindical, la indemnización ofrecida actualmente incluye un 20% adicional a lo estipulado por ley, lo que representa un 120% en total. En caso de que los trabajadores no acepten la oferta y se llegue a la próxima semana sin trabajo disponible, las indemnizaciones podrían reducirse al 50%, en línea con la legislación vigente en casos de falta de trabajo no imputable a la empresa.
Además de la indemnización, se mencionó la opción de reubicación de aquellos interesados en continuar trabajando en el sector petrolero, aunque se advirtió que este proceso podría llevar tiempo y no garantiza una continuidad laboral inmediata.
La decisión de YPF de rescindir contratos con las operadoras de los pozos maduros en Santa Cruz forma parte de una reestructuración más amplia para redirigir recursos hacia la explotación de Vaca Muerta. Mientras tanto, los trabajadores de la región continúan evaluando sus opciones en medio de un escenario laboral incierto.
En el marco del convenio firmado en agosto de 2024 entre la empresa Power China y el Gobierno de Catamarca, este miércoles se presentó al gobernador Raúl Jalil las propuestas para iniciar la construcción de los primeros 200 MW de energía solar en la provincia.
La reunión contó con la participación del vicegobernador Rubén Dusso, el representante de Power China en Argentina, Sr. He YiBo, y representantes de Shanghai Electric Power Construction Company, los señores Jiang Haifeng y Song Zhe.
Cabe recordar que el acuerdo inicial, durante la misión a China en agosto pasado, establece la ejecución de cuatro parques solares con una capacidad total de 600 MW. Estos proyectos, denominados “Catamarca Solar” (250 MW), “Las Carretas” (150 MW), “Los Caserones” (100 MW) y “Tres Quebradas” (100 MW), serán propiedad del Gobierno provincial al momento de solicitar financiamiento.
Desde el Gobierno destacaron que estos proyectos son fundamentales para el desarrollo de energía limpia en Catamarca, ya que representa una generación de 600 MW, el doble de la energía distribuida actualmente por la empresa provincial, y marcan un camino histórico en la transición hacia energías renovables en la provincia.
La ministra de Ambiente de la Provincia de Buenos Aires, Daniela Vilar, y el director general de Cultura y Educación, Alberto Sileoni, firmaron un convenio para finalizar la primera etapa del programa de acceso a Energías Limpias, “una iniciativa que busca mejorar las condiciones de estudio y trabajo en las escuelas rurales bonaerenses mediante el uso de energías renovables”, según se informó.
En un comunicado, el Ministerio de Ambiente señaló que “el objetivo es democratizar el acceso a energías limpias en zonas remotas sin conexión a la red eléctrica y al mismo tiempo reducir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero derivadas de la generación y el consumo de energía”.
Como parte de este programa, se instalaron paneles solares en escuelas rurales y ahora se sumarán los termotanques. “Detectamos que la mitad de las escuelas rurales tienen déficit de acceso al agua caliente sanitaria, por eso este año vamos a instalar termotanques solares. De no tener acceso, pasarán a convertirse en generadoras autónomas de una fuente continua de luz, energía y agua caliente”, explicó Vilar.
“Esta tecnología permite avanzar hacia un modelo energético más sustentable y, al mismo tiempo, mejorar la calidad de vida de las comunidades educativas. El cambio climático es una realidad y es nuestra responsabilidad reafirmar el compromiso con políticas públicas que impulsen la transición energética”, destacó por su parte Sileoni.
Ayer en nuestra Dirección de Cultura y Educación firmamos un Convenio con la ministra de Ambiente @danyvilar por medio del cual completamos la primera etapa del “Programa de Acceso a Energías Limpias” en escuelas rurales con la instalación de termotanques solares. pic.twitter.com/ZHU0snMTLI
“La transición hacia energías renovables no solo representa un avance ambiental, sino que también brinda soluciones concretas a necesidades esenciales, con costos más accesibles. Democratizar el acceso a la energía es clave para garantizar el Buen Vivir de las y los bonaerenses”, cerró el comunicado del Gobierno provincial.
A través de la Resolución 22/2025, la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación, eliminó el Registro Nacional de Infraestructura de Carga de Vehículos Eléctricos y Vehículo Híbridos Eléctricos, con el objetivo de quitar trabas burocráticas y promover el desarrollo del sector.
Esta medida deja sin efecto el registro obligatorio que fue creado en 2023 (Resolución 817/23) y se había convertido en un trámite engorroso, que no tenía un objetivo claro y sólo generaba más carga administrativa a las empresas y ciudadanos.
A su vez, la implementación de este empadronamiento significaba más intervención del Estado y un mal uso de los recursos públicos, sin traducirse en una mejora efectiva en la promoción de la movilidad eléctrica, ni en beneficios concretos para la ciudadanía.
Por el contrario, el registro ralentizó la instalación y expansión de puntos de carga, al agregar costos y tiempos innecesarios para el sector privado, como la presentación de formularios y documentación respaldatoria.
De esta manera, en línea con las políticas de reducción de la burocracia estatal, el Gobierno Nacional avanza con medidas concretas que le dan más libertad a los ciudadanos y a las empresas, y que les permiten ahorrar tiempo y recursos.
Mendoza continúa avanzando en su estrategia de desarrollo hidrocarburífero con la autorización de la cesión del Clúster Norte en el marco del Plan Andes. A través de esta medida, se otorga la operación de las áreas Barrancas, Vizcacheras, La Ventana, Mesa Verde, Ceferino y Río Tunuyán a la empresa Petróleos Sudamericanos SA.
Este hito marca la segunda cesión de áreas dentro del Plan Andes de YPF, siguiendo el precedente de Llancanelo a PCR en noviembre de 2024. La iniciativa refuerza la tendencia de reestructuración del sector, en la cual grandes operadoras delegan activos convencionales a empresas especializadas con un enfoque mayor en producción y desarrollo.
“Este modelo no solo permite revitalizar campos considerados maduros o marginales, sino también aumentar la producción, atraer inversiones y generar un impacto positivo en las comunidades locales”, destacó la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre.
Un modelo de revitalización para campos maduros
El traspaso de estas áreas refleja una tendencia creciente en la industria energética, donde grandes operadoras, como YPF, concentran sus esfuerzos en activos no convencionales, como Vaca Muerta, mientras transfieren áreas maduras a empresas especializadas.
La cesión implica la transferencia del 100% de la participación de YPF S.A. en estos activos a Petróleos Sudamericanos SA, asegurando la continuidad operativa y la implementación de nuevas estrategias de producción.
“Estas áreas representan una producción acumulada de 2.200 m³/d, lo que constituye aproximadamente 25% de la producción total de Mendoza”, señaló el director de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Ambiente, Lucas Erio.
Prórrogas y seguridad jurídica
El Gobierno de Mendoza está analizando el cumplimiento de condiciones para la prórroga de las concesiones de las áreas del Clúster Norte, cuyos vencimientos están próximos, específicamente Barrancas, Vizcacheras, La Ventana y Río Tunuyán, cuyos plazos expiran entre 2026 y 2027.
Esta medida busca fortalecer la seguridad jurídica y fomentar la inversión a largo plazo en estas áreas estratégicas.
La resolución de cesión del Ministerio de Energía y Ambiente establece un plazo de cuatro meses para que las empresas formalicen la escritura pública de cesión y concluyan los trámites administrativos. Además, garantiza que tanto la cedente como la cesionaria cumplan con todas las obligaciones legales y contractuales.
Asimismo, la resolución vela por la responsabilidad ambiental, exigiendo el cumplimiento de los estándares establecidos para el saneamiento de pasivos y el abandono de pozos, y garantiza una transición ordenada y sostenible.
Una tendencia en la industria: especialización y crecimiento
“Casos recientes, como la cesión de Llancanelo a PCR, confirman esta estrategia, asegurando que empresas con un enfoque más específico puedan potenciar la producción y maximizar el aprovechamiento de recursos. Otro ejemplo es la presentación reciente de las empresas CGC y VenOil, cuya solicitud busca aprobar la cesión de las áreas Piedras Coloradas y Cacheuta”, afirmó el director de Hidrocarburos.
Esta transición no solo mantiene la estabilidad productiva sino que también representa una oportunidad para atraer nuevas inversiones, generar empleo y fortalecer la producción local. La experiencia de operadores especializados garantiza una gestión eficiente y la adopción de tecnologías avanzadas para optimizar la explotación de los recursos.
Con esta decisión, Mendoza reafirma su compromiso con la gestión eficiente, la promoción de inversiones y la sostenibilidad del sector energético, consolidándose como un actor clave en la industria hidrocarburíferos nacional.
El sector minero viene de pasar un muy buen año, y eso se vuelve a confirmar con los datos dados a conocer por la Secretaría de Energía sobre las exportaciones mineras.
Entre enero y noviembre de 2024, Argentina registró exportaciones mineras por USD 4.115 millones, lo que representó un incremento del 15% respecto al mismo período de 2023.
Se espera que con la implementación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y una previsibilidad macroeconómica mayor, el sector experimente otro buen año en 2025.
Los metalíferos a la cabeza
En noviembre de 2024, los minerales metalíferos representaron el 84,0% de las exportaciones mineras, mientras que el litio aportó un 13,4%.
El resto de los minerales contribuyeron apenas con el 2,6% restante.
La implementación del autoservicio de combustible en las estaciones de servicio genera preocupación en el sector, ya que podría eliminar la figura del playero y afectar cientos de puestos de trabajo. Desde el Sindicato de Obreros y Empleados de Estaciones de Servicio de Neuquén y Río Negro se advirtió que se perderán alrededor de 70.000 puestos a nivel nacional y que constituye un peligro por la manipulación de combustibles.
Marcelo Sidorkevich, Secretario General SOESGyPE en diálogo con Radio 7 explicó: “Estamos preocupados porque finalmente llegó la medida que pretende implementar el autoservicio de combustible, estamos totalmente en contra porque se van a perder muchos puestos laborales y hay que sumarle que se pone en riesgo a los consumidores y a la sociedad con la seguridad”.
El Secretario General explicó que cada sector de la estación de servicio tiene su planta de empleados, el shopping tiene el plantel de trabajadores y los empleados destinados a los surtidores. Al tener cada sector su plantel determinado de trabajadores, se imposibilita la capacidad de cambiar de funciones a los playeros.
“Esta medida solo beneficia a las empresas, empresarios y petroleras. Lo dice el decreto reglamentario que esto apunta a mejorar la rentabilidad a costa que cortar la cabeza de los trabajadores. Porque los playeros van a empezar a sobrar” indicó Sidorkevich.
Uno de los argumentos utilizados para justificar la medida es que el autoservicio podría reducir el costo del combustible para los usuarios. Sin embargo, Sidokevich desacreditó esa posibilidad y sostuvo que las empresas insisten en que el precio está atrasado pese a los constantes aumentos. «El usuario se convertirá en un trabajador no rentado que hará la tarea del playero sin recibir nada a cambio» advirtió.
Además se subrayó los riesgos que implica la falta de personal capacitado en las estaciones de servicio, ya que los trabajadores de los surtidores se capacitan para la manipulación de combustibles.
“Se capacitan en la manipulación de combustibles, lubricantes, cómo actuar ante un derrame de combustible, cómo actuar ante un principio de incendio o cuando contaminas un auto. Además están para prevenir accidentes como cuando bajan con un cigarrillo en la boca” agregó Sidorkevich.
Hasta el momento, en Neuquén no hay surtidores de autoservicio en funcionamiento, pero la implementación solo implicaría la instalación de una pantalla con el instructivo para la carga de combustible.
El gremio espera que la Secretaría de Energía defina la reglamentación en los próximos 60 días y como sindicato participará en una reunión con la Federación de Obreros y empleados de estaciones de servicio para analizar medidas de acción directa ante la posibilidad de perder puestos laborales.
El 2024 será recordado como un año bisagra para la industria del petróleo y gas en Argentina. Según el Informe Anual de Producción de Oil & Gas, el país alcanzó niveles históricos en la producción de hidrocarburos, con la mayor extracción de crudo en 23 años y de gas en 21 años.
Sin embargo, detrás de estos números, hay un factor determinante: Vaca Muerta, que se consolidó como el motor de crecimiento del sector energético nacional.
Vaca Muerta: epicentro del auge petrolero y gasífero
Los datos son contundentes. Durante 2024, Vaca Muerta aportó el 55% del petróleo y el 50% del gas producido en Argentina, consolidando su liderazgo en la matriz hidrocarburífera del país.
Petróleo: la producción de crudo en la formación alcanzó un promedio de 390 mil barriles diarios (Mbbl/d), con un incremento del 27% en comparación con 2023.
Gas: con 70 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d), la producción aumentó un 20% interanual, representando la mitad del gas extraído a nivel nacional.
La actividad de perforación también registró un fuerte dinamismo, con 300 pozos de petróleo completados (un 27% más que en 2023) y 17.659 etapas de fractura, un incremento del 20% interanual. Además, la longitud promedio de ramas laterales en los pozos aumentó un 5%, alcanzando los 2.824 metros.
Las empresas protagonistas del boom energético
Las principales compañías que operan en la formación jugaron un rol clave en este crecimiento. En el segmento petrolero, YPF lideró con el 55% de la producción, seguida por Vista (15%) y Shell (8%). En el gas, Tecpetrol e YPF compartieron el liderazgo con un 23% cada una, y el yacimiento Fortín de Piedra se consolidó como el mayor productor de gas no convencional, aportando el 23% del total.
La Cuenca Neuquina, que alberga a Vaca Muerta, también rompió récords en 2024, con un crecimiento del 19% en petróleo y 10% en gas. En esta región, el 81% del crudo y el 84% del gas provienen de no convencionales, lo que confirma el cambio de paradigma en la explotación de hidrocarburos en Argentina.
Un país que produce más, pero con desafíos pendientes
Si bien el incremento en la producción posiciona a Argentina como un actor clave en la región, el informe también revela algunos desafíos. La caída del 43% en los pozos de gas completados indica un reacomodo de inversiones hacia el petróleo, en un contexto de precios más atractivos. Además, la infraestructura de transporte y la capacidad de almacenamiento siguen siendo cuellos de botella para maximizar el potencial exportador.
Las proyecciones indican que Vaca Muerta continuará expandiéndose, con una demanda creciente en el mercado interno y oportunidades en el comercio internacional. Sin embargo, para consolidar este crecimiento, será necesario avanzar en proyectos de infraestructura, como gasoductos y terminales de exportación de Gas Natural Licuado (GNL), así como en políticas de incentivos para la inversión.
El 2024 marcó un antes y un después en la industria hidrocarburífera argentina, y todo apunta a que Vaca Muerta seguirá siendo la gran protagonista en los próximos años. Su desarrollo no solo redefine el sector energético, sino que también tiene el potencial de transformar el perfil exportador del país y generar un impacto económico de largo plazo.
El Gobierno bonaerense autorizó hoy un aumento del 2 por ciento en las tarifas de electricidad para usuarios residenciales del interior provincial, con excepción del conurbano.
Según se publicó en el Boletín Oficial, el incremento de tarifas eléctricas para la Provincia de Buenos Aires, que incluye un ajuste del valor agregado de distribución (VAD), tendrá un impacto promedio del 2% en la factura final para los usuarios residenciales.
En ese sentido, por ejemplo, un usuario residencial N1 (ingresos altos) que pagaba $34.250/mes pasará a pagar ante el mismo consumo $34.840/mes.
En el caso de un usuario N2 (ingresos bajos) que pagaba por ejemplo $21.000/mes, ahora pagará $21.500.
El incremento, que se traslada a partir de mañana a los cuadros tarifarios, se verá reflejado en los consumos del mes de febrero que impactará en las facturas de marzo y abril.
Según lo dispuesto, la medida tendrá un impacto inmediato y es que el Artículo N° 29 de la norma indica que “la presente resolución entrará en vigencia a partir del día siguiente al de su publicación en el Boletín Oficial”.
Es decir que las próximas facturas de la empresa Edelap y de todas las prestatarias en territorio bonaerense llegarán con el nuevo ajuste.
El Gobierno nacional dio otro paso para desregular los precios del mercado de gas licuado (GLP) y modificó el Programa Hogares con Garrafas (Hogar). Se trata de las ayudas económicas que reciben familias más vulnerables sin acceso a la red de gas natural para la compra de garrafas.
Según justifica el texto oficial, estas disposiciones buscan transformar el mercado hacia un modelo “más competitivo, eficiente y sostenible” al reducir la intervención estatal y al establecer mecanismos nuevos que garanticen “precios justos, accesibles y que reflejen los costos reales”.
La Resolución 15/2025 publicada este viernes en el Boletín Oficial sostiene que el objetivo es “eliminar gradualmente los precios máximos regulados, permitiendo que el mercado determine los precios bajo oferta y demanda. De esta manera, se mantienen los precios de referencia per no serán vinculantes.
Además, se agrega que, “a través del Programa Hogares con Garrafas, se otorgarán subsidios a hogares de bajos recursos que no cuentan con gas por red, para garantizarles acceso a garrafas de GLP a precios diferenciales”.
También menciona que las empresas fraccionadoras tendrán mayor libertad para operar, eliminándose las asignaciones reguladas de cupos y bocas de carga. “Se implementa un esquema de supervisión para asegurar coherencia entre la capacidad operativa de los actores del mercado y los volúmenes adquiridos, publicando indicadores clave como el Volumen Máximo Permitido (VMP) en el sitio web oficial”, agrega el texto.
Cabe recordar que para 2024, el Gobierno estableció en la Resolución 394/2024 de la Secretaría de Energía los siguientes precios de referencia:
GeoPark Limited, la compañía energética independiente líder con más de 20 años de operaciones exitosas en América Latina, anunció su Programa de Trabajo 2025, aprobado por la Junta Directiva.
En Vaca Muerta, la compañía enfocará su trabajo en 10 y 12 pozos en los bloques Mata Mora Norte y Confluencia Sur, con una inversión estimada que rondará entre 195 y 220 millones de dólares.
Bloque Mata Mora Norte: enfocado en acelerar el crecimiento de la producción y las reservas mediante el desarrollo continuo del Bloque y la alineación con los requisitos de infraestructura crítica. 7-8 pozos de desarrollo brutos, además de la expansión necesaria de infraestructura y facilidades, para continuar optimizando las operaciones y entregar mayores volúmenes al mercado.
Bloque Confluencia Sur: enfocado en el continuo desriskeo del bloque a través de perforaciones de exploración que sigan la exitosa campaña de exploración de 2024. El CAPEX incluye 3-4 pozos de exploración brutos y el carry neto de la actividad exploratoria comprometida, lo que cumple con la obligación de GeoPark en su totalidad.
Por otra parte, también se prevén perforaciones en Colombia, con inversiones de hasta 90 millones de dólares, en los bloques Llanos 34, CPO-5, Llanos Exploración y Putumayo.
Bloque Llanos 34: enfocado en maximizar los factores recuperación en los yacimientos, gestionando el declive mediante una optimización de la producción base (inyección de agua, proyecto piloto de inyección de polímero, proyectos de aumento de tamaño de bombas y workovers), y maximizando la rentabilidad. 5- 7 pozos brutos de desarrollo, avanzada y de inyección, más infraestructura y facilidades.
Bloque CPO-5: la campaña de perforación se centrará exclusivamente en actividades de exploración, con la expectativa de 2-4 pozos de exploración. El yacimiento Índico ha sido completamente desarrollado, por lo que las actividades se concentrarán en gestionar su declive de producción a través de una campaña de workover.
Llanos Exploración: enfocado en aumentar la producción y las reservas mediante la delimitación y desarrollo de los nuevos descubrimientos en el bloque Llanos 123 (Toritos, Saltador y Bisbita), y la perforación de los primeros pozos de exploración en el bloque Llanos 104. 5-6 pozos brutos.
Putumayo: el yacimiento Platanillo ha sido cerrado debido a una alta estructura de costos y no tiene producción incluida en la guía de 2025. Las actividades en la cuenca se centrarán en continuar la campaña de exploración iniciada en el 4T2024 en el bloque PUT-8. 1-2 pozos brutos.
En un comunicado, se informó que “el Programa está diseñado para entregar valor en constante crecimiento a sus accionistas a través de una asignación disciplinada de capital, excelencia operativa y crecimiento sostenible.
Enfocado en el crecimiento a través de grandes activos, grandes cuencas y grandes proyectos.
Activos distintivos: Llanos 34, CPO-5, Vaca Muerta Cuencas diferenciadas: Convencionales y no convencionales Huella diversificada: Colombia, Argentina, Brasil
Desempeño a corto plazo, visión y objetivos a largo plazo Objetivo de 70.000 boepd a mediano plazo (2028), 100.000 boepd a largo plazo (2030). Sólida base orgánica potenciada por oportunidades inorgánicas que generan valor
Flexibilidad financiera y gestión responsable. Deuda neta sobre EBITDA 1,5-2,1x a USD 70-80/bbl Fuerte generación de flujo de caja (USD 120-180 millones en efectivo al final) Fuentes de financiamiento diversificadas disponibles; estrategia proactiva de cobertura
Retornos competitivos para los accionistas impulsando el crecimiento sostenible Mantenimiento de un dividendo anual de USD 30 millones
Detalles financieros Asumiendo un precio base del Brent de USD 70-80/bbl, GeoPark espera generar un EBITDA Ajustado[3]de USD 350-430 millones[4]en el 2025, más de 1,2 veces los gastos de capital totales y un ROACE superior al 30%.
Con el objetivo de articular acciones para mejorar la formación de profesionales y la mano de obra calificada para Vaca Muerta, el ministro de Trabajo y Desarrollo Laboral, Lucas Castelli, se reunió con el secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Rio Negro, Neuquén y La Pampa, Marcelo Rucci, y el secretario Adjunto, Ernesto Inal.
“El país está ante una oportunidad única, Neuquén es protagonista y no podemos desaprovecharlo, por eso blindar el desarrollo de Vaca Muerta también significa proteger el acceso al empleo que tienen los neuquinos y neuquinas, y el futuro de esta reserva es con nuestra gente adentro”, aseguró ministro Castelli.
Sobre las capacitaciones brindadas, se mencionó que es prioridad que los neuquinos que ya están formados, ocupen los puestos de trabajo que la industria requiere.
Rucci puso a disposición del ministro la base de datos de 1500 currículums que tiene el sindicato y sostuvo que “como resultado de las capacitaciones que venimos realizando tanto desde Emplea Neuquén como también las que ha realizado el sindicato, muchísima gente está formada y lista para incorporarse a la industria. Por eso, es fundamental que las empresas puedan referenciarse con esta política pública”.
Durante el encuentro las partes coincidieron en la importancia de garantizar condiciones seguras para los trabajadores del sector.
Los rendimientos de las renegociaciones de los contratos petroleros se invertirán en equipamiento en Seguridad, Salud, Vialidad y las Comisiones de Fomento. Así lo definió el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, que ayer se reunió con su Ministro de Economía para realizar una evaluación del cierre del año 2024 para Río Negro en materia económica y financiera. Además, analizaron las proyecciones financieras para el 2025, y la programación económica para los próximos meses.
En ese marco, el gobernador informó que uno de los temas abordaros fue “la inversión que se realizará con los fondos obtenidos con la prórroga de los contratos de concesiones hidrocarburíferas, que serán destinadas a tecnología para la seguridad, equipamiento para la Policía, así como ambulancias para el traslado de pacientes de los distintos hospitales de la provincia. También está prevista la compra de camionetas y patrulleros destinados a la Policía y vehículos para las Comisiones de Fomento”, explicó.
Parte de los fondos serán destinados a la compra de maquinarias para optimizar el trabajo de Vialidad Rionegrina atendiendo los más de 7.000 kilómetros de rutas provinciales, entre las que se encuentran motoniveladoras, palas cargadoras, topadoras, camiones volcadores, carretones, casillas, y tanques de combustible, entre otros.
En materia de seguridad, se invertirán U$S 9 millones en modernización, que convertirá a Río Negro en la provincia con tecnología más avanzada para la prevención y lucha del delito. “Próximamente se realizará un llamado a licitación durante enero para avanzar en la compra del equipamiento tecnológico. Se incorporarán nuevas herramientas para constituir el anillo vial provincial y hacer un seguimiento y control de todo el movimiento que hay en las distintas rutas, ciudades, pueblos y parajes”, subrayó Weretilneck.
La jornada de trabajo incluyó además un análisis de la recaudación provincial, las previsiones en este sentido para este año, así como los primeros resultados del plan de pagos adelantados de los distintos impuestos provinciales, en marcha desde el presente mes.
Además de aspectos propios de la recaudación se trabajó sobre los ingresos y egresos financieros del Estado rionegrino, los próximos compromisos a cumplir en este marco, las distintas variables macroeconómicas en el presente contexto nacional y provincial, así como el comportamiento de los gastos para el funcionamiento de la Administración Pública Provincial.
El Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza trabaja a tiempo completo en la remediación del crudo derramado por un camión de la empresa transportadora TN Cuyana SA en la Ruta Nacional 40, cerca de la salida de la Ruta Provincial 186, en Malargüe.
Aunque se constató que no hubo afectación de cauces, de flora y de fauna, una vez culminadas las tareas, se tomarán muestras del suelo y de los cauces cercanos.
En un trabajo conjunto entre personal de la Dirección de Protección Ambiental (DPA), la Dirección de Hidrocarburos y Vialidad Provincial, para la remediación se están utilizando cuatro camiones bateas, una retroexcavadora y cuadrilla para evitar afectar animales o plantas.
El derrame ocurrió el miércoles 22 de enero. Una denuncia ciudadana alertó al personal de la DPA, a la Policía y a Vialidad Provincial. Al arribar, los efectivos constataron que el camión cisterna se encontraba estacionado sobre la banquina, con evidentes signos de manipulación: el precinto de seguridad estaba cortado y la válvula de descarga, abierta, mientras que el chofer no estaba presente.
El hidrocarburo derramado total es de 35 metros cúbicos, se extendió a lo largo de aproximadamente 300 metros y contaminó un área estimada de entre 500 y 600 metros cuadrados.
Una vez dado el aviso por parte de la DPA, la empresa transportista activó su protocolo de emergencia y desplegó equipos y personal especializado para contener el crudo y colaborar con las tareas de remediación. Las acciones de remediación incluyen también barreras de contención para evitar la mayor propagación del hidrocarburo.
“Se seguirán tomando muestras luego de la remediación para realizar todo el seguimiento y control del pasivo”, informó la subsecretaria de Ambiente del Ministerio de Energía y Ambiente, Nuria Ojeda. “Más allá de la remediación, se exigirá un plan ambiental por parte de la empresa”, destacó.
El Ministerio de Energía y Ambiente ha solicitado informes a la empresa para iniciar una investigación exhaustiva y determinar las causas del derrame. Una vez que se conozcan las causas del incidente, se aplicarán las sanciones correspondientes.
Las 200 cooperativas eléctricas del interior bonaerense están en alerta. Con grandes deudas que arrastran desde hace un tiempo y a la espera de un plan de pagos con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), trazan al unísono una situación: “Corremos peligro de desaparecer”.
Mientras el Gobierno nacional presiona para que las distribuidoras y cooperativas no incluyan tasas o conceptos ajenos a la facturación eléctrica, la Federación de Cooperativas de Prestadores Eléctricos de la Provincia de Buenos Aires (APEBA) se reunió este jueves en Olavarría para trazar una situación compleja del sector.
Allí, informaron que están a la espera de una inminente decisión de la administración de Javier Milei de oficializar el decreto para que las distribuidorasingresen a un plan de pagos para refinanciar sus deudas. Sin embargo, lo que podría ser un alivio, también es un problema. Según denunciaron las cuotas y los intereses serán muy altos, lo que pone en riesgo de desaparecer a varias instituciones.
“Hoy la situación de las cooperativas es muy grave. Hasta cuando comenzó la pandemia, alguna cooperativa podía tener problemas de pago a nuestro proveedor, Cammesa. Un mes o atrasarse 15 días. Pero nunca hemos tenido los problemas que tenemos hoy” describió el titular de APEBA Oreste Binetti. “Con los aumentos que hubo de energías, algunas podemos llegar a estar pagando el 100% de la factura, pero tenemos una deuda, que tenemos que firmar en estos días, muy importante cada cooperativa con Cammesa, que no sabemos cómo vamos a hacer para cumplir con eso”, agregó en conferencia de prensa.
A fin de año Cammesa aprobó un plan de pagos para que las distribuidoras y cooperativas de todo el país normalicen su deuda de unos 1.000 millones de dólares por la energía que no abonaron en el último tiempo, con la justificación de que no tenían tarifas suficientes para cubrir sus costos.
El plan de pagos establece que las distribuidoras podrán saldar sus deudas con un período de gracia de un año y luego tendrán otros 6 años -72 meses- para regularizar sus cuentas, con una tasa de interés diferencial. En ese sentido, Binetti puso el ejemplo de la cooperativa de Luján, y dijo que a los 2.200 millones de pesos que pagan mensualmente por la provisión de energía deberían sumar unos 400 millones más de interés. “Hoy no estamos en condiciones para poder hacerlo. Corremos peligro de desaparecer. Lo que necesitamos es un plan, mucho más amplio y accesible para lo que estamos pasando” afirmó.
La deuda de 79 distribuidoras y cooperativas con Cammesa suma en total $ 2,35 billones. De esos, unos $ 1,14 billón ya había tenido acuerdos de normalización antes de 2023 y otros $ 111.684 millones durante 2024. Por ende, quedaron $ 1,1 billón (US$ 1.000 millones) sin normalizar este año, la mayor parte por el efecto de la devaluación de diciembre 2023 y la demora del Gobierno nacional y las provincias en otorgar aumentos de tarifas para las distribuidoras que regulan.
El sector cooperativo viene reclamando, paralelamente, que el Gobierno de Axel Kicillof autorice un incremento mayor para las tarifas de luz, a efectos de destinar ese dinero para pagar parte de la deuda con Cammesa. Pese a las negociaciones, hasta ahora la postura de la Provincia es que ese es un conflicto derivado de “una relación entre privados”. Ni la posible intervención judicial de cinco cooperativas bonaerenses por pedido del Instituto Nacional de Asociativismo y Economía Social (INAES) movió la postura.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, se reunió este martes por la tarde con el presidente electo de Uruguay, Yamandú Orsi, en Montevideo. El encuentro marcó la agenda energética regional y busca posicionar el gas y el petróleo de la cuenca neuquina.
De la reunión participaron además el futuro secretario de la presidencia, Alejandro Sánchez y el canciller Mario Lubetkin.
“Venimos a construir confianza para que nuestros recursos puedan ser utilizados en beneficio de una integración latinoamericana”, aseguró Figueroa y destacó la posibilidad de lograr un “win-win” a partir de monetizar el subsuelo. “Sabemos que otros países pueden crecer a partir de nuestro gas, a partir de nuestro petróleo, y creemos que tenemos una grandísima oportunidad generacional para generar bienestar para toda nuestra gente”, agregó.
El gobernador detalló que “estuvimos hablando especialmente de la posibilidad de compra del gas de Vaca Muerta, le interesa muchísimo a Uruguay, hoy los ductos están utilizados en menos del 15%, ellos también tienen la ambición de que el caño que va a Brasil pase por acá”.
Figueroa reconoció el diálogo previo con el ministro de Economía y de Energía de la Nación, Luis Caputo, como así también, la necesidad de “reconstruir confianza” y revertir una situación similar a la que se vivió con Chile, donde no se había respetado un contrato, previamente firmado.
El mandatario neuquino fue invitado a la próxima asunción del candidato ganador del Frente Amplio y anticipó la continuidad de las charlas.
“Fue muy buena la reunión y quedamos para seguir el trabajo ahora en una mesa técnica” que incluirá además de la representación de Argentina y Uruguay, la participación del ministro de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele.
Actualmente Uruguay destina 50 millones de dólares de subsidios por año. Acceder al gas de Vaca Muerta no solo le permitiría al vecino país tener mejores costos de energía para la industria, sino también la calidad de provisión, reduciendo los costos del gas domiciliario.
Por su parte, Orsi reconoció una gran admiración por Neuquén y se comprometió además a visitar la provincia. “Es un placer poder conocer a la gente que hace cosas por la región y por la Argentina” y reconoció que en un futuro “tenemos la obligación de materializar la verdadera integración”.
El gobernador neuquino ya se había reunido con el presidente de Brasil, Lula Da Silva, y en mayo del año pasado también visitó Houston, donde mantuvo encuentros con directivos de la empresa energéticas brasileña, que analizaron las opciones de inversión en la cuenca neuquina.
La provincia superó los 9.000 millones de dólares en las inversiones en Vaca Muerta durante el 2024, que permitieron aumentar la producción de petróleo hasta los 447.000 barriles diarios y de gas natural hasta los 109,6 millones de metros cúbicos diarios.
En el marco del juicio por la expropiación de YPF, Argentina le brindará información detallada a los Estados Unidos sobre la ubicación del oro del Banco Central y otros activos estratégicos. Se trataba de un pedido que el fondo Burford Capital le había realizado a jueza del Tribunal del Distrito Sur de Nueva York, Loretta Preska, ya que pretenden determinar los bienes que pueden embargarse para cubrir el pago de una indemnización por u$s16.100 millones.
La magistrada ha criticado en varias ocasiones al Gobierno por presentar resistencia a aportar la documentación solicitada, al señalar que “se ha invertido más tiempo y dinero en defender la entrega de estos documentos que en realizar dicha entrega”.
La defensa argentina había argumentado que el oro no pertenece al Estado y que “la República no posee información sobre ningún movimiento de las reservas de oro”, ya que eso pertenece al “ámbito exclusivo de BCRA”. Sin embargo, esto fue desestimado por la jueza. La entrega de la información está programada para el 28 de febrero.
Juicio por YPF: qué información pide la jueza Loretta Preska
Entre los datos que Argentina debe proporcionar se encuentran:
*Ubicación del oro: detalles sobre dónde se encuentran las reservas del Banco Central. *Cuentas soberanas: Información sobre cuentas bancarias tanto en Argentina como en Estados Unidos, incluyendo aquellas pertenecientes a diplomáticos y embajadas. *Activos potencialmente embargables: Datos sobre otros activos que podrían ser sujetos a embargo en el marco del juicio.
Chubut recibió una megainversión para ampliar el Parque Eólico de Aluar en Puerto Madryn. El gobernador Ignacio Torres resaltó la relevancia de este proyecto. Con nuevos molinos, el parque generará 580 megavatios, equivalentes al consumo total de la provincia.
La inversión, realizada por Aluar, refuerza el compromiso con energías renovables. El proyecto fue anunciado por Javier Madanes Quintanilla, presidente de la compañía. Además, cuenta con el apoyo del Gobierno Nacional y de organismos internacionales.
Torres destacó la previsibilidad y transparencia como pilares para atraer inversiones. “Cuando hay reglas claras, las inversiones llegan”, afirmó el gobernador. Este parque es solo el primero de varios proyectos similares que se esperan en la región.
Los componentes de los nuevos molinos ya se encuentran en Puerto Madryn. Estos equipos serán instalados en los próximos meses, aumentando la capacidad del parque. Se espera que el proyecto esté operativo para abastecer las demandas de Aluar y otras industrias.
Chubut ha captado la atención de mercados internacionales por sus condiciones únicas. Sus puertos de aguas profundas y recursos naturales lo posicionan como un destino ideal para inversiones. Representantes de la Unión Europea y otros países ven a la provincia como un actor estratégico.
El gobernador también destacó reuniones con líderes internacionales. “Trabajamos para consolidar a Chubut como un referente en energías limpias”, expresó. Estas gestiones buscan diversificar la economía y fortalecer la matriz energética provincial.
El proyecto no solo impactará en términos energéticos, sino también laborales. Generará cientos de puestos de trabajo directos e indirectos en la región. Esto refuerza el compromiso de la gestión con el crecimiento económico y social.
Torres subrayó la importancia de mirar al futuro con visión estratégica. “Las inversiones que llegan hoy son el resultado de políticas coherentes”, indicó. Este enfoque ha permitido a Chubut destacarse en el ámbito nacional e internacional.
El Parque Eólico ampliado también reforzará la competitividad de las exportaciones locales. Con energía más eficiente, las industrias de la región tendrán costos más competitivos. Esto permitirá a Chubut afianzarse en mercados globales.
El gobernador calificó el proyecto como un ejemplo de gestión eficiente. “Estamos construyendo una provincia con bases sólidas para las próximas décadas”, afirmó. Este tipo de iniciativas marca un cambio significativo en el perfil productivo de la región.
El proyecto cuenta con el apoyo de organizaciones multilaterales como la Unión Europea. Representantes de Alemania, Japón y Emiratos Árabes han mostrado interés en colaborar. La demanda internacional por energías limpias sigue en aumento, beneficiando a Chubut.
Con este parque, la provincia avanza hacia una matriz energética sostenible. El objetivo es abastecer no solo las demandas locales, sino también exportar energía renovable. Este modelo podría replicarse en otras regiones del país.
El presidente Donald Trump suspendió las nuevas concesiones federales de energía eólica marina a la espera de una revisión ambiental y económica, diciendo que los molinos de viento son feos, caros y dañan la fauna.
“No vamos a hacer lo del viento. Molinos de viento grandes y feos. Arruinan el vecindario”, afirmó. Sin aportar pruebas, dijo que los proyectos eólicos marinos eran el motivo del aumento de muertes de ballenas frente a la costa este de Estados Unidos en los últimos años.
Y añadió: “Son la forma de energía más cara que se puede tener, con diferencia. Y matan a las aves y arruinan los hermosos paisajes”.
Un comunicado de prensa de la Casa Blanca dijo que Trump emitió una acción ejecutiva suspendiendo las concesiones de energía eólica marina de todas las áreas de la plataforma continental exterior de Estados Unidos, a la espera de una revisión ambiental y económica. No se espera que la orden afecte a los proyectos de energía eólica marina de Estados Unidos que están llevando a cabo empresas como Orsted, Avangrid, Copenhagen Infrastructure Partners y Dominion.
La medida despertó preocupación entre los representantes de la energía eólica, que dijeron que la posición de Trump chocaba con la promesa de Trump de maximizar la producción nacional de energía. La oposición de Trump a la energía eólica representa un giro de 180 grados con respecto a su primer mandato, cuando su administración había tratado de fomentar el desarrollo de la energía eólica marina.
La suspensión se produjo en paralelo al plan de Trump de maximizar la producción estadounidense de petróleo y gas, al tiempo que retiraba a Estados Unidos del pacto climático de París de 2015, destinado a luchar contra el calentamiento global.
Pampa Energía suministrará electricidad proveniente de sus parques eólicos ubicados en Bahía Blanca, por un plazo de 10 años, a Mastellone Hnos, que a través de esta compra, refuerza su estrategia de sustentabilidad en el mercado. Con esta adquisición, el 80% de la energía consumida de las plantas de la empresa alimenticia es de origen renovable.
Recientemente la compañía había anunciado que, desde diciembre de 2024, el 63% de sus operaciones provenían de fuentes de energías limpias. A comienzos del año pasado esa cifra rondaba el 28%.
“Este salto -explican desde la empresa- representa un importante hito en la trayectoria de la empresa que alcanza sus operaciones en el Complejo Industrial Pascual Mastellone (General Rodríguez), Complejo Industrial Victorio Mastellone (Trenque Lauquen), Mastellone San Luis (Villa Mercedes, San Luis), Canals (Córdoba), Leubucó, Junín y Mercedes”.
Así, como resultado de los acuerdos recientemente firmados, sumado a una serie de iniciativas implementadas por la compañía en los últimos años, la huella de carbono de la compañía se reducirá 24,3% desde 2019 a la fecha.
“Hemos trabajado fuertemente en proyectos que además de mitigar el impacto de las operaciones de la compañía, contribuyan positivamente al cuidado del medio ambiente. Este acuerdo es un claro ejemplo de los proyectos de triple impacto sobre los que seguiremos apostando”, asegura Juan Oyarzabal, Director de Operaciones Industriales de Mastellone Hnos. S.A.
Por su parte, Pampa Energía viene creciendo en el mercado de renovables desde hace tiempo.
A partir de 2018 la compañía desarrolló y adquirió parques eólicos por un total de 527 MW de potencia instalada. De esta manera, sus inversiones en el sector renovable suman más de U$S 1.000 millones.
Actualmente, la empresa es una de las mayores generadoras de energía eléctrica del país, con una potencia total de 5.472 MW, a través de nueve centrales térmicas, tres centrales hidroeléctricas y cinco parques eólicos.
Además, según datos de CAMMESA, es la empresa privada que más energía genera desde 2018, con un aporte del 15% sobre el total de la Argentina. En septiembre del año pasado, mediante una inversión de U$S 260 millones, Pampa Energía inauguró su sexto parque eólico en el sudeste de la provincia de Buenos Aires y alcanzó los 427 MW de generación eólica.
Se trata del Parque Eólico Pampa Energía VI (PEPE VI) de Bahía Blanca, compuesto por 31 aerogeneradores marca Vestas, y una potencia instalada de 140 MW, equivalentes al consumo aproximado de 200.000 hogares.
La Directora de la Fundación Encuentro y especialista en materia energética, Cecilia Garibotti, reflexionó sobre las medidas anunciadas por Donald Trump para la energía en Estados Unidos. En sus declaraciones, destacó el impacto crítico que las decisiones en materia energética tienen en el desarrollo económico y social de cualquier nación.
Garibotti señaló que la reciente declaración de emergencia energética nacional en Estados Unidos, la primera en la historia de ese país, pone en evidencia la importancia del costo de la energía para la estabilidad económica. Para el gobierno de Estados Unidos, los altos precios representan una “amenaza activa” para los sectores más vulnerables y la industria, agricultura y transporte estadounidense.
En este contexto, el mandatario parece priorizar en este segundo mandato la producción local de energía para reducir costos y garantizar energía accesible para hogares e industrias.
MUY breve resumen de qué dijo Trump sobre energía, qué promete hacer y cómo nos puede impactar? Spoiler: al final el costo de la energía es re importante y no está bueno pagar caro si querés desarrollar tu industria. pic.twitter.com/2kjjcYSgSx
En contraposición, Garibotti advirtió sobre el rumbo de las políticas energéticas en Argentina, donde se discute la posible privatización del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, una infraestructura clave para transportar gas natural y abaratar los costos de la energía eléctrica. “Mientras que en Estados Unidos el gobierno dicta normas para reforzar su infraestructura energética buscando abaratar la energía, acá estamos discutiendo entregar al mercado una obra financiada con recursos de todos los argentinos. Este gasoducto funciona como una herramienta estratégica para garantizar energía accesible, y ha sido crucial para llegar a una balanza comercial energética récord en 2024. Dárselo a privados iría en contra de nuestras familias e industria”, expresó.
La especialista también subrayó cómo las medidas de Trump contrastan con la actual política argentina. “En la orden ejecutiva que firma Trump se dice explícitamente que hay actores actores hostiles, tanto estatales como no estatales, que han abusado de su capacidad para provocar oscilaciones drásticas en los mercados internacionales y agrega que un suministro doméstico de energía asequible y confiable es un requisito fundamental para la seguridad nacional y económica de cualquier nación”. La energía asequible y la seguridad energética son dos pilares que han sido dejados de lado por el gobierno. Así, “mientras Estados Unidos trabaja para blindar a sus ciudadanos de los vaivenes internacionales en los precios de los combustibles, especialmente en un mundo inestable por guerras y tensiones comerciales. En Argentina, parece que se persigue lo contrario: aceptar los precios internacionales y trasladar esa carga directamente a los hogares”, declaró.
Asimismo, la ex Subsecretaria de Planeamiento Energético, destacó que las políticas de Estados Unidos podrían plantear desafíos directos para Argentina. La expansión de la producción de gas natural licuado (GNL) en Estados Unidos podría reducir el atractivo de Vaca Muerta para los inversores y presionar los precios internacionales, afectando la rentabilidad de las exportaciones argentinas de GNL, que aún requieren grandes inversiones en infraestructura. “También vamos a tener una mayor competencia para pelear por abrir nuevos mercados”.
Sin embargo, Garibotti también identificó oportunidades estratégicas para Argentina. “Podemos posicionarnos como un proveedor confiable y neutral en medio de las tensiones geopolíticas, ofreciendo petróleo, gas y minerales críticos como el litio, y enfocarnos en el mercado de bajas emisiones. Aunque Estados Unidos pueda alejarse del Acuerdo de París, si el resto de los países desarrollados mantiene sus compromisos climáticos, Argentina podría destacarse con una oferta energética sostenible y de bajas emisiones. Esto no solo permitiría atraer inversiones, sino también fortalecer nuestra competitividad en un mercado global que valora cada vez más las cadenas de suministro sostenibles.”
Finalmente, Garibotti señaló que debemos estar atentos a cómo este contexto geopolítico impactará en el crecimiento argentino. Recordó que Estados Unidos ha amenazado con imponer tarifas a la Unión Europea si no incrementan sus compras de petróleo y gas estadounidenses, lo que plantea interrogantes sobre cómo influirán estas políticas en los mercados en los que compite Argentina.
La generación de energía renovable en Argentina alcanzó un hito sin precedentes al cerrar el año 2024 con la mayor producción de energía limpia de su historia. Este avance fue impulsado principalmente por los proyectos eólicos y solares, que consolidaron un crecimiento sostenido en el sector y superaron toda la producción registrada en 2023 en tan solo 11 meses.
Según el informe de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), noviembre fue el mes más destacado para el segmento renovable, con una generación total de 2.249 GWh. Este récord mensual, además, marcó el tercer mes consecutivo en el que la producción superó los 2.000 GWh, una cifra inédita en el sector.
El segmento eólico fue el mayor contribuyente, con una generación de 1.539 GWh, superando el registro histórico alcanzado en septiembre. Este incremento representó un aumento del 8% respecto a octubre, consolidando a los parques eólicos como líderes en la transición energética nacional.
La energía solar rompió marcas
Por su parte, el segmento solar también rompió marcas. Con una producción de 446 GWh en noviembre, registró su segundo mes consecutivo de máximos históricos, aumentando su rendimiento en un 11% respecto al mes anterior. Este avance posiciona al país como un actor destacado en la generación fotovoltaica regional.
Las centrales hidroeléctricas renovables, con una potencia inferior a 50 MW, también realizaron una contribución significativa. Durante noviembre, estas centrales generaron 173 GWh, marcando un incremento del 30% respecto a octubre. Este nivel fue superado solo en marzo, lo que subraya su rol clave en la matriz energética renovable.
Adicionalmente, las plantas de biogás y biomasa aportaron 42 GWh y 49 GWh, respectivamente, completando un panorama donde la diversidad de fuentes renovables fue esencial para alcanzar este récord.
En el acumulado anual, entre enero y noviembre de 2024, la generación renovable alcanzó los 20.679 GWh, un incremento del 13% respecto al mismo período del año anterior. Este desempeño destaca el impacto de la nueva potencia instalada y el continuo desarrollo de proyectos renovables.
Los logros de 2024 responden no solo a la ampliación de la infraestructura, sino también a políticas que han fomentado el desarrollo de energías limpias. Estas políticas han posicionado a Argentina como un referente en la transición energética regional, mostrando un compromiso con la reducción de emisiones de carbono.
La industria renovable mira ahora hacia el futuro con expectativas optimistas. Los datos finales de diciembre, que se conocerán en el presente mes de enero, definirán la nueva meta a superar en 2025 y consolidarán el rol de las energías limpias en la matriz energética nacional.
La inspección en la planta de Álcalis de la Patagonia (ALPAT) se realizó con el objetivo supervisar el cumplimiento de las normativas ambientales, haciendo foco en el monitoreo de material particulado PM10.
“Realizar estos controles es fundamental para garantizar la calidad del aire y proteger tanto a las personas como al entorno natural,” explicó la secretaría de Ambiente y Cambio Climático, Judith Jiménez.
Durante la inspección se verificaron los sistemas de monitoreo y control de emisiones, la frecuencia de las mediciones y la calibración de equipos. Además, se revisaron los sistemas de tratamiento y disposición de efluentes líquidos y gaseosos, así como la gestión de residuos peligrosos y sólidos del proceso productivo.
La Secretaría realiza monitoreos de calidad del aire mensuales y semestrales en el área para asegurar el cumplimiento de los estándares establecidos. Los resultados de esta inspección se incluirán en un informe técnico, y en caso de detectarse incumplimientos, se tomarán las medidas legales necesarias y se establecerán plazos para implementar correcciones.
“Seguiremos trabajando para garantizar que las actividades industriales se realicen en armonía con el cuidado ambiental y la salud de nuestra comunidad, cumpliendo con la normativa ambiental en toda la provincia” concluyó Jiménez.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) convocó a una Audiencia Pública para el 25 de febrero con el objetivo de discutir las propuestas de tarifas para el transporte de energía eléctrica.
Lo hizo a través de la publicación en el Boletín Oficial de la Resolución 74/2025. El evento se llevará a cabo a las 8,30 horas y se podrá participar de forma virtual a través de una plataforma digital, cuya información se publicará en el sitio web del ENRE.
La audiencia se enmarca en el Proceso de Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) que definirá los cuadros tarifarios que aplicarán las empresas concesionarias durante el período 2025-2029.
Esta convocatoria se produce luego de un proceso que comenzó en diciembre de 2023, cuando el Poder Ejecutivo Nacional declaró la emergencia del sector energético, incluyendo la generación, transporte y distribución de energía eléctrica.
A partir de esa declaración, se inició una revisión tarifaria que debía culminar con la entrada en vigencia de nuevos cuadros tarifarios a fines de 2024. Sin embargo, la emergencia se prorrogó hasta julio de 2025, extendiéndose también el plazo para la definición de las nuevas tarifas.
El objetivo de la audiencia es “poner en conocimiento y escuchar opiniones sobre las propuestas tarifarias” presentadas por las empresas”:
COMPAÑÍA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ALTA TENSIÓN TRANSENER SOCIEDAD ANÓNIMA (TRANSENER S.A.)
EMPRESA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR DISTRIBUCIÓN TRONCAL DE LA PROVINCIA DE BUENOS AIRES SOCIEDAD ANÓNIMA (TRANSBA S.A.)
EMPRESA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR DISTRIBUCIÓN TRONCAL DE LA PATAGONIA SOCIEDAD ANÓNIMA (TRANSPA S.A.)
EMPRESA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR DISTRIBUCIÓN TRONCAL DE CUYO SOCIEDAD ANÓNIMA (DISTROCUYO S.A.)
ENTE PROVINCIAL DE ENERGÍA DEL NEUQUÉN (EPEN)
EMPRESA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR DISTRIBUCIÓN TRONCAL DEL NORESTE ARGENTINO SOCIEDAD ANÓNIMA (TRANSNEA S.A.)
EMPRESA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR DISTRIBUCIÓN TRONCAL DEL NOROESTE ARGENTINO SOCIEDAD ANÓNIMA (TRANSNOA S.A.)
EMPRESA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR DISTRIBUCIÓN TRONCAL DEL COMAHUE TRANSCOMAHUE SOCIEDAD ANÓNIMA (TRANSCOMAHUE S.A.)
Podrán participar de la audiencia a toda persona física o jurídica, pública o privada, que invoque un derecho subjetivo, interés simple o derecho de incidencia colectiva.
Las personas jurídicas podrán participar a través de sus representantes. Para participar, los interesados deberán inscribirse en el Registro de Participantes a través de la página web del ENRE entre el 8 y el 22 de febrero.
El gobierno nacional avanza sobre las cooperativas eléctricas de la provincia de Buenos Aires, advierte el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos bonaerense. A partir de la decisión nacional de prohibir que las distribuidoras y cooperativas eléctricas incluyan tasas o conceptos ajenos en la facturación del servicio público de distribución de energía eléctrica, “el escenario de las pequeñas distribuidoras municipales corre peligro”.
La Resolución 267/2024 de la Secretaría de Industria y Comercio del Ministerio de Economía de la Nación, publicada en el Boletín Oficial en septiembre, “no solo pretende avasallar competencias provinciales propias, sino que además perjudica directamente a las cooperativas eléctricas más pequeñas que cumplen un rol social fundamental en localidades bonaerenses”.
Según explica el Ministerio de Infraestructura de la provincia, el marco regulatorio que rige en el ámbito bonaerense, prevé la posibilidad de incluir conceptos ajenos en la facturación del servicio eléctrico. “La factura, como documento, configura un instrumento para otorgar operatividad al derecho de los usuarios, y les provee directamente información adecuada y veraz no solamente sobre su modalidad de consumo, sino también sobre sus derechos y obligaciones relacionados con el servicio público de electricidad”.
Pero a su vez, la provincia ha dictado diversas normas reglamentarias y complementarias a los fines de su implementación. “Es por ello que la resolución nacional no resulta de aplicación directa”, y cita el artículo 25 de la Ley 24.240 de Defensa del Consumidor: “Los servicios públicos domiciliarios con legislación específica y cuya actuación sea controlada por los organismos que ella contempla serán regidos por esas normas y por la presente ley. En caso de duda sobre la normativa aplicable, resultará la más favorable para el consumidor”.
El avance del Gobierno sobre las Cooperativas
Pero el gobierno nacional no solo avanza sobre los conceptos ajenos de la factura, sino también sobre conceptos inherentes, propios del servicio público. Tal como informara en un comunicado el Organismo de Control de la Energía Eléctrica de la provincia de Buenos Aires (Oceba), la resolución nacional intenta quitar de la factura conceptos como el de contribución provincial, contribución municipal o el del Fondo Provincial de Compensaciones Tarifarias. Este último “tiene el propósito de compensar las diferencias de costos propios de distribución reconocidos entre los distintos concesionarios provinciales y municipales, y posibilita que usuarios de características similares de consumo en cuanto a uso y modalidad, abonen por el suministro iguales cantidades de energía eléctrica e importes equivalentes independientemente de las particularidades a que den lugar su ubicación geográfica o forma de prestación”.
Este Fondo, argumenta Infraestructura, resulta de vital importancia para la estabilidad del sistema eléctrico provincial en tanto que asegura la prestación uniforme de los servicios públicos en cuanto a la continuidad, calidad y precio. “Preserva la equidad e igualdad entre todos los prestadores y contribuye a alcanzar un régimen tarifario y de prestación de servicios único”. En la provincia, 197 de los 204 prestadores de servicios eléctricos reciben este fondo. Durante 2023, las cooperativas con menos de 5.000 usuarios, que representan más del 75% de las prestadoras del sector, fueron destinatarias del 77% de los aportes. “Esta asignación resalta el carácter redistributivo hacia las distribuidoras de menor tamaño, fortaleciendo su rol en el sistema eléctrico provincial”. “La ausencia del Fondo Compensador pondría en riesgo la capacidad de una gran cantidad de cooperativas para sostener el servicio eléctrico en toda la provincia”, se concluye en el comunicado.
Por otro lado, la Ley 10.740, en concordancia con el marco regulatorio vigente, permite la inclusión de la tasa por alumbrado público en las facturas de energía eléctrica, considerándolo concepto eléctrico propiamente dicho. “Es decir que la inclusión del Fondo provincial de compensaciones tarifarias como el alumbrado público son conceptos inherentes a la prestación del servicio público, mientras que los conceptos ajenos si cumplen con el procedimiento de autorización por parte del Oceba para su incorporación en la facturación pueden ser incluidos”.
Así, “la decisión del gobierno nacional avasalla el marco regulatorio provincial y atenta contra las cooperativas eléctricas bonaerenses, fundamentales para garantizar el acceso a la electricidad en áreas que a menudo no son atendidas por grandes empresas eléctricas, y por consiguiente para el desarrollo económico y social de esas comunidades”, concluye el comunicado del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos bonaerense.
El Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires prepara la presentación del Sistema Integrado de Movilidad Urbana, un ambicioso programa que incluye la compra de 214 vagones de subtes y la incorporación de colectivos eléctricos para mejorar el transporte público.
“Queremos que moverse sea una experiencia más cómoda, segura y rápida, con un servicio de transporte moderno, eficiente y previsible, y al mismo tiempo cuidar la sustentabilidad del ambiente; que conviva con un tránsito ordenado y una infraestructura de primer nivel”, expresó el jefe de Gobierno porteño, Jorge Macri, en la previa de la presentación del nuevo sistema de movilidad.
El Sistema Integrado de Movilidad Urbana incluye nuevas propuestas de movilidad con un enfoque sustentable de transición energética, como la primera línea de colectivos eléctricos y el TramBUS.
La primera línea de colectivos totalmente eléctricos unirá Plaza San Martín con Parque Lezama, mientras se estudia la factibilidad de extender el recorrido hasta La Boca. Serán inicialmente 12 unidades en circulación que están siendo fabricadas en China. La primera unidad para comenzar las pruebas experimentales está en camino a Buenos Aires y se espera su llegada en los próximos días.
Los vehículos serán conducidos por mujeres y transportará a alrededor de 500.000 personas por año permitiendo devolverle conectividad al Casco Histórico. Circulará por una zona del centro porteño que quedó sin transporte de pasajeros cuando las distintas líneas trasladaron sus recorridos al Metrobus de la avenida 9 de Julio o de Paseo Colón-Leandro Alem.
Además se sumará el servicio de trambuses, vehículos también eléctricos y de mayor capacidad, que comenzará a funcionar con una flota de 20 unidades y conectará Ciudad Universitaria con Retiro facilitando la transferencia de pasajeros a la red ferroviaria, el subte y el Metrobus. Su implementación demandará una inversión de 27,7 millones de dólares.
El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, dijo el lunes que es probable que su administración deje de comprar petróleo a Venezuela y que está mirando “con mucha atención” al país sudamericano.
“Era un gran país hace 20 años y ahora es un desastre”, afirmó Trump a los periodistas en el Despacho Oval horas después de su investidura. “No tenemos que comprar su petróleo. Tenemos petróleo de sobra para nosotros”.
Richard Grenell, enviado de Trump para misiones especiales, afirmó antes que habló con varios funcionarios en Venezuela y que comenzaría las reuniones a primera hora del martes, días después de que la administración saliente de Biden impusiera nuevas sanciones al gobierno del presidente Nicolás Maduro.
“La diplomacia está de vuelta”, dijo Grenell en una publicación en la red social X revelando sus llamadas iniciales. “Hablar es una táctica”.
Grenell, quien se desempeñó como jefe de inteligencia en funciones al final del primer mandato de Trump, también planea reunirse con funcionarios de la oposición venezolana en Washington el martes, según una fuente conocedora del asunto.
El Ministerio de Comunicación de Venezuela no hizo comentarios sobre las palabras de Trump ni sobre las gestiones de Grenell.
Las exportaciones de petróleo de Venezuela a Estados Unidos se dispararon un 64%, a unos 222.000 barriles por día (bpd) el año pasado, convirtiéndolo en su segundo mayor mercado de exportación detrás de China, que adquirió 351.000 bpd, un 18% menos en comparación con el año anterior.
Desde 2019, la industria petrolera venezolana ha estado bajo sanciones estadounidenses diseñadas para frenar sus ingresos petroleros. No obstante, desde 2022 se ha permitido a Chevron que envíe crudo venezolano a Estados Unidos para recuperar los dividendos no pagados de los socios de la empresa conjunta.
El petróleo experimentó un fuerte descenso después de que el flamante presidente de Estados Unidos, Donald Trump, declaró una emergencia energética en su primer día en el cargo, avivando la preocupación por una mayor producción de Estados Unidos en un mercado que se espera que tenga un exceso de oferta este año.
El crudo Brent bajó u$s1,04, o un 1,3%, a u$s79,11 por barril, mientras que el petróleo ligero estadounidense WTI para febrero perdió u$s1,69, o un 2,2%, a u$s76,19 por barril.
Los futuros del WTI para marzo, que se negocian más activamente bajaron un 1,9%, a u$s75,93 el barril. El lunes no hubo actividad en el mercado estadounidense debido a un feriado.
“A fin de cuentas, no hay escasez de petróleo”, dijo Robert Yawger, analista de Mizuho, quien señaló que la producción de petróleo de Estados Unidos está en niveles récord y que el grupo de productores OPEP+ todavía tiene unos 5,86 millones de barriles diarios de producción restringida. “Lo que escasea es la demanda. Si el refinador no necesita fabricar más combustible, no va a comprar el crudo”, acotó.
Este año se prevé un exceso de oferta en el mercado del petróleo, porque la debilidad de la actividad económica y los esfuerzos de transición energética lastraran la demanda en los principales países consumidores, Estados Unidos y China.
La Administración de Información Energética estadounidense (EIA) reiteró el martes sus expectativas de que los precios del petróleo bajen tanto este año como el próximo.
“El fuerte crecimiento mundial de la producción de petróleo y otros líquidos y el menor crecimiento de la demanda presionan a la baja los precios”, escribieron el martes los economistas de la EIA.
El nuevo presidente estadounidense también dijo que su administración “probablemente” dejaría de comprar petróleo a Venezuela, lo que limitaba las pérdidas. Estados Unidos es el segundo mayor comprador de petróleo venezolano después de China.
Trump también prometió rellenar las reservas estratégicas, aunque los analistas cuestionaron si eso supondría algún cambio en la demanda de petróleo.
Argentina cerró el 2024 con un superávit en la balanza comercial energética de US$5.668 millones, el más alto en 18 años.
En diciembre, Argentina registró un superávit de la balanza comercial energética de US$852 millones, y cerró el año con el superávit energético más alto de los últimos 18 años.
Argentina cerró el 2024 con un superávit en la balanza comercial energética de USD 5.668 millones, el más alto en 18 años.
Exportaciones: 9.677 millones Importaciones: 4.009 millones
El sector energético se consolida como uno de los motores de crecimiento para el país. pic.twitter.com/wzChYMdPvY
El país acumuló US$5.668 millones en el año gracias al crecimiento de las exportaciones y una importante reducción de las importaciones, señaló la Secretaría de Energía, en un comunicado.
Durante 2024, las exportaciones de combustibles y energía crecieron 22,3%, alcanzando los US$9.677 millones. Este valor representa 12,1% de las exportaciones totales de Argentina.
Además, el país al que más se exportó energía fue Chile, por US$2.844 millones, 74,1% más que 2023.
A su vez, las importaciones de combustible y lubricantes se redujeron 49,4% interanual en este período, totalizando los US$4.009 millones.
En particular, en diciembre, las exportaciones sumaron US$1.032 millones, de los cuales US$5.473 millones tuvieron que ver con la venta de aceites de petróleo.
Por su parte, las importaciones totalizaron los US$180 millones, lo que significa una caída de 42,9% con respecto al mismo mes de 2023.
“El sector energético se consolida como uno de los motores de crecimiento para el país”, destacó la secretaría a cargo de María Tettamanti.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) advierte sobre la circulación de correos electrónicos y/o mensajes de texto / WhatsApp a nombre de EDENOR o EDESUR, que anuncian cortes programados del servicio eléctrico. La comunicación incluye un link a una página web en principio diseñada para seguir en tiempo real la evolución de los trabajos de reparación y conocer la hora estimada de restitución del suministro.
Estos mensajes son falsos. Al accionar el link en cuestión, el usuario desprevenido habilita el ingreso a su teléfono celular o computadora y, de esta manera, a información sensible y aplicaciones vinculadas a cuentas bancarias y billeteras virtuales.
Ni EDENOR, ni EDESUR, ni el ENRE envían correos electrónicos y/o mensajes de texto / WhatsApp con links a mapas o registros de afectaciones del servicio eléctrico. Debe ser ignorada toda comunicación de estas características, a nombre de las distribuidoras y de este Ente Regulador.
Laura Alonso, vocera del Gobierno de la ciudad de Buenos Aires, explicó cómo accionará el jefe de Gobierno porteño, Jorge Macri, tras el nuevo corte de luz que afectó a 60.000 usuarios en plena ola de calor.
Al menos hasta el lunes a la mañana, 5.730 usuarios de Edesur seguían sin luz en los barrios de Liniers, Versalles, Caballito, Barracas, Boedo, Parque Avellaneda, Recoleta, San Nicolás, Parque Patricio, San Cristóbal, Villa del Parque, General Mitre y Villa Soldati”.
En el caso de Edenor, 19 usuarios continúan sin servicio eléctrico en Palermo y Villa Urquiza. “Como verás, la zona sur es la más afectada”, afirmó Laura Alonso en declaraciones a Radio Mitre, quien remarcó que “llegamos a tener más de 60.000 porteños sin luz” y consideró que “es una situación grave que el gobierno de la Ciudad, dentro de las posibilidades, ha tratado de acompañar”.
“Las compañías, especialmente Edesur, es responsable de la falta de servicio eléctrico y el ENRE, que es el Ente Regulador Nacional, debe obligar a las compañías no sólo a prestar el servicio, sino también a resarcir a todos los vecinos respecto de los costos y los inconvenientes causados”, afirmó la vocera.
“Lamentablemente la autonomía de la ciudad de Buenos Aires todavía está recortada y es una de las demandas de lo que queremos cambiar”, afirmó Alonso, quien remarcó que la Ciudad busca “ser parte del ENRE para entender mejor cómo se controla desde el gobierno nacional a estas compañías”.
“Ni siquiera nosotros todavía tenemos una explicación oficial respecto de lo que ha sucedido, imagínate los vecinos que están sufriendo esta situación que hemos tratado de paliar dentro de las responsabilidades que tiene el gobierno de la Ciudad que son limitadas”, explicó la vocera.
Cómo continúa la situación en la Ciudad
“Estamos solicitando no sólo a las compañías sino también al ENRE que depende del gobierno nacional, explicaciones respecto a esta situación y también para fortalecer la autonomía de la Ciudad estamos demandando un cambio para que la ciudad de Buenos Aires, como lo hacen todas las provincias, tenga voz en los entes reguladores de los servicios públicos, tanto electricidad, de gas y de provisión de agua”, remarcó.
La vocera indicó que la Ciudad continuará con el acompañamiento de los barrios afectados, pero aclaró que en este momento hay cerca de 5.800 personas sin luz. “En Versalles, Liniers, Caballito, ahí seguramente van a estar los equipos de la Ciudad, pero siempre 103 ante cualquier emergencia y emergencias médicas, 107″, indicó Alonso.
El CEO de la petrolera de mayoría estatal YPF, Horacio Marín, buscará potenciar aún más sus inversiones en Vaca Muerta. En esa línea, días atrás emitió en el mercado internacional una Obligación Negociable por US$1.100 millones y recompró papeles que vencían este año por US$750 millones. De esa forma, mejora el perfil de vencimientos y podrá aumentar los gastos de capital (Capex) para el 2025.
La compañía tendrá varios objetivos este año, tras un 2024 en el cual el valor del equity aumentó más del 150%, por encima de la inflación en Argentina (117,8%). Entre otros, dos de los proyectos insignia de la actual administración: la construcción del oleoducto VMOS (Vaca Muerta Sur) y el proyecto de GNL que toma otro impulso tras el ingreso de Shell en reemplazo de Petronas. También aumentar la producción de gas y petróleo en la cada vez más competitiva cuenca neuquina.
Para eso, la empresa que tiene al Estado Nacional como principal accionista avanzó en una colocación de YPF Ley Internacional 2034, que adjudicó US$1.100 millones, con una tasa de corte de 8,5%. Para este papel la compañía recibió ofertas por US$1.900 millones, “lo que sigue evidenciando un interés significativo por los activos argentinos”, según el broker Grupo Invertir en Bolsa (IEB).
Según publicó Bloomberg Línea, en la nota de Mariano Espina, poco más del 70% de lo recibido fue para recomprar obligaciones negociables con vencimiento el 28 de julio del 2025 (US$757 millones). El viernes 17 de enero la empresa anunció el resultado de la oferta de recompra con un cupón del 8,5% y una adhesión del 42%: US$315 millones. Acto siguiente, y para el resto del circulante de ese papel, YPF realizó un rescate obligatorio donde se pagó al 100% más la prima compensatoria, por un total de US$442 millones.
En suma, la empresa deberá enfrentar vencimientos por cerca de US$925 millones en 2025. La diferencia entre la colocación internacional y los US$750 millones será destinada a esta deuda y a inversiones.
Además de sumar más inversiones a Vaca Muerta, YPF prevé para el 2025 acelerar con la venta de activos que, según el nuevo directorio, no tiene que ver con el núcleo de los negocios de YPF y no tienen un impacto significativo en el Ebitda, como sucedió en 2024 con la operación de campos maduros. Estas son las filiales YPF Chile, YPF Brasil y Metrogas. No así Profertil, que cuenta con el 50% de las acciones. Tampoco YPF Luz, que recibió la aprobación del primer proyecto RIGI y anotará uno más junto a Central Puerto.
Las tarifas de los servicios públicos aumentaron 345% en un año, mientras que en enero de 2025 un hogar promedio del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) necesitó $144.775 para cubrir sus necesidades energéticas, de transporte y de agua potable en el hogar.
De acuerdo a un informe del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP), dependiente de la UBA y el Conicet, este gasto aumentó 3% con respecto a diciembre y 345% en comparación con el mismo mes de 2024.
“El aumento mensual del 3% en la canasta de servicios lo explica un aumento de la energía eléctrica y del agua del 10,9% y 1% respectivamente que no llegan a compensarse por la caída en el gasto en gas natural del 0,9%”, sostiene el informe.
Según el reporte, “en la desagregación interanual por servicio se observa que el incremento más importante fue en la factura de transporte con un aumento del 385% respecto a enero de 2024 y es explicado por los aumentos tarifarios ya que no existe estacionalidad en este gasto. El gasto en energía eléctrica aumentó 270% y en gas 559% mientras que se observa un incremento del 321% para el agua”.
De los 345 puntos totales, 137 fueron aportados por el gasto en transporte, mientras que energía eléctrica, agua y gas aportaron 94, 68 y 46 puntos porcentuales respectivamente.
Estas subas, que afectan a los usuarios del conurbano bonaerense, tienen una contracara: la caída de los subsidios que distribuye el Estado nacional. Efectivamente, según el IIEP, estos fondos cayeron en un 39% en términos reales promediando los cuatro servicios públicos. De esta manera, los hogares pasaron de cubrir el 32% del costo real (febrero del 2024) al 53% de los costos (porcentaje al que se llegó en octubre y desde entonces se mantiene estable).
La canasta de servicios públicos del AMBA de enero representa el 11,7% del salario promedio registrado estimado para enero ($1.238.608). “El peso del gasto en transporte representa el 39% de dicho gasto y es significativamente más elevado respecto de los restantes servicios”.
La empresa YPF firmó este martes un Memorándum de Entendimiento con las empresas Oil and Natural Gas Corporation (OIL), Gas Authority of India Limited (GAIL) y Oil and Natural Gas Corporation Videsh Limited (OVL) también de la India para la exportación de GNL. El acuerdo tiene como objetivo estimado de hasta 10 millones de toneladas al año.
Además, el acuerdo contempla la cooperación en litio y otros minerales críticos, y la exploración y producción de hidrocarburos.
De la firma del acuerdo, que se llevó a cabo en la ciudad de Nueva Delhi, participaron el ministro de Petróleo y Gas Natural, Hardeep Sinh Puri; el secretario de Petróleo y Gas, Pankaj Jain; el director ejecutivo de desarrollo de negocios de OIL, Ranjan Goswami; el director ejecutivo de LNG de GAIL, Satyabarata Bairagi; el vicepresidente de desarrollo de negocios de OVL, Swati Sathe; y el presidente y CEO de YPF Horacio Marín.
“Es una enorme satisfacción poder avanzar con la India en este acuerdo para abastecerlos potencialmente de gas. Estamos convencidos de que el país tiene una oportunidad de convertirse en una exportador de energía y lograr el objetivo buscado por toda la industria de generar ingresos por 30.000 millones de dólares en los próximos 10 años”, destacó el presidente de YPF.
“Quiero agradecer el compromiso y la dedicación del Embajador argentino en la India y todo su equipo que desde el primer momento se involucraron y contribuyeron a alcanzar este objetivo” concluyó Marín.
La firma del Memorándum cerró exitosamente la gira que inició el presidente de YPF en enero de este año por Israel, Corea y Japón con la finalidad de generar interés y abrir esos mercados al gas producido de Vaca Muerta.
El intendente de Añelo, Fernando Banderet, participará de la asunción presidencial de Donald Trump, el próximo 20 de enero. La novedad fue anunciada por el propio Banderet a través de sus redes sociales. “ Añelo por primera vez, en un hecho histórico fue invitado a la asunción de un presidente en Estados Unidos”, señaló a través de la red social Facebook.
“Siento un enorme orgullo de recibir, las invitaciones formales por parte de autoridades estadounidenses para participar de la toma de mando del sr. presidente electo Donald Trump”, agregó.
“Este gesto del país norteamericano, es el reflejo de un enorme trabajo para posicionar en la vidriera del mundo a nuestra localidad”, resaltó Banderet. “Sin especulaciones y sin más que el trabajo de todas las familias añelenses son las bases con las que la comunidad internacional ve necesario incluirnos en los acontecimientos históricos globales”,enfatizó.
“Agradezco la invitación y tomo con muchísima responsabilidad la representación de mis vecinos. Añelo es y será un actor de primera línea para el proceso de crecimiento de nuestro país”, precisó Banderet.
La invitación a la asunción de Trump fue de COMUN SED Internacional, una entidad que trabaja en cooperación con la ONU y que lo convocó para representar a su ciudad en un evento de relevancia mundial.
Banderet permanecerá en Estados Unidos hasta el 27 de enero y participará en la firma de convenios estratégicos que podrían abrir nuevas oportunidades para Añelo en el ámbito internacional.
No será la primera vez que el jefe comunal de la localidad cabecera de Vaca Muerta visite Estados Unidos. Ya estuvo presente en reuniones organizadas por la Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina (AmCham).
En julio del 2024 había integrado una comitiva nacional invitada por Am Cham y el Instituto Argentino del Petroleo y Gas (IAPG). Recorrió las oficinas de Shell y presenció las ponencias de las operadoras PAE, Vista, Brent, BTU y Chevron, en Washington.
Además, en agosto de 2023 participó en un encuentro realizado en Neuquén como parte del programa de energía de AmCham, en colaboración con el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG).
Cabe recordar que el cargo el 20 de enero, en una ceremonia que combina tradiciones centenarias con protocolos modernos, Donald Trump asumirá como el 47 presidente de Estados Unidos. Este evento, que se celebra en el Capitolio de Washington D.C., reúne a líderes políticos, miembros del Congreso, jueces de la Corte Suprema y ciudadanos.
Los inspectores de la Policía Ambiental Minera (PAM), dependiente de la Dirección de Minería y la Dirección de Protección Ambiental del Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza, realizaron controles exhaustivos en minas de tercera categoría (canteras) en Luján de Cuyo.
Los inspectores verificaron las Guías de Transporte de Minerales, que deben cumplir con estrictas normas , como indica el Código de Procedimiento Minero. Además, evaluaron los aspectos ambientales, legales y de higiene y seguridad de las operaciones.
Como resultado, se labraron actas y se constató que una de las canteras no estaba cumpliendo con las medidas de protección ambiental establecidas por el Código y demás normativas ambientales mineras.
Tras detectar las irregularidades, la PAM ordenó paralizar las actividades de la cantera involucrada y dio inicio a las actuaciones necesarias para imponer las sanciones contempladas en el nuevo Código de Procedimiento Minero de Mendoza.
Las medidas incluyen:
* Clausura de las actividades.
* Imposición de multas al canterista, al transportista y al destinatario de los áridos involucrados.
La empresa argentina Pluspetrol prevé salir por primera vez a los mercados en el país, después de la adquisición de los activos de ExxonMobil en Vaca Muerta. La empresa de la familia Rey obtuvo la aprobación de la Comisión Nacional de Valores para emitir obligaciones negociables.
Según publicó Bloomberg Línea, la autorización será para emitir hasta un total de US$1.000 millones que se irá estructurando en forma escalonada en la medida que sus inversiones lo requieran. Las inversiones lo requerirán posiblemente en el corto plazo, para la inyección de capital que demandan los activos adquiridos a la estadounidense Exxon por US$1.700 millones.
Tras esa adquisición, la empresa ejecutó su opción para ser accionista en el Proyecto Vaca Muerta Sur, que encabezado por YPF construirá un oleoducto para transportar crudo desde la cuenca neuquina hasta el Océano Atlántico y exportar más de 500 mil barriles diarios a partir del 2027. En esta iniciativa, Pluspetrol sumará capacidad firme de transporte, almacenaje y despacho de 80 mil barriles diarios.
Cabe recordar que la casa matriz de Pluspetrol está en Países Bajos. Operan, además de en Argentina, en Ecuador y en Perú. Y tienen oficinas en Estados Unidos y en Uruguay. En el país tienen también presencia en el sector del litio, con más de 320 mil hectáreas en las provincias del norte: aún no cuenta con proyectos en construcción. En 2022, cuando la tonelada de litio oscilaba los US$80.000, Lítica Resources (subsidiaria de Pluspetrol) vendió el proyecto Pozuelos-Pastos Grandes por US$960 millones.
Las empresas de Vaca Muerta que incumplan las normativas vigentes recibirán multas más elevadas. Así lo definió el gobierno de la provincia al actualizar los valores del régimen sancionatorio establecido en la Ley 2453 de Hidrocarburos.
El aumento será del 591 por ciento respecto a los valores que estaban vigentes desde 2023, iniciando en $3.257.222 y pudiendo alcanzar -según el tipo y grado de incumplimiento- $1.085.738.225.
Ese porcentaje surge de la variación acumulada que registró el Índice de Precios al Consumidor de Bienes y Servicios para la ciudad de Neuquén, publicado por la Dirección Provincial de Estadísticas y Censos de la Provincia, desde enero de 2023 -fecha de la última actualización- hasta octubre de 2024.
La nueva escala rige desde hoy, por la publicación del decreto 53/2025 en el Boletín Oficial.
Nuevos montos
Con esta nueva escala, la sanción mínima será de $3.257.222 y la máxima variará según el caso. El monto mayor establecido, de $1.085.738.225, aplicará si el incumplimiento se refiere a la seguridad en las actividades de fraccionamiento, transporte, distribución y comercialización de gas licuado de petróleo.
Para incumplimientos vinculados a la seguridad en las actividades que realizan las empresas de hidrocarburos las sanciones podrían llegar a $4.342.952.898. En cambio, si se trata de incumplimientos vinculados a las reglamentaciones técnicas sobre exploración, explotación y transporte podrían ser de hasta $217.147.637.
También se multará con hasta $54.286.909 a quienes no cumplan con las solicitudes de información que emitan las autoridades
El Gobierno de Río Negro cerró el 2024 con un balance positivo en el interés que demostraron las operadoras hidrocarburíferas por la formación Vaca Muerta dentro del territorio provincial, un sector de la cuenca que no había tenido desarrollo hasta el momento. La empresa Phoenix Global Resources lideró este impulso, logrando buenos resultados exploratorios y abriendo nuevas expectativas a futuro. Este desempeño generó un efecto multiplicador, atrayendo inversiones en áreas que el Gobierno provincial puso en licitación durante el año.
“La formación Vaca Muerta está demostrando un enorme potencial en el lado rionegrino de la cuenca. Las inversiones de Phoenix han sido clave para demostrar que hay oportunidades reales de desarrollo en nuestras áreas”, expresó la secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya, en una de las presentaciones realizadas a lo largo del año.
Phoenix Global Resources logró hitos importantes en su desarrollo en el área Mata Mora en Neuquén en el límite interprovincial, lo que no sólo consolidó su apuesta por Río Negro, sino que incentivó el interés a otras empresas como Cápex, que presentó una propuesta de inversión para el área Cinco Saltos Norte.
“Las operadoras están visualizando el potencial que ofrece nuestro territorio en la formación no convencional. Confiamos en que esta tendencia se mantenga durante el 2025, consolidando a Río Negro como un actor clave en la matriz energética nacional”, destacó Moya.
Como parte de su compromiso exploratorio en Río Negro, Phoenix registró y procesó 228 kilómetros cuadrados de sísmica 3D en las áreas de Confluencia Norte y Sur, datos actualmente en fase de interpretación y fundamentales para la planificación de nuevos pozos. La empresa, que invirtió más de 85 millones de dólares en esta primera etapa, ya produce con su primer PAD (plataforma de perforación compartida) de tres pozos horizontales unos 4.500 barriles de petróleo por día (bbl/d), casi el 20% de la producción total de Río Negro.
Por otra parte, con la apertura de sobres para el área Cinco Saltos Norte se cerró el año. Allí, CAPEX presentó una oferta económica de USD 6,85 millones, que incluye un plan de exploración con trabajos de reprocesamiento sísmico 3D y la perforación de un pozo con rama lateral sobre la formación Vaca Muerta. Actualmente se están culminando los procedimientos previos para la adjudicación correspondiente, con el fin de que pueda iniciar su plan de trabajo.
De ese modo, con una estrategia que combina el trabajo técnico del Gobierno provincial y la apuesta del sector privado, Río Negro cerró el 2024 afianzando su rol en el desarrollo de recursos no convencionales y proyectando un 2025 lleno de oportunidades para la inversión hidrocarburífera.
En el marco del convenio firmado en agosto de 2024 entre la empresa Power China y el Gobierno de Catamarca, este miércoles se presentó al gobernador Raúl Jalil las propuestas para iniciar la construcción de los primeros 200 MW de energía solar en la provincia.
La reunión contó con la participación del vicegobernador Rubén Dusso, el representante de Power China en Argentina, Sr. He YiBo, y representantes de Shanghai Electric Power Construction Company, los señores Jiang Haifeng y Song Zhe.
Cabe recordar que el acuerdo inicial, durante la misión a China en agosto pasado, establece la ejecución de cuatro parques solares con una capacidad total de 600 MW. Estos proyectos, denominados “Catamarca Solar” (250 MW), “Las Carretas” (150 MW), “Los Caserones” (100 MW) y “Tres Quebradas” (100 MW), serán propiedad del Gobierno provincial al momento de solicitar financiamiento.
Desde el Gobierno destacaron que estos proyectos son fundamentales para el desarrollo de energía limpia en Catamarca, ya que representa una generación de 600 MW, el doble de la energía distribuida actualmente por la empresa provincial, y marcan un camino histórico en la transición hacia energías renovables en la provincia.
La demanda mundial de petróleo aumentó estacionalmente en el cuarto trimestre de 2024, registrando un fuerte crecimiento anual de 1,5 millones de b/d, según el Oil Market Monthly Report de enero de 2024 de la Agencia Internacional de la Energía (AIE).
Se trata del nivel más elevado desde el cuarto trimestre de 2023, superando en 260.000 b/d la previsión anterior de la AIE.
Según la AIE, el aumento del consumo se vio impulsado por la bajada de los precios de los combustibles, el clima más frío en el hemisferio norte y la abundancia de materias primas petroquímicas.
El crecimiento anual se estima ahora en 940.000 b/d para 2024, con una aceleración hasta 1,05 millones de b/d en 2025 a medida que las perspectivas económicas mejoren marginalmente. La demanda mundial de petróleo alcanzará los 104 millones de b/d en 2025.
“Tras un comienzo relativamente suave de la temporada de calefacción invernal, el tiempo se volvió decididamente más frío en diciembre en Canadá, las regiones septentrionales y centrales de EE.UU., gran parte de Europa, Rusia, China y Japón. La media de grados-día de calefacción fue significativamente superior a la de hace un año y ligeramente superior a la media de los últimos 5 años, lo que impulsó la demanda de petróleo”, señaló la AIE.
En concreto, la demanda de petróleo de la OCDE para el cuarto trimestre de 2024 se ha incrementado en 250.000 b/d, lo que supone un ajuste al alza de 90.000 b/d en la estimación de crecimiento mundial de la AIE para 2024.
La oferta mundial de petróleo aumentó en 20.000 b/d intermensuales hasta 103,5 millones de b/d en diciembre de 2024, 390.000 b/d más que en el mismo mes del año anterior, ya que el aumento de la producción de los productores africanos de la OPEP+ compensó con creces el descenso estacional de la oferta de los países no pertenecientes a la OPEP+.
Se prevé que la oferta mundial de petróleo aumente en 1,8 millones de b/d en 2025 hasta 104,7 millones de b/d, frente a un incremento de 660.000 b/d en 2024.
La producción fuera de la OPEP+ aumentará en 1,5 millones de b/d tanto en 2024 como en 2025, hasta 53,1 millones de b/d y 54,6 millones de b/d, respectivamente.
Los precios del petróleo superaron los 80 $/bbl a principios de enero de 2025, impulsados por el endurecimiento de las sanciones al petróleo ruso e iraní y la ola de frío norteamericana.
La tala de árboles y depredación de los bosques naturales, entre otras finalidades, para extraer energía podría evitarse gracias al descubrimiento de un hito para la humanidad que los convierte en generadores aun permaneciendo de pie.
Los árboles y los bosques son un recurso natural relevante por el papel que desempeñan en la conservación de la biodiversidad, la estabilización de los ecosistemas locales y la mitigación del cambio climático.
No obstante, hay algo que no podían hacer hasta que apareció un proyecto que busca exprimirles al máximo el potencial volviéndolos generadores de energía eólica sin dañarlos, ya que se aprovecha su movimiento natural generado por el viento.
La iniciativa se denominada Concept Crafted Creations combina la generación de energía renovable con el mantenimiento de los recursos naturales de una forma nunca vista, según pudo constatar la agencia Noticias Argentinas.
Usa un generador lineal que va conectado al tronco del árbol. Este dispositivo, que incorpora un eje con imanes permanentes y bobinas enrolladas a mano, origina electricidad a través del movimiento de las ramas generado por el viento.
Las ramas del árbol van unidas a cuerdas que se encargan de transferir la energía cinética a un sistema rotativo impreso en 3D. Este método transforma el movimiento en energía eléctrica.
El árbol vivo da energía
Los aspectos clave de esta propuesta son el movimiento natural, la eficiencia optimizada y la adaptabilidad.
En el primero se aprovechan los movimientos del tronco y las ramas, como la oscilación y la flexión, para elaborar energía.
Asimismo, en el segundo, el generador queda diseñado para maximizar la transformación de energía con bobinas enrolladas de manera precisa y un mecanismo de engranajes que extiende el movimiento.
Respecto del último rasgo, pueden conectarse varios generadores y ramas a un solo árbol para incrementar la generación de energía.
El proyecto todavía se encuentra en una fase de prueba de concepto, pero el prototipo inicial arroja resultados óptimos.
El objetivo de la iniciativa en establecer colaboraciones con otros expertos en energía renovable para ir perfeccionando su diseño y explorar nuevas aplicaciones.
El sistema actual todavía presenta retos, como mejoras en la eficiencia y la adaptabilidad a diversos tipos de árboles y condiciones climáticas.
Además, será vital analizar la viabilidad económica de la tecnología y su impacto a largo plazo.
Con una iniciativa que se sale de lo usual, logran convertir los árboles en generadores de energía.
Es un hito para la humanidad comparable con la “hoja artificial” que produce oxígeno en cualquier lugar: así van a convertir los edificios en árboles.
Deforestación
La deforestación ha hecho perder más de 6 millones y medio de hectáreas de bosques en el mundo. Y en Argentina, se contabilizaron 212.000 hectáreas menos.
En 2014 se realizó un compromiso mundial por el cual más de 30 países firmaron la Declaración de Nueva York sobre los Bosques, que tenía como objetivo acabar con la deforestación para 2030.
Sin embargo, desde entonces los bosques de nuestro planeta no dejan de desaparecer.
Los bosques nativos de Argentina siguen perdiéndose en zonas donde está prohibida la deforestación por su alto valor de conservación, en las cuales se avanza con el cambio de uso del suelo para actividades agropecuarias, forestales, urbanísticas y viales.
Luchadores contra el cambio climático
Además de tener un papel vital en la lucha contra el cambio climático, equilibrando el clima global, los árboles desempeñan un papel vital absorben dióxido de carbono (CO2), uno de los principales gases de efecto invernadero.
Al absorberlos y almacenarlos en sus troncos, hojas y raíces, contribuyen a la reducción de la cantidad de este gas nocivo en la atmósfera, lo que a su vez ralentiza el calentamiento global.
Los bosques del mundo son férreos gladiadores en la lucha contra el cambio climático, ya que absorben alrededor de un tercio de las emisiones de CO2 producidas por los humanos cada año.
También cumplen un rol vital en la recarga de los acuíferos: retienen el agua durante las lluvias, una característica que hace que los árboles permitan que el agua se filtre lentamente a través del suelo, ofreciendo una recarga a las reservas subterráneas de agua dulce.
Regulan la temperatura del planeta. Tienen la capacidad de ayudar a enfriar las zonas circundantes y mitigar los efectos del calentamiento global, al brindar sombra y liberar agua a través de la transpiración.
Más de 45 mil usuarios continúan sin luz en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) en medio de la ola de calor que azota a gran parte de la región y se espera que recién este fin de semana haya un descenso de la temperatura.
Desde hace varios días miles de usuarios del AMBA se ven afectados por la falta de suministro de energía por motivo de las altas temperaturas.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad, informa que la empresa Edenor tiene solo 211 usuarios sin luz, mientras que Edesur padece mayores problemas con 45.710 afectados.
Del área perteneciente a Edesur las zonas afectadas son Parque Avellaneda, Mataderos, Villa Crespo, Villa Lugano, Boedo, Caballito, Flores, Parque Chacabuco, Monserrat, Recoleta, Retiro y San Telmo.
Este escenario provocó decenas de denuncias debido a que los usuarios tuvieron que tirar la comida, así como también soportar el calor extremo de esta última semana.
Con la llegada de la lluvia de este viernes por la tarde-noche habrá un marcado descenso de las máximas para este fin de semana.
En este marco, el Servicio Meteorológico Nacional (SMN) indica que este sábado la máxima llegará a 28 grados con lluvias. Algo similar sucederá el domingo con 25 grados y también mal tiempo.
Este jueves más de 40 mil personas seguían sin luz en el AMBA producto de la mayor demanda de electricidad por la ola de calor y la falta de inversiones de las empresas prestadoras del servicio a pesar de los tarifazos que implementaron durante el primer año de gobierno de Javier Milei.
Ante esta situación, los usuarios del AMBA que sufran un corte de servicio eléctrico prolongado, 36 horas o más, o más de 4 cortes en un mismo mes, pueden reclamar un reintegro a Edesur o Edenor.
Realizar el reclamo ante la distribuidora y conservar el número.
Ingresar a la página del Ente Regulador de Energía Eléctrica (Enre).
Completar el formulario con la factura del servicio a mano y con el o los reclamos realizados. El Enre te notificará el procedimiento que se aplicará sobre cada caso.
-La empresa debe hacer el reintegro en la factura del usuario. Si excede el monto que tenés que pagar, lo acreditará en la siguiente.
¿Qué documentación se necesita para realizar el reclamo ante el Enre?
– Números de reclamos ante la empresa distribuidora.
– Nota firmada donde se indiquen las fechas y horarios de los cortes.
– Factura.
– Una copia del título de propiedad o contrato de alquiler si el servicio no está a tu nombre.
El ministro de Energía y Minería de la provincia de Santa Cruz, Jaime Álvarez, reiteró este martes su preocupación por la falta de reactivación de las obras hidroeléctricas sobre el río Santa Cruz.
En ese sentido, señaló que “es extremadamente preocupante que, a la fecha, el Gobierno Nacional y la Unión Transitoria de Empresas Represas Patagonia, no hayan podido reactivar esta obra, que lleva más de un año paralizada, con la incertidumbre que esta situación genera tanto en trabajadores, como en la cadena de proveedores y para el propio Estado Provincial, dado que es una obra central, estratégica, que ya debería estar generando energía, que tanto hace falta para el desarrollo de nuestras comunidades”.
Es por ello que el responsable de la cartera de Energía y Minería de Santa Cruz señaló: “es urgente y necesario que las partes lleguen a un acuerdo, y de una vez por todas se terminen las mezquindades políticas y económicas, y finalmente se resuelvan las cuestiones administrativas que están pendientes, y que hoy repercuten en la paralización de estas obras”.
Finalmente, Álvarez reclamó a las autoridades nacionales y a los directivos de la empresa “terminar con esta incertidumbre, y hacerse cargo de los compromisos asumidos para que, de una vez por todas, esta obra que lleva tanto tiempo paralizada, finalmente sea puesta en funcionamiento, y podamos contar con energía limpia abundante para los santacruceños y para todo el país”.
La industria de hidrocarburos en Argentina vivió un año excepcional en 2024, con cifras que no se registraban desde principios de los 2000. La producción de petróleo llegó a 710.000 barriles diarios, un 10% más que en 2023, y hacia finales del año se proyectaron 760.000 barriles diarios.
El gas natural también mostró un crecimiento significativo. Tras años de estancamiento, nuevas obras en gasoductos permitieron un aumento del 4,8% en la producción, alcanzando los 140 millones de metros cúbicos diarios (Mm3/d), cerca del récord de 143 Mm3/d de 2004.
Vaca Muerta fue el motor de este crecimiento, con incrementos del 27,4% en petróleo y del 20,3% en gas. El shale argentino consolidó su protagonismo como una de las principales fuentes de hidrocarburos del país.
En petróleo, YPF lideró con 137.800 barriles diarios en noviembre, seguida por Vista (73.100), Chevron (53.400) y Shell (45.800). A nivel anual, YPF alcanzó los 256.500 barriles diarios, mientras que PAE ocupó el segundo lugar gracias a su producción en el Golfo San Jorge.
Vista logró el mayor crecimiento interanual, con un aumento del 31,7% en su producción, consolidándose como el tercer productor nacional de crudo con 66.500 barriles diarios.
En gas, YPF también se mantuvo como líder indiscutido con 40,2 Mm3/d. PAE ocupó el segundo lugar con 18,5 Mm3/d, seguida por Tecpetrol (17,8) y Total Energies (14,1). Estas cifras destacan el potencial de las empresas argentinas en el sector gasífero, respaldado por las mejoras en infraestructura.
El éxito de 2024 reafirma el papel central de Vaca Muerta en la estrategia energética del país. Con aumentos sostenidos en producción y nuevas inversiones en infraestructura, Argentina avanza hacia un posicionamiento clave en el mercado global de hidrocarburos.
“El año pasado tuvimos crecimiento de casi un 4% y este año está previsto que sea del 5%”, informó el ministro de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig, al hablar sobre el Producto Bruto Interno (PBI) provincial. Trazó una radiografía de cómo recibieron la provincia en la asunción de Rolando Figueroa como gobernador y marcó el cambio positivo que pudieron hacer al cabo del primer año de gobierno, ordenando el Estado, reduciendo gastos innecesarios y asumiendo con fondos provinciales varias obras que estaban originalmente en la órbita de Nación.
El ministro recordó que el proyecto de presupuesto que elevó Nación prevé también un crecimiento del 5% del PBI a nivel central y consideró que, si esa previsión se cumple y se replica en años sucesivos, el incremento va a ser importante. Sin embargo, aclaró que habrá que estar preparado no sólo desde el Estado sino también del sector privado para acompañar ese crecimiento y no desaprovechar la oportunidad.
En tal sentido habló sobre Invierta en Neuquén, el proyecto de ley que envió en diciembre el gobernador a la Legislatura para promover la inversión y el desarrollo de diversas actividades económicas otorgando incentivos y beneficios a quienes inviertan en la provincia. Esta iniciativa se suma al Régimen de Incentivo a Grandes Inversiones (RIGI) que sancionó Nación para promover inversiones de mayor escala.
Koenig estimó que “los números para la provincia seguramente van a ser buenos” en relación a las expectativas de inversión que hagan las empresas.
“Si no subieran las cantidades de hidrocarburos, probablemente tendríamos muchos problemas -reconoció– porque el precio en pesos, si lo llevas a valores en dólares, el dólar subió en una escalada de 2% mensual y la inflación mucho más. Entonces, la ventaja que nosotros habíamos logrado en la primera devaluación, después se fue diluyendo. Lo que tuvimos fue un aumento de cantidades, o sea se produjeron más hidrocarburos y eso nos llevó a no tener problemas de ingresos”.
Indicó que “el panorama que recibimos es bastante distinto a lo que tenemos hoy. Cuando recibimos la provincia la situación macro, no era muy buena, estaba relacionada con un contexto inflacionario alto y con un dólar fijo, estable, que había quedado y que había producido efectos adversos en las finanzas de la provincia”.
Graficó que el primer mes “no sabíamos cómo podíamos pagar los sueldos y el atraso con proveedores”. Para ir normalizando la situación, se hizo un ajuste importante en las cuentas públicas. “Si bien al principio del ejercicio se produjo una devaluación grande, eso se fue licuando con el tiempo, la inflación lo fue superando. Hoy, la situación de tipo de cambio real es bastante parecida a la de inicio lo que ha variado son las cantidades”, sostuvo.
Al producir más hidrocarburos, la relación de precio-cantidad mejora, “pero la verdad es que el gran ajuste que realizamos en el ejercicio fue sobre el gasto: Si no modificábamos esa variable expansiva que tenía el gasto hubiésemos tenido problemas”, opinó.
Recordó que desde el primer momento el gobierno nacional bajó las partidas discrecionales. La coparticipación, que es la distribución de impuestos, se mantuvo. “Hubo un esquema recesivo durante 2024; al tener menor actividad, hay menor recaudación. Hubo casi un 4% de disminución del PBI. Eso produjo que los ingresos nacionales se disminuyeran. A su vez, en la política que aplicó el gobierno nacional de tener superávit fiscal, se disminuyeron todas las partidas discrecionales que iban a las provincias”.
En Neuquén eso repercutió directamente en las obras públicas. Casi todas las obras que estaban a nivel de Nación fueron paralizadas. También se vieron afectadas algunas ayudas para educación y subsidios al transporte. Ante esta situación, Koenig indicó que la actitud que adoptó la provincia fue hacerse cargo y asumir con fondos propios su continuidad. Pero hubo que realizar muchas gestiones para lograr el traspaso de obras de la órbita nacional a la provincial y renegociar luego los contratos con las empresas involucradas.
“Lo primero que teníamos que hacer era ordenar las cuentas del Estado. Ya tenemos el presupuesto 2025 aprobado, es ley y ya está incluida la pauta salarial con todos los gremios del Estado”, remarcó y agregó: “La caída de la inflación te garantiza eso: volver a ese tipo de acuerdo y darle un marco de certidumbre a todos. El presupuesto que recibimos no tenía incluida la pauta salarial, o sea, estaban los sueldos este a valores del año anterior, entonces eso no da certidumbre”.
Un equipo de emergencia llegó el domingo a la región sureña rusa de Krasnodar mientras un derrame de petróleo en el estrecho de Kerch proveniente de dos petroleros afectados por una tormenta continúa propagándose un mes después de que fue detectado por primera vez, dijeron funcionarios.
El grupo de trabajo, que incluye al ministro de Situaciones de Emergencia, Alexander Kurenkov, se creó después de que el presidente de Rusia, Vladimir Putin, pidiera el viernes a las autoridades que intensificaran la respuesta al derrame, calificándolo de “uno de los desafíos ambientales más graves que hemos enfrentado en los últimos años”.
Kurenkov dijo que “la situación más difícil” se había desarrollado cerca del puerto de Taman en la región de Krasnodar, donde el crudo continúa derramándose al mar desde la parte dañada del petrolero Volgoneft-239.
Kurenkov fue citado por la agencia de noticias estatal rusa RIA Novosti diciendo que el petróleo restante será bombeado desde la popa del petrolero.
El Ministerio de Emergencias dijo el sábado que se habían recogido más de 155.000 toneladas de arena y tierra contaminadas desde que el combustible se derramó de dos petroleros durante una tormenta hace cuatro semanas en el estrecho de Kerch, que separa la península de Crimea ocupada por Rusia de la región de Krasnodar.
El sábado, funcionarios instalados por Rusia en la región de Zaporizhia, parcialmente ocupada por Rusia, dijeron que el mazut, un producto petrolero pesado y de baja calidad, había llegado al istmo de Berdyansk, a unos 145 kilómetros (90 millas) al norte del estrecho de Kerch, y contaminó un área de 14,5 kilómetros (9 millas) de largo, escribió en Telegram el gobernador instalado por Moscú, Yevgeny Balitsky.
Funcionarios designados por Rusia en Crimea ocupada por Moscú anunciaron una emergencia regional el fin de semana pasado después de que se detectara petróleo en las costas de Sebastopol, la ciudad más grande de la península, a unos 250 kilómetros (155 millas) del estrecho de Kerch.
En respuesta al llamado a la acción de Putin, el portavoz del Ministerio de Asuntos Exteriores de Ucrania, Heorhii Tykhyi, acusó a Rusia de “comenzar a demostrar su supuesta ‘preocupación’ sólo después de que la escala del desastre se volvió demasiado obvia para ocultar sus terribles consecuencias”.
“La práctica de Rusia de primero ignorar el problema, luego admitir su incapacidad para resolverlo y finalmente dejar a toda la región del Mar Negro sola con las consecuencias es otra prueba más de su irresponsabilidad internacional”, dijo Tykhyi el viernes.
El estrecho de Kerch es una importante ruta marítima mundial que permite el paso desde el mar de Azov hasta el mar Negro. También ha sido un punto clave de conflicto entre Rusia y Ucrania después de que Moscú se anexionara la península en 2014.
En 2016, Ucrania llevó a Moscú ante el Tribunal Permanente de Arbitraje, donde acusó a Rusia de intentar tomar el control de la zona de forma ilegal. En 2021, Rusia cerró el estrecho durante varios meses.
Mykhailo Podolyak, asesor del jefe de la oficina del presidente de Ucrania Volodymyr Zelensky, describió el derrame de petróleo del mes pasado como un “desastre ambiental a gran escala” y pidió sanciones adicionales contra los petroleros rusos.
La Secretaría de Energía y Ambiente de Río Negro firmó dos nuevos acuerdos de prórroga hidrocarburífera con la empresa Petróleos Sudamericanos S.A. (PS), en uno de los casos en sociedad con JCR S.A., para la explotación de seis áreas ubicadas al norte de la provincia. Los convenios incluyen inversiones totales por casi USD 96 millones y un bono de prórroga más aporte al desarrollo social de USD 8,2 millones. Próximamente, los acuerdos serán remitidos a la Legislatura para su aprobación.
El acto se llevó a cabo en la sede de la Secretaría en Cipolletti, donde el titular del área, junto a representantes de las concesionarias, rubricaron los acuerdos que extienden por diez años las concesiones en los bloques “Centro Este”, “Loma Montosa Oeste”, “Bajo del Piche”, “Barranca de los Loros”, “El Medanito” y “El Santiagueño”.
Estas áreas, con una producción consolidada a noviembre de 2024 de 2.275 barriles diarios de petróleo equivalente (BOE), son clave para la matriz energética provincial. En conjunto, representan el 9,9% de la producción de petróleo y el 4,14% de la producción de gas rionegrino.
Entre los compromisos asumidos por las empresas destacan un plan de inversiones por USD 95,69 millones, que incluye la perforación de 9 pozos, más de 70 intervenciones en pozos existentes y obras de infraestructura para mejorar la capacidad extractiva.
IMPULSAMOS EL FUTURO ENERGÉTICO DE RÍO NEGRO
Firmamos dos nuevas prórrogas hidrocarburíferas que garantizan inversiones por casi USD 96 millones para el desarrollo de seis áreas estratégicas al norte de la provincia. Estos acuerdos, que incluyen un bono de USD 8,2 millones… pic.twitter.com/CdgtgVr1U5
“Estos nuevos acuerdos son fundamentales para fortalecer la actividad hidrocarburífera en nuestra provincia, no sólo por la inversión que impulsará el desarrollo de las áreas, sino también por el impacto directo en el empleo local y las oportunidades que generarán para las empresas rionegrinas, especialmente en servicios asociados a la industria”, destacó Andrea Confini, secretaria de Energía y Ambiente.
Por su parte, el representante de Petróleos Sudamericanos, Alfredo Bonatto, explicó que “este acuerdo representa diez años más de concesión que nos permitirán viabilizar las inversiones pendientes y seguir trabajando para mantener la curva de producción en la provincia. Una vez que la Legislatura lo ratifique, comenzaremos una campaña de perforación y desarrollo en El Santiagueño y avanzaremos con reparaciones en Medanito y Centro Oeste, priorizando siempre la mano de obra local y reforzando nuestra relación con la comunidad de Catriel”.
Los acuerdos seguirán ahora el mismo camino que los dos ya aprobados a fin de año por la Legislatura para otras áreas, y que marcan una política provincial orientada a consolidar la actividad hidrocarburífera como motor económico, promoviendo inversiones sostenibles y priorizando el empleo local. En breve serán elevados por el Gobernador Alberto Weretilneck al ámbito legislativo para su tratamiento.
Datos clave de los acuerdos firmados
Inversión total: USD 95,69 millones.
Bono de prórroga + Aporte al Desarrollo Social: USD 8,2 millones.
Producción actual áreas: 2.275 BOE/día (9,9% de la producción de petróleo y el 4,14% de la producción de gas rionegrino).
Áreas involucradas: “Centro Este”, “Loma Montosa Oeste”, “Bajo del Piche”, “Barranca de los Loros”, “El Medanito” y “El Santiagueño”.
Plazo de prórroga: 10 años, hasta 2036 y 2037 según el bloque.
La última obra del Plan Castello es la Estación Transformadora General Conesa, inaugurada en febrero del año pasado, pero también se incluye a la ET El Solito, más los 140 kms. de Líneas de Alta Tensión que las vinculan.
A partir de su puesta en servicio, se trabajó durante el año en el aprovechamiento de las obras con el fin de consolidar en primer término un proyecto de electrificación rural entre General Conesa y Guardia Mitre. Una iniciativa clave que busca irrigar 20.000 hectáreas productivas en el Valle Inferior y que fue presentado en Guardia Mitre durante un taller de validación organizado por el Ministerio de Desarrollo Económico y Productivo junto con la Secretaría de Energía y Ambiente, en el marco del programa CIAF/AGRO XXI del Banco Mundial.
Desde la Secretaría de Energía Eléctrica explicaron que en paralelo se está trabajando en otro proyecto que saldría desde la ET El Solito hacia Conesa. Contempla la construcción de una doble terna eléctrica de 33 kV en etapas. En forma inicial serían 30 kilómetros de extensión hacia el este, cruzando el río Negro. Esto permitirá ampliar la potencia disponible para los establecimientos agropecuarios del valle de Negro Muerto, favoreciendo la producción de maíz y forrajes, además de mejorar las condiciones de vida de las familias rurales.
Néstor Pérez, secretario de Energía Eléctrica, señaló que “es un paso fundamental para el Valle Inferior y sus alrededores, ya que va a significar un salto en la disponibilidad de potencia para los productores y un mejor servicio para las familias que viven en la zona rural”.
Paralelamente, se está trabajando en la mejora de los caminos rurales o pavimentación de algunas trazas provinciales, como la Ruta 53, un aspecto requerido para reforzar el éxito productivo.
Esta electrificación no sólo representa un avance técnico, sino una apuesta al desarrollo económico y social de una región que ahora tiene la capacidad de duplicar su capacidad productiva, gracias al programa de inversiones más ambicioso en la historia provincial.
El sistema eléctrico empieza a tambalear ante el aumento de las temperaturas. Ante la inminencia de un colapso energético por un consumo histórico de la energía este jueves, el Gobierno recurre a importar electricidad de Brasil, Bolivia y Paraguay para afrontar el aumento de demanda.
En las últimas semanas, cuando el calor comenzó a sentirse con fuerza, el gobierno de Javier Milei intentó poner en marcha el Plan Verano, pero la realidad demostró que la política energética aún está lejos de ser efectiva.
Este lunes, los números hablaron por sí mismos: el consumo alcanzó los 24.500 megavatios hora (MVh), mientras que la potencia disponible superaba los 29.000 MVh. Sin embargo, lo más preocupante es la cantidad de energía importada. Mientras que países como Chile, Bolivia y Paraguay enviaron pequeñas cantidades de electricidad, Brasil aportó más de 1.760 MVh.
La dependencia de la importación de electricidad aumenta la presión sobre el sistema local, y lo más grave, es que la energía importada suele ser mucho más cara que la que se genera en el país. Esto pone en evidencia la fragilidad del sistema energético argentino.
La primera ola de calor del verano ha puesto al límite el sistema eléctrico argentino. El Gobierno, a través de la Secretaría de Energía, comenzó la importación de electricidad desde Brasil, Bolivia y Paraguay para cubrir la creciente demanda, que podría superar el récord histórico de 29.653 MW alcanzado en febrero de 2024.
Durante el pico de demanda, Buenos Aires no aportó ni un solo watt al sistema eléctrico. En cambio, la energía provino de las represas de Comahue y Salto Grande. Esto indica que las cuencas acuíferas, que sufrieron por la sequía en los últimos meses, están comenzando a recuperar niveles adecuados de hidraulicidad. En este contexto, tanto Brasil como las represas argentinas están jugando un papel fundamental para mantener el sistema energético a flote.
La situación podría empeorar. Según los pronósticos de Cammesa, el sistema de abastecimiento enfrentará una creciente demanda hasta el 16 de enero, con temperaturas que podrían superar los 40 grados en varias regiones del país. Si la importación de electricidad no es suficiente, los cortes de energía podrían ser inevitables.
Para enfrentar la contingencia, Argentina importó 2.000 MW de energía desde Brasil, representando casi un 10% del consumo diario. La mejora de la situación hídrica en Brasil, gracias a las lluvias, permitió aumentar su producción hidroeléctrica. Además, se sumaron importaciones menores desde Bolivia y Paraguay. Sin embargo, planes como el uso de barcos generadores de energía flotantes fueron descartados por falta de infraestructura.
En medio de la ola de calor, hay más de 60.000 personas que se encuentran sin suministro eléctrico. Este jueves se esperan temperaturas de 36°, mientras que no hay respuestas por parte de la compañías proveedoras.
El Ente Nacional Regulador de la Energía (ENRE) informó pasadas las 19 que había 33.129 usuarios sin el suministro eléctrico, como consecuencia de las altas temperaturas que llegaron a los 32°C.
De acuerdo con el reporte en tiempo real de la entidad, Edenor funciona casi con normalidad dado que serían alrededor de 3000 usuarios los afectados, mientras que las interrupciones se dan principalmente en Edesur: exceden los 60.000 durante las primeras horas del jueves.
En la Ciudad de Buenos Aires los barrios en donde más se sintió el impacto fueron Flores, Floresta, Mataderos, Parque Avellaneda, Parque Chacabuco, Vélez Sarsfield, Villa Crespo, Villa Luro, Caballito y Villa Soldati.
En cuanto a la provincia de Buenos Aires, se reportaron cortes de electricidad en Almirante Brown, Avellaneda, Berazategui, Esteban Echeverría, Ezeiza, Florencio Varela, General Rodríguez, Guernica, Lomas de Zamora, Moreno, San Justo, San Vicente y Villa Rosa.
Este jueves se espera un pico de consumo teniendo en cuenta que las temperaturas alcanzarán los 36° de máxima, con mínimas cercanas a los 25°C, lo que mantendría los niveles de demanda en niveles extremos. En consumo, podría equivaler a 29.653 MW.
Un apagón masivo o corte de luz puede darse por distintos motivos. Esta situación genera cierto peligro sobre los electrodomésticos del hogar, por lo que es importante saber cómo cuidarlos para no llevarnos una sorpresa desagradable al momento en que retorna el servicio eléctrico.
Además, ante una problemática como un apagón, que puede derivar en un funcionamiento inestable de la corriente, los elementos del hogar están expuestos y su arreglo o respectivo repuesto puede costar caro.
Qué hacer con los electrodomésticos cuando se corta la luz
Apenas se produce el corte, uno de los puntos más importantes es desenchufar los principales aparatos tecnológicos del hogar, lo que permitirá adelantarse a la posible quemadura de algún artefacto. Esto ayudará a proteger un poco algunos elementos que pueden ser de gran costo en caso de necesitar reemplazarlo.
Similar a lo que ocurre con los electrodomésticos, la recomendación es apagar todas las teclas de luces que hayan quedado encendidas cuando se produjo el corte del servicio eléctrico.
De todos modos, puede ser bueno dejar una prendida, para enterarse del momento en que regresa la luz al hogar, aunque se deberá verificar su funcionamiento por varios minutos para confirmar que no hay subidas ni bajadas de tensión. Finalmente, cuando se considere que está estable, ya se puede encender las cosas que se consideren necesarias.
Si bien resulta como una ayuda externa, hay algunos productos que tienen la función de proteger los dispositivos eléctricos de estas problemáticas. Más allá de que representa un gasto extra, por otro lado, puede ahorrar dinero a largo plazo ya que permitirá que no se quemen algunos equipos que significarán un costo mayor después.
Estos protectores de tensión vienen en distintos formatos, por lo que su precio puede variar. Por ejemplo, para un solo enchufe ronda el precio de entre $15.000 y $25.000, mientras que aquellos que permiten conectar tres dispositivos pasan a un valor entre los $35.000 y $65.000.
La jueza Loretta Preska, del Distrito Sur de Nueva York, ordenó este martes a la Argentina entregar la información solicitada por los beneficiarios del fallo por la expropiación de YPF, que el país perdió en primera instancia en el proceso llevado a cabo en Estados Unidos. El pedido incluye datos sobre la ubicación del oro argentino que está en las reservas del Banco Central.
La jueza había declarado en mayo pasado a YPF y al Banco Central como posibles alter ego de la Argentina y ordenó al país proveer información de los últimos dos años para probar la relación de la petrolera y la entidad monetaria con el Estado.
El pedido se produce en medio de las negociaciones entre la Argentina y los demandantes del juicio por la expropiación de YPF, en el que la jueza Preska falló en contra del país y lo obligó a pagar una sentencia de US$ 16.100 millones por indemnización a los fondos Burford Capital y Eton Park.
Si bien la defensa argentina apeló el fallo, nunca depositó la garantía mínima que se pedía para evitar embargos.
Así, mientras transcurre de manera paralela el proceso para que los jueces de segunda instancia revisen la sentencia de Preska en la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York, los demandantes presionan por cobrar su indemnización y piden a la jueza embargar activos del país.
Los beneficiarios del fallo están pidiendo información desde marzo a la Argentina sobre su relación con ciertas entidades manejadas por el Estado, como YPF, Aerolíneas Argentinas, Banco Nación, Arsat, Enarsa y el Banco Central.
La Argentina se opone a entregar cierta información porque dice que no es relevante, mientras los fondos señalan que eso lo tiene que decidir la jueza.
“Preska lanzó una advertencia al país diciendo que ‘se ha invertido más tiempo y dinero en defender la entrega de estos documentos que en realizar dicha entrega’”, dijo Sebastián Maril, director de Research for Traders, quien sigue los juicios contra el Estado en el exterior.
“Los acreedores de los fallos contra YPF están exigiendo detalles como los mensajes SWIFT que revelen resúmenes de cuentas en instituciones bancarias específicas que hayan realizado o recibido pagos en nombre de la República. También están solicitando información sobre cuentas soberanas tanto en Argentina como en Estados Unidos, incluso si estas cuentas pudieran estar protegidas contra embargos”, precisó Maril.
Garantìa de pago
Para que la Argentina pudiera evitar el embargo de fondos, la jueza Preska determinó una garantía de pago que solicitaron los fondos.
Esa garantìa equivalía a entregar un tercio de las acciones de YPF y un supuesto crédito a favor con Paraguay por la construcción de la represa de Yacyretá.
Ninguna de las opciones era viable para el Estado, ya que para entregar o vender acciones de YPF es necesario tener la aprobación del Congreso.
El Gobierno convocó para el próximo 6 de febrero a una audiencia pública para fijar los nuevos precios de las tarifas de transporte y distribución de gas. Allí habrá, entre otros, dos puntos clave para la administración libertaria: se avanzará con una fórmula automática de ajuste y se buscará impedir los cortes para los usuarios que no paguen tasas municipales, algo que tiene al ministro de Economía Luis Caputo en guerra con los intendentes bonaerenses.
Mediante la Resolución 16/2025 del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), publicada en el Boletín Oficial, se pretende dejar “claro que la facultad de corte del servicio (de gas) sólo podrá ser ejercida cuando el incumplimiento involucrare la falta de pago de los conceptos vinculados a la prestación del servicio“.
Con ese objeto, el Enargas convocó a la audiencia pública con la propuesta de tratar -entre otros asuntos- una “modificación del Reglamento de Servicio de Distribución en relación con los conceptos vinculados a la facultad de corte de servicio por falta de pago”. Es decir, se cambiará el reglamento del servicio para alentar a que los contribuyentes paguen sólo los conceptos relacionados con el servicio de gas y no consideren esencial pagar las tasas municipales que se incluyan en la factura de ese servicio.
La pelea entre Caputo y los intendentes se remonta al año pasado, cuando el ministro empezó a emitir diversas resoluciones para desalentar que los usuarios paguen las tasas municipales que aparecen en las facturas de servicios. No sólo eso, sino que amenazó con cerrar sucursales del Banco Nación en los distritos que insistan con el cobro de tasas.
Pero la prohibición del cobro provocó una reacción en cadena de los intendentes de Unión por la Patria en el conurbano, que presentaron recursos judiciales para que se les permita sortear esa veda dispuesta. Y una docena de ellos consiguieron fallos favorables, que les permitirán por ahora mantener las percepciones locales atadas a facturas como las de Edesur y Edenor.
Tras la última amenaza del ministro con recortar fondos coparticipables que envía a las provincias si no bajan las tasas, un grupo de jefes comunales salieron al cruce del funcionario, algunos recordando su rol de “endeudador” en el Gobierno de Mauricio Macri.
Por otra parte, en la audiencia se debatirá una nueva fórmula de ajuste tarifario automático para el servicio que llevan adelante TGN, TGS, Metrogas, Naturgy y Camuzzi, entre otras empresas. En 2024, las boletas de gas subieron 531%, en promedio.
De esta manera, el Ministerio de Economía busca poner en marcha la revisión quinquenal de tarifas (RQT) de transporte y distribución de gas. Es un mecanismo por el cual se determinan las inversiones que tienen que hacer las empresas, por un lado, y se establece la fórmula de ajuste de las tarifas que el Estado tiene que cumplir. Es decir, se busca darles previsibilidad a las empresas y a los usuarios acerca de cómo serán los aumentos y con qué frecuencia se aplicarán.
Luego de un inicio de verano con temperaturas templadas, el 2025 llegó con un aumento en el mercurio por una ola de calor que afecta a la región. En este contexto, esta semana podría registrarse un hito en demanda energética y Edgardo Volosín, director ejecutivo de Edenor, se refirió al impacto que puede tener el uso simultáneo de aires acondicionados llamando a un uso responsable de la energía.
Este jueves se estima que la temperatura máxima puede superar los 35 grados y la sensación térmica ser aún más alta, por lo que Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) estima que la demanda podría llegar a los 29.662 megawatts (MW), superando la marca histórica de los 29.653 MW que se registró en febrero de 2024.
Volosín, en diálogo con Urbana Play, detalló cuales son los desafíos que presenta el sistema energético en este contexto de alta demanda. “Se espera que este jueves la temperatura alcance los 36 grados, lo cual no es el pico más alto que hemos visto históricamente, pero sí pone estrés en el sistema eléctrico por diversos factores”, indicó el director de Edenor.
Cabe señalar que enero suele ser un mes con menor consumo en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) por la temporada de vacaciones, pero sin un consumo responsable puede presentarse un escenario complejo. “El problema principal no es solo la cantidad de energía que se consume, sino cómo se consume. El uso de aires acondicionados es uno de los factores más críticos”, indicó Volosín.
En este sentido, agregó: “Muchas veces entramos a una casa y vemos que hay tres o cuatro aparatos prendidos al mismo tiempo, incluso en habitaciones donde no hay personas. Esta simultaneidad genera un impacto muy alto en el sistema”. Remarcó, también, que los aires acondicionados pueden representar hasta un 25% del consumo eléctrico en momentos de alta demanda: “Ese 25% usado de manera simultánea tiene un impacto altísimo. Si bien puede parecer un porcentaje relativamente bajo, en el contexto de un sistema que ya está exigido, la simultaneidad lo sobrecarga y produce efectos no deseados”.
En cuanto al incremento de la demanda, Volosín señaló que “el aumento es de un 3% anual y esto se ha sostenido por años. Esto genera la necesidad de dotar al sistema de transporte de mayor capacidad y confiabilidad para poder atender ese crecimiento natural”. Al mismo tiempo, indicó que las inversiones recientes no alcanzan para cubrir los años de desfinanciamiento: “Venimos de décadas de atraso tarifario que generaron una falta de inversión. Esto dejó al sistema en una situación frágil, con el 40% de las instalaciones al final de su vida útil”.
En el caso de Edenor, Volosín valoró la calidad del servicio que ofrece la empresa: “Los índices de calidad actuales son los mejores desde que Edenor comenzó a operar en 1992. Se miden con parámetros internacionales como la cantidad y duración promedio de los cortes por año, y en ambos casos hemos logrado mejoras significativas”.
Además, se refirió a las importaciones de energía: “Esto es algo habitual en momentos críticos. Hemos importado energía de Brasil durante muchos años, y en otros casos, también desde Chile, Uruguay y Bolivia. Siempre que las razones sean técnicas, estas operaciones se realizan sin problemas”. En cuanto a las tensas relaciones diplomáticas con Brasil, Volosín remarcó que “estas cuestiones se manejan de manera técnica, no política. Nunca hemos tenido inconvenientes con Brasil por razones que no fueran estrictamente técnicas”.
El Ministerio de Energía y Minería, a través de la Secretaría de Estado de Hidrocarburos, se encuentra enfocada actualmente en la intervención y participación de los cambios que están aconteciendo las Cuencas del Golfo San Jorge y Austral, con el fin de lograr transiciones ordenadas que fomenten la actividad, atento a las directivas pautadas por el gobernador Claudio Vidal.
De esta manera, durante el año 2024, se buscó construir un escenario de transición progresiva, que permitiera dar continuidad de las operaciones en las concesiones, incentivando el desarrollo de la industria y la generación de empleo genuino en Santa Cruz.
Es por ello que los objetivos giraron en torno al sostenimiento de los niveles de producción, contrarrestando la tendencia declinatoria; el mantenimiento y la generación de puestos de trabajo; el incentivo del desarrollo de áreas maduras, a través de proyectos de secundaria, terciaria y licitaciones de áreas vacantes; como así también la gestión de acuerdos que garantizaran la continuidad de la actividad, de manera prolongada.
También se trabajó en el incremento de las actividades de contralor y la fiscalización de los yacimientos, preservando el medio ambiente; ampliar el horizonte energético provincial, a través de la exploración de nuevas áreas, haciendo especial hincapié en el potencial de la nueva ventana productiva no convencional de la formación Palermo Aike, con la posibilidad de atraer nuevos inversores; en el aumento de la participación de empresas locales, proveedoras de insumos y prestadoras de servicios; junto al fomento permanente de la capacitación de los operarios del sector.
Para alcanzar estos objetivos, en el último semestre del año, se concretó la cesión de áreas Koluel Kaike – El Valle y Piedra Clavada, de Pan American Energy a Crown Point, comprometiendo para este desarrollo, una inversión de 41,5 millones de dólares hasta el 2026 en la producción de petróleo y gas; logrando además la implementación de un programa de trabajo contingente, que incluye la perforación de diez pozos adicionales, entre otras actividades, lo que implicaría una inversión de 90,8 millones de dólares.
Por su parte, PAE se comprometió a mantener sus operaciones en Cerro Dragón, avanzando con la exploración del área vecina Meseta Cerón Chico, ambas ubicadas en el norte de Santa Cruz, destacándose que en 2024 la compañía se encuentra ejecutando un plan de inversiones que alcanzará aproximadamente 90 millones de dólares en el año, lo que incluye la perforación de 22 pozos de desarrollo, un plan de 25 intervenciones de pozos en Cerro Dragón, y un pozo exploratorio en el área Meseta Cerón Chico, este último que de resultar exitoso, se podría desarrollar en los próximos años un potencial plan de trabajo de 35 pozos productores e inyectores en dicha área.
Además, luego de un largo proceso de trabajo y en conjunto con el impulso de la nueva gestión, se ha logrado culminar con el otorgamiento de prórrogas en las áreas El Valle, cuyo concesionario es Ingeniería Alpa S.A., y Anticlinal Aguada Bandera, perteneciente a Quintana E & P, logro a destacar dado que implica el desarrollo de áreas marginales en la Cuenca del Golfo San Jorge, garantizando la continuidad de la actividad y el compromiso de nuevas inversiones en las mismas.
En relación a las posibilidades y expectativas que representa la producción no convencional, con los primeros resultados de la exploración en la formación Palermo Aike, se busca producir de manera sostenida, y alcanzar acumuladas de hidrocarburos equivalentes a otras cuencas en desarrollo, por lo que el principal desafío es reducir costos operativos, a medida que la producción aumenta y lograr su rentabilidad.
Para alcanzar esta meta, se trabaja fuertemente en promocionar su potencial, y con esto, la nueva ventana productiva en la Cuenca Austral con la posibilidad de atraer nuevos inversores y, en consecuencia, aprovechar los múltiples beneficios para la Provincia, en lineamiento con los objetivos marcados por el gobernador Claudio Vidal.
Cabe destacar que este pozo se encuentra en el yacimiento Cañadón Deus, un área dentro de la Concesión El Cerrito, con una inversión que rondó los 60 millones de dólares, representando el primer pozo no convencional tipo shale, a través de la asociación entre YPF y CGC. Cuenta con una profundidad vertical de aproximadamente 3.500 metros, una rama horizontal de 1000 metros e implicó 12 etapas de fracturas. La perforación comenzó el día 20 de octubre de 2023 y finalizó el 21 de febrero de 2024.
Con este panorama, la empresa YPF anunció días atrás ante el Gobernador el inicio de la exploración No Convencional en las áreas La Azucena y El Campamento Este, también en la zona de Palermo Aike, abarcando con sísmica 3D mas de mil kilómetros cuadrados, que generará alrededor de 110 nuevos puestos de trabajo, lo que sumado al resultado obtenido del Maypa.x-1, en caso de ser positivo, fomentará una aceleración en dichos compromisos y abrirá nuevos horizontes de inversión no convencional.
Desde la Secretaría se hace un permanente seguimiento de los permisos exploratorios, a los efectos de garantizar el cumplimiento de las inversiones propuestas, y de este modo continuar sosteniendo la producción.
En materia de inspecciones, se buscó aumentar la presencia de representantes de la Autoridad de Aplicación en cada uno de los campos, asegurando un mayor control de desvíos encontrados. Es así que en la CGSJ, se realizaron 71 inspecciones, distribuidas en un 51% YPF, 31% CGC Energía, 1% PAE, 1% Alianza, y el resto a Quintana e Ing. Alpa. En CA se realizaron 52 inspecciones distribuidas en un 50% CGC, 37% Interoil, 12% Enap – se inspeccionaron todas las plataformas – y el resto a Petrofaro.
Las tareas abarcan controles de rutina en plantas de tratamientos de crudo; certificación de volúmenes entregados entre empresas operadoras; control de calibración de puntos de medición de venta de petróleo y gas en condición de venta; control de calibración de puntos de medición de gas combustible; control de actividad en equipos de perforación y terminación; control de Producción y de compromisos de inversiones declaradas por concesionarias, sobre todo en el marco de los trámites de cesión de áreas mencionados previamente; entre otras.
Finalmente, también desde la Secretaría, se lleva adelante el control de regalías, y atento a las modificaciones a la Ley Nacional, se estableció una nueva metodología de cálculo para la determinación del canon hidrocarburífero, por lo que se iniciaron reclamos – en 2024 – por aproximadamente por USD 2.500.000.
En paralelo, se cobraron reclamos por ajustes de precios a PAE, por USD 578.000; a YPF por USD 4.000.000; y a CGC por USD 143.000.
La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de Nación aprobó el ingreso al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de los parque solares Aconcagua, de 90 MW y Aconcagua III, de 25 MW, ambos ubicados en Luján de Cuyo.
Con esta aprobación, ambos parques se conectarán al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y la provincia da un paso más hacia su meta de duplicar su capacidad de generación de energías limpias, llegando a un total de 1000MW de potencia solar.
“La Empresa Mendocina de Energía ha desarrollado y colaborado en proyectos, atrayendo inversiones privadas. La gran expansión de proyectos solares es posible gracias a la construcción y puesta en operación de la Línea de Alta Tensión Cruz de Piedra, que nos permite ampliar la capacidad de transporte”, afirmó Pablo Magistocchi, presidente de Emesa.
“Cruz de Piedra no solo permite ampliar la capacidad de transporte eléctrico al Sistema Argentino de Interconexión sino que además equilibra las cargas eléctricas de las fuentes renovables intermitentes”, explicó.
Cabe recordar que la Línea de Alta Tensión Cruz de Piedra, un tendido de 22 kilómetros de doble terna de 220 KV, es una obra proyectada hace más de 40 años que se concretó en 2024 y aporta estabilidad a la red de todo Cuyo, permitiendo que se puedan ejecutar grandes inversiones en energías renovables, con cero emisiones.
Magistocchi confirmó que, con estas obras, Mendoza va a duplicar la capacidad de generar energía eléctrica. “En un esfuerzo público privado, se están ejecutando más de 1000MW de potencia solar con capitales de origen privado”, sostuvo.
Seis parques solares y un objetivo: más energía y menos emisiones
De esta forma, Mendoza consolida su posición como líder en el desarrollo de proyectos sostenibles. Gracias al trabajo conjunto entre la Empresa Mendocina de Energía (Emesa) y el Ministerio de Energía y Ambiente, se ha logrado atraer inversiones privadas que fortalecen el sector con iniciativas que generan energía limpia y emisiones cero.
Este éxito es resultado de una planificación estratégica que promueve la diversificación de la matriz energética de Mendoza potenciando fuentes renovables. Al ingreso de Aconcagua y Aconcagua III al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) se suma la primera solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) de 2025 para el Parque Solar El Quemado, un proyecto con una inversión superior a los 200 millones de dólares.
El proyecto El Quemado fue desarrollado por Emesa en cuatro etapas de 100 MW cada una. En 2023, YPF Luz adquirió el proyecto de referencia y estima una inversión de 230 millones de dólares para la primera etapa, que tiene proyectadas más inversiones con ampliaciones a futuro.
A estas obras energéticas se suman:
Malargüe. Cercano a la ciudad cabecera de ese departamento, fue construido por Genneia, con capacidad de generar 93 MW. Este proyecto ya comenzó a operar este inicio de 2025.
Anchoris. Con capacidad para generar 180 MW, que se inyectarán en su totalidad a la red gracias a un acuerdo con Cammesa. También ejecutado por Genneia, se encuentra en etapa de construcción avanzada. Entra en operación en 2025.
El Marcado 1. Desarrollado por la Federación de Cooperativas Eléctricas Nuevo Cuyo, tendrá una capacidad de 5 MW y entra en operación en 2026.
San Rafael (Agua del Toro). La empresa Genneia se hacer cargo de la construcción. Tendrá capacidad de generar 200MW. Entrará en operación en 2026.
Mendoza Sur (Diamante). Estará a cargo de Genneia y tendrá capacidad de 345 MW. Entrará en operación en 2029.
El ministro de Energía de Santa Cruz, Jaime Álvarez, analizó la situación de YPF en la provincia, señalando los efectos de la desinversión de años anteriores y destacando la necesidad de avanzar en políticas que impulsen el desarrollo del sector petrolero.
Según la agencia de noticias especializadas en energía, Econojournal, “la deficiente gestión de la petrolera durante el gobierno de Alberto Fernández fue incapaz de adecuar su estructura de costos a la declinación productiva de los campos maduros, que se convirtieron en activos anti-económicos”.
Es importante recordar que durante este período, YPF estuvo bajo la dirección del santacruceño y ex vicegobernador Pablo González, quien tuvo a su cargo todas las decisiones para la empresa. Esto, según especialistas y funcionarios, llevaron a Santa Cruz a un escenario de desinversión sostenida durante varios años, derivando en la actual crisis del sector.
En referencia a esta situación, el ministro de Energía de Santa Cruz, Jaime Álvarez, sostuvo: “Esto que dice el medio nacional es real, y nosotros lo venimos diciendo, no desde ahora. El gobernador Vidal, como líder del sindicato de Petroleros Privados y como diputado nacional, lo denunciaba todos los días desde hace varios años”.
El ministro también cuestionó las decisiones de la gestión anterior frente a YPF: “Pablo González, como presidente de la empresa y como santacruceño, tendría que haber priorizado mayores inversiones en la provincia. Debería haber iniciado la transición buscando terceros inversores en el borde de la cuenca. Pero no se hizo. Sólo se dilataron los tiempos, dejando a Santa Cruz en una situación de declinación continua en su producción petrolera. González destinó el 85% de la inversión de YPF a Vaca Muerta y, cuando exploró recursos no convencionales en Santa Cruz, lo hizo en un área de terceros y no en una propia de YPF”, expresó.
Respecto a las consecuencias para la provincia, el editorial de Econojournal agregó: “Una herencia no deseada que se engendró, en realidad, bajo responsabilidad de gestiones anteriores que no fueron capaces de incentivar la inversión petrolera en la provincia ni en edificar un proyecto de desarrollo que sea consistente en el tiempo”.
Para Álvarez, “la realidad es una sola, y es la que nos toca vivir hoy. No buscamos culpables, estamos trabajando para resolverlo, pero tampoco podemos dejar de refrescar la memoria de la gente”, concluyó el ministro.
El Gobierno convocó a una audiencia pública para fijar los nuevos precios de las tarifas de transporte y distribución de gas junto con la metodología de futuros ajustes periódicos, mediante la Resolución 16/2025 publicada este martes en el Boletín Oficial.
La convocatoria realizada por el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) fue dispuesta para el jueves 6 de febrero a partir de las 9:00 horas, de manera virtual, tal como vienen realizándose en las últimas oportunidades.
El llamado a la audiencia se da en el marco del actual procedimiento de revisión tarifaria llevado adelante por el mencionado ente y abarca a todas las Licenciatarias de Transporte y de Distribución de gas de todo el país.
La normativa especificó que la instancia participativa se llevará a cabo con “el objeto de poner a consideración: 1) Revisión Quinquenal de Tarifas de transporte y distribución de gas; 2) Metodología de ajuste periódico de las tarifas de transporte y distribución de gas; 3) Modificación del Reglamento de Servicio de Distribución en relación con los conceptos vinculados a la facultad de corte de servicio por falta de pago”.
Al argumentar la decisión, aclaró que “la participación de la ciudadanía y de las prestadoras de los servicios de transporte y distribución de gas es previa a la adopción de la decisión pública, y coadyuva a que sean ponderados conforme la normativa de aplicación, las exposiciones o presentaciones que se formulen”.
De esta manera, el Ejecutivo se dispone a cumplimentar la revisión del sistema de ajuste de tarifas estipulado cada cinco años para fijar las nuevas tarifas máximas en materia de transporte y distribución de gas.
Las tarifas se deberán ajustar a determinados principios
a) Proveer a los transportistas y distribuidores que operen en forma económica y prudente, la oportunidad de obtener ingresos suficientes para satisfacer todos los costos operativos razonables aplicables al servicio, impuestos, amortizaciones y una rentabilidad razonable.
b) Deberán tomar en cuenta las diferencias que puedan existir entre los distintos tipos de servicios, en cuanto a la forma de prestación, ubicación geográfica, distancia relativa a los yacimientos y cualquier otra modalidad que el ente califique como relevante.
c) El precio de venta del gas por parte de los distribuidores a los consumidores, incluirá los costos de su adquisición.
d) Sujetas al cumplimiento de los requisitos precedentes, asegurarán el mínimo costo para los consumidores compatible con la seguridad del abastecimiento.
En cuanto a la reformulación del punto 11, inciso a), apartado iii) del Reglamento de Servicio de Distribución, el texto oficial precisó que la misma es conveniente “a fin de que quede claro que la facultad de corte del servicio sólo podrá ser ejercida cuando el incumplimiento involucrare la falta de pago de los conceptos vinculados a la prestación del servicio, conforme la determinación que efectuare la Autoridad Regulatoria”.
Ante el inminente pico de calor que impactará en todo el país, el presidente de Edenor, Edgardo Volosín, advirtió que “no es sólo la cantidad de energía que se consumirá” sino también la forma.
“El problema principal no es solo la cantidad de energía que se consume, sino cómo se consume. El uso de aires acondicionados es uno de los factores más críticos”, afirmó el ejecutivo durante una entrevista radial.
“Este jueves la temperatura alcanzará los 36 grados, lo cual no es el pico más alto que tuvimos históricamente, pero sí pondrá estrés en el sistema eléctrico por diversos factores”, señaló
Ayer, CAMMESA alertó a través de un comunicado sobre la situación que se enfrenta esta semana en materia energética.
“Muchas veces en una casa vemos que hay tres o cuatro aparatos prendidos al mismo tiempo, incluso en habitaciones donde no hay personas. Esta simultaneidad genera un impacto muy alto en el sistema”, explicó Volosín.
Precisó que estos aparatos en simultáneo pueden tomar el 25% del consumo eléctrico en momentos de alta demanda.
“Ese 25% usado de manera simultánea tiene un impacto altísimo. Si bien puede parecer un porcentaje relativamente bajo, en el contexto de un sistema que ya está exigido, la simultaneidad lo sobrecarga y produce efectos no deseados”, agregó.
En ejecutivo volvió a cargar las tintas sobre la desinversión en el pasado por la política tarifaria aplicada: “Venimos de décadas de atraso tarifario que generaron una falta de inversión. Esto dejó al sistema en una situación frágil, con el 40% de las instalaciones al final de su vida útil”.
Con relación a lo que viene, Volosín señaló que es habitual que se importe energía de países limítrofes.
“Esto es algo habitual en momentos críticos. Hemos importado energía de Brasil durante muchos años, y en otros casos, también desde Chile, Uruguay y Bolivia. Siempre que las razones sean técnicas, estas operaciones se realizan sin problemas”, señaló
Consultado sobre si la relación diplomática actual con Brasil podría complicar estos intercambios, Volosín minimizó esa posibilidad: “Estas cuestiones se manejan de manera técnica, no política. Nunca hemos tenido inconvenientes con Brasil por razones que no fueran estrictamente técnicas”.
El presidente de Edenor dijo que “la Secretaría de Energía está trabajando en un análisis para definir con mayor precisión qué usuarios deben ser subsidiados. Esto incluye poner un tope al consumo subsidiado para sectores medios y ajustar los requisitos para acceder a la tarifa social”, explicó.
“Lógicamente, con los aumentos en las tarifas, uno esperaría que los usuarios sean más cuidadosos con el consumo de energía, pero no estamos viendo eso en la práctica. El aire acondicionado, por ejemplo, se ha convertido en una necesidad para muchas personas, incluso en contextos donde antes ni se consideraba”, ejemplificó Volosín.
Mientras el Servicio Meteorológico Nacional advirtió sobre una importante ola de calor durante esta semana en casi todo el país, desde el sector energético advirtieron que se pueden batir récords históricos en demanda de energía de todo el país. Y como consecuencia de ello, aparece el temor de todos los veranos: los cortes en el servicio.
A partir de este martes por la tarde, en la región del Área Metropolitana, las temperaturas comenzarán a subir de manera fuerte y se prevé un pico de 37°C para el jueves. En el interior de la provincia de Buenos Aires habrá máximas de 36 grados, aunque en algunas localidades como Bolívar o Pehuajó podría trepar hasta 38 el miércoles.
En este contexto, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), en el último informe semanal, informó que “la demanda tiene alta probabilidad de alcanzar o superar los récords vigentes de energía y potencia (597.7 GWh y 29.653 MW)”.
En este sentido y para que el servicio no se resienta como suele ocurrir durante los últimos veranos, se tendrá en cuenta la posibilidad de importación de energía. Y los primeros a los que se les consultará para comprar serán Brasil, Uruguay, Bolivia y Chile. Dependiendo, claro está, de la disponibilidad que haya en cada uno de los países. Hasta el momento, y según publicaron “las condiciones de transporte y distribución están en condiciones normales”.
De acuerdo a las previsiones publicadas, la peor situación se prevé para este jueves. Se estima que habrá “un pico de demanda” de 29.662 MW, en lo que sería un nuevo récord. El máximo histórico de consumo de energía fue el 1° de febrero del año pasado: 29.653 MW.
Con el informe publicado, las administradoras del servicio eléctrico avisan de antemano que la “altísima demanda” puede provocar algunos cortes en el servicio.
La empresa argentina PCR y la filial local de ArcelorMittal Acindar han dado un paso significativo en el desarrollo de energías renovables en el país. Ambas compañías presentaron una solicitud para inscribir su nuevo proyecto de parque eólico en Olavarría dentro del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).
Este parque eólico tendrá una potencia instalada de 180 megavatios en su primera etapa y estará destinado a abastecer las plantas industriales de ArcelorMittal Acindar. La energía generada fortalecerá la sostenibilidad y reducirá las emisiones de carbono en las operaciones industriales de la compañía.
El ministro de Economía, LuisCaputo, fue el encargado de anunciar oficialmente el proyecto a través de la red social X. “Nuevo RIGI presentado. Parque eólico en Olavarría de 180 megavatios por 255 millones de dólares. Los accionistas son PCR y Acindar”, destacó, resaltando la importancia de esta inversión para el desarrollo energético del país.
Martín Brandi, CEO de PCR, destacó la relevancia de este proyecto: “El Parque Eólico Olavarría tiene un factor de capacidad muy atractivo gracias a la calidad del recurso eólico de la región. Además, su infraestructura traerá externalidades positivas para el país y la región, posicionándonos como protagonistas en la transición energética.”
Por su parte, Federico Amos, CEO de ArcelorMittal Acindar, subrayó la evolución de la visión estratégica de la empresa: “Desde 2021, pasamos de ser consumidores a inversores en energías renovables. La experiencia en el Parque San Luis Norte con PCR fue fundamental para consolidar esta nueva inversión. Nuestro foco está en generar un impacto positivo para las personas y el planeta.”
Ambos CEOs coincidieron en que la alianza entre las compañías se basa en valores compartidos y una visión conjunta a largo plazo. “La complementariedad y la experiencia previa nos permitieron sentar las bases para este nuevo parque,” afirmó Brandi, mientras que Amos enfatizó: “Estas acciones refuerzan nuestra apuesta por la descarbonización y por un futuro más sostenible.”
El proyecto
Este proyecto no es la primera colaboración entre PCR y ArcelorMittal en energías renovables. Ambas empresas ya son socias en GEAR I, un parque híbrido de energía eólica y solar ubicado en San Luis, con una capacidad de 112,5 megavatios.
El parque eólico de Olavarría es considerado un proyecto estratégico debido a su capacidad y al impacto que tendrá en la matriz energética argentina. Además de este emprendimiento, PCR y ArcelorMittal planean expandir el Parque San Luis Norte, incorporando un parque solar con una capacidad adicional de 18 megavatios.
El RIGI, implementado este año en Argentina, es una herramienta clave para atraer inversiones de gran envergadura mediante incentivos fiscales y beneficios adicionales. Este marco ha sido crucial para que proyectos como el de Olavarría puedan avanzar.
ArcelorMittal, una de las siderúrgicas más grandes del mundo, ha intensificado sus esfuerzos por reducir las emisiones de carbono en sus operaciones. Este nuevo parque eólico refuerza su estrategia global de sostenibilidad y transición hacia energías limpias.
Por su parte, PCR continúa consolidándose como un líder en el desarrollo de energías renovables en Argentina. Su trayectoria abarca proyectos eólicos, solares e hidroeléctricos, posicionándola como un actor clave en la transición energética del país.
El impacto local del proyecto también es relevante. Se estima que la construcción y operación del parque de Olavarría generará cientos de empleos directos e indirectos, impulsando la economía de la región y beneficiando a la comunidad local.
La construcción del parque está programada para iniciar en los próximos meses, una vez que obtenga la aprobación final del RIGI. Las empresas han establecido un cronograma ambicioso que prevé la puesta en marcha de la primera etapa en un plazo de dos años.
La colaboración entre empresas nacionales e internacionales para promover proyectos de esta magnitud marca un hito en la búsqueda de la sostenibilidad en Argentina. Además, subraya la importancia de las energías renovables en la lucha contra el cambio climático y la independencia energética.
El sector energético argentino está experimentando una transformación significativa, con un enfoque cada vez mayor en las fuentes renovables. Proyectos como el de Olavarría refuerzan la posición del país en el mapa global de las energías limpias.
Este tipo de iniciativas no solo contribuyen a reducir las emisiones de carbono, sino que también generan impactos positivos en el desarrollo económico y social de las comunidades involucradas.
Con una inversión de 255 millones de dólares, el parque eólico de Olavarría se perfila como uno de los proyectos más importantes del sector renovable en Argentina.
La experiencia de PCR y ArcelorMittal en el desarrollo de proyectos similares garantiza que este emprendimiento se llevará a cabo con altos estándares de calidad y sostenibilidad, consolidando su liderazgo en el sector energético.
La confianza de los inversores en Argentina alcanzó su punto más alto, incluso a pesar de las caídas en Wall Street. La reciente colocación de bonos por parte de YPF es prueba de ello. La petrolera estatal logró captar un monto récord de USD 1.100 millones a diez años, con una tasa anual del 8,5%, considerada más que atractiva en el actual contexto económico.
En esta transacción participaron cuatro bancos internacionales —BBVA, Deutsche Bank, Itaú BBA y Santander— como coordinadores globales, junto con Latin Securities, liderada por Eduardo Tapia. La elevada demanda permitió superar las expectativas iniciales, logrando no solo un monto mayor, sino también tasas más bajas de las previstas.
Del total obtenido, USD 750 millones se destinarán a refinanciar deuda con vencimiento en julio, mientras que el resto será utilizado para financiar nuevas inversiones de la compañía. Este éxito posiciona a YPF como un referente para futuras operaciones del propio Gobierno, que busca reducir su riesgo país, actualmente en 580 puntos, para emular transacciones similares en los mercados internacionales.
Además, esta operación evidenció el “riesgo corporativo” más favorable de las empresas argentinas, con un diferencial de 400 puntos básicos frente al riesgo país del país. Los analistas destacan que esta brecha podría cerrarse en los próximos meses si se mantiene el interés internacional por los activos locales.
Por su parte, los tours de inversores por Buenos Aires continúan activos incluso en enero, un mes inusual para este tipo de visitas. Muchos de los que no participaron del rally alcista de acciones y bonos en 2023 ahora buscan evaluar si todavía están a tiempo de aprovechar las oportunidades.
Técnicas Reunidas, la reconocida empresa de ingeniería española, ha sido adjudicada con un contrato por 440 millones de dólares (unos 424 millones de euros) para trabajar en el proyecto de Vaca Muerta, uno de los mayores yacimientos de petróleo y gas no convencionales del mundo. Así lo informó la compañía este jueves.
El proyecto, ubicado en el centro de Argentina, abarca 30.000 kilómetros cuadrados y constituye el mayor desarrollo petrolero del país. Técnicas Reunidas se encargará de los servicios de ingeniería, compras y gestión de la construcción de una terminal de almacenamiento y despacho de hidrocarburos, situada en Punta Colorada, provincia de Río Negro.
La terminal contará con una capacidad de almacenamiento de 600.000 metros cúbicos, distribuidos en cinco tanques. Además, tendrá una capacidad de despacho de 62.000 metros cúbicos diarios mediante dos monoboyas que permitirán la carga de buques tanque.
Inversiones y Proyección a Futuro
El contrato adjudicado por VMOS, sociedad participada por YPF, Vista Energy Argentina, Pampa Energía, Chevron Argentina y Pan American Sur, representa una inversión total de 440 millones de dólares. De este monto, más de 70 millones (67,5 millones de euros) se destinarán a los servicios de ingeniería y gestión.
Sin embargo, el costo total de la terminal, financiado por YPF y sus socios, alcanzará los 1.800 millones de dólares (1.736 millones de euros). Además, el desarrollo global del proyecto, que incluye la construcción de un oleoducto de exportación de crudo de 437 kilómetros, demandará una inversión estimada de 3.000 millones de dólares (casi 2.900 millones de euros).
Trabajo y Planificación
Los trabajos a cargo de Técnicas Reunidas serán realizados por ingenieros de los centros que la compañía tiene en Madrid, Argentina y Chile, y requerirán casi un millón de horas de trabajo. Según informó la empresa, el contrato se enmarca dentro del plan estratégico ‘Salta‘, presentado en mayo, enfocado en minimizar los riesgos durante la construcción.
Operación Comercial en 2027
VMOS, la sociedad responsable del desarrollo del proyecto, tiene como objetivo iniciar la operación comercial de la terminal en julio de 2027. Este hito incluirá el funcionamiento de la terminal de carga y descarga, monoboyas interconectadas y un patio de tanques y almacenaje.
La adjudicación de este contrato posiciona a Técnicas Reunidas como un actor clave en el desarrollo de infraestructura energética en Argentina. Su participación en Vaca Muerta refuerza la capacidad del país para incrementar su potencial exportador de hidrocarburos y consolidar su liderazgo en el mercado energético regional.
El Gobernador Alfredo Cornejo recibió la semana pasada a Jason Arceneaux, representante de ARC Energy, empresa interesada y oferente en el proceso que permitirá el saneamiento y privatización de IMPSA.
Nos reunimos con Jason Arceneaux, representante de ARC Energy, empresa interesada y oferente en el proceso que permitirá el saneamiento y privatización de IMPSA. Hoy, con la recomendación de la Comisión Evaluadora para adjudicar las acciones clase C a Industrial Acquisitions… pic.twitter.com/e0AtVOPmdT
También participó en el encuentro la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, quien aseguró que “en el día de hoy se alcanzó un hito significativo en el proceso licitatorio para la venta de las acciones de IMPSA pertenecientes al Fondep y a la provincia”.
Así, la funcionaria señaló que “la empresa ARC, oferente en este proceso, ha mostrado un firme interés en capitalizar la compañía y devolverla a su histórico nivel de liderazgo en el sector, tanto a nivel nacional como internacional”.
Luego del encuentro, Latorre también mencionó que el representante de ARC y de IAF ha mantenido desde hace tiempo un diálogo constante con el Gobierno provincial. De esta manera, destacó su intención de adquirir las acciones, fortalecer la estructura empresarial de IMPSA y recuperar el ritmo de trabajo e inversión que la ha caracterizado durante décadas.
Proceso de adjudicación definitiva y traspaso de acciones
El Comité de Adjudicación realizó la preadjudicación de las acciones, paso clave sujeto al cumplimiento de las condiciones establecidas por el comité evaluador de la licitación. Este comité, integrado por representantes de la provincia y del Fondep, evaluó de manera satisfactoria la oferta presentada por ARC, así como las mejoras propuestas por la empresa durante el proceso.
De cumplirse todas las condiciones comprometidas por ambas partes antes del viernes 31 de enero, se espera avanzar hacia la adjudicación definitiva y la firma del contrato de traspaso de acciones en los próximos días.
El Gobierno provincial celebra este avance y confía en que, bajo la administración privada de ARC, IMPSA recupere su potencial como líder en su sector, impulsando el desarrollo económico y productivo en la región.
Mendoza sigue dando pasos firmes para incrementar su actividad hidrocarburífera y mantener en producción las áreas maduras: la Compañía General de Combustibles (CGC) llegó a un acuerdo preliminar para ceder las operaciones de las áreas Piedras Coloradas y Cacheuta a VenOil y ya solicitó el permiso formal al Gobierno de Mendoza, que debe autorizar por decreto.
Estos acuerdos, por los que empresas más pequeñas se hacen cargo de áreas maduras en las que aún se puede producir, permiten revitalizar campos maduros, incrementar la producción, atraer nuevas inversiones y generar impacto económico positivo en las comunidades mendocinas.
“VenOil hace una propuesta de inversión similar a la comprometida por CGC en el pedido actual de prórroga. Lo interesante es que hay operadores nuevos, operadores quizás de una escala un poco menor, pero que tienen la capacidad de inversión para emular a los grandes y poner en valor los recursos hidrocarburíferos provinciales. VenOil es una industria que tiene sus raíces y sus antecedentes en Mendoza, por lo cual también nos pone muy orgullosos de que siga creciendo nuestra provincia con trabajadores mendocinos y con la visión de arraigo y desarrollo que queremos”, afirmó el subsecretario de Energía y Minería del Ministerio de Energía y Ambiente, Manuel Sánchez Bandini.
“Ambas áreas tienen una producción conjunta que supera los 200 metros cúbicos diarios y las concesiones tienen vencimientos programados en 2025 y 2026 respectivamente. Junto con la solicitud de autorización, VenOil ha presentado un plan de inversiones orientado a revitalizar estas áreas. De aprobarse la cesión, este plan también será evaluado para considerar la prórroga de las concesiones”, explicó el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.
“Este entendimiento es parte de un proceso natural en la industria de hidrocarburos en Argentina, donde las grandes empresas están ajustando su enfoque hacia activos de mayor interés estratégico, abriendo oportunidades para que empresas más pequeñas asuman la operación de áreas consideradas marginales por las grandes operadoras”, amplió.
“Lo más importante es que existe una transformación de la cadena de valor hacia una mayor eficiencia, menores costos y prolongación de la explotación de estos recursos en el tiempo”, agregó Sánchez Bandini.
Una tendencia en alza
Un ejemplo de esta tendencia es el Proyecto Andes de YPF. La empresa concentra su esfuerzo en activos estratégicos como Vaca Muerta en Neuquén, mientras transfiere áreas convencionales a operadores especializados. Este modelo busca optimizar la producción y revitalizar campos maduros mediante inversiones focalizadas y planes de desarrollo sostenibles.
En Mendoza, esta dinámica también se refleja en casos recientes como la cesión de áreas en Malargüe de Phoenix Global Resources a Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) y la transferencia del área Vega Grande a la operadora local G&G Service SRL. Estas iniciativas permiten que empresas de menor escala impulsen la actividad, maximizando el valor de activos considerados secundarios por operadores más grandes.
En línea con esta estrategia, CGC está enfocando sus proyectos en Palermo Aike, en la provincia de Santa Cruz, donde se desarrolla el potencial de la cuenca austral. Este redireccionamiento permite a empresas como VenOil, con experiencia en campos maduros, enfocarse en la optimización de áreas como Piedras Coloradas y Cacheuta, con planes de inversión específicos que buscan maximizar la producción y el impacto económico regional.
“Estamos entusiasmados con este entendimiento, que representa un paso significativo en nuestra estrategia de expansión. Piedras Coloradas y Cacheuta ofrecen un alto potencial, y nuestra intención es implementar prácticas responsables que optimicen su desarrollo. Esperamos avanzar tan pronto como se emita el decreto provincial”, afirmó Gustavo Naves, presidente y director ejecutivo de VenOil.
Por su parte, Pablo Chebli, codirector ejecutivo de CGC, comentó: “El acuerdo con VenOil refuerza nuestra visión de colaboración y nuestro compromiso en la búsqueda de maximizar la producción y el desarrollo remanente de las áreas maduras, dando a cada área el foco necesario”.
El avance de este acuerdo está sujeto a la aprobación y decreto provincial, que habilitaría formalmente la cesión de las áreas.
Acerca de VenOil
VenOil Energía es una empresa petrolera argentina especializada en el desarrollo de campos maduros, con sólida trayectoria en la industria del oil & gas. Tiene su sede en Luján de Cuyo y opera campos petroleros en las provincias de Mendoza y Santa Cruz.
Acerca de Compañía General de Combustibles (CGC)
CGC es una empresa argentina de energía dedicada a la exploración, producción, distribución de hidrocarburos y transporte de gas. Desde hace más de 100 años, está comprometida con crear valor de manera sustentable para las comunidades, sus colaboradores, proveedores, accionistas y clientes.
En el marco del compromiso asumido por el gobernador Ignacio “Nacho” Torres centrado en el impulso de las energías renovables en Chubut; la Subsecretaría de Energías Renovables de la Secretaría de Infraestructura, Energía y Planificación del Gobierno del Chubut trabaja en la difusión, control e implementación de sistemas de energía renovable en diversos puntos de la provincia.
Con este fin, en noviembre se inspeccionaron los sistemas fotovoltaicos instalados en albergues estudiantiles ubicados en Chacay Oeste, Blancuntre, Cushamen, Fofo Cahuel y Costa Del Lepá; y en las plantas de campamentos educativos de Piedra Parada y Lago Puelo.
Además, el equipo técnico instaló siete sistemas fotovoltaicos domiciliarios a pobladores rurales de la zona de Aldea Epulef, a través del departamento Eolo Chubut.
El proyecto presentado y aprobado oportunamente por el Comité Ejecutivo del Consejo Federal de la Energía Eléctrica, busca instalar 30 sistemas de generación fotovoltaica domiciliaria (SFD) a pobladores rurales dispersos de las comunas rurales de Aldea Epulef y Colan Conhué.
La población objetivo es aquella que habita en las áreas cercanas a las comunas, y que, ya sea por razones técnicas y/o económicas, no se proveen del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), ni de la generación abastecida por la Dirección General de Servicios Públicos.
Dicho equipamiento está conformado por un panel solar policristalino de 310 watts, un regulador solar MPPT/max display 20A y una batería plomo-ácido de 12 volt-110 Ah. La instalación eléctrica se realizó con luminarias de tecnología LED, con el propósito de disminuir el consumo sin sacrificar calidad de iluminación. De esta manera se dispondrá de energía suficiente para el uso de siete luminarias LED y un TV LED y su decodificador, en caso de que el usuario cuente con el adecuado inversor.
La experiencia adquirida ha demostrado que el abastecimiento de servicio eléctrico a la población rural dispersa mediante la instalación de sistemas individuales de generación renovable resulta factible, puesto que satisface las necesidades energéticas de dicha población, sin perjuicio de las mejoras que pudieren surgir en el futuro.
Capacitación a docentes
Asimismo se realizó la capacitación “Transición Energética: Escuela y Comunidad” en la Escuela Secundaria Nº 706 “Gregorio Mayo” de Río Mayo.
“Lo que me deja este encuentro es que el tema energías renovables es importante, que la transición energética tiene que ver con una responsabilidad humana del cuidado del planeta, y espero que nos sirva en el futuro del desarrollo social también para combatir problemas como es la pobreza extrema y la modernización de los lugares donde vivimos”, señaló el profesor de Ciencias Económicas, Julio Martínez.
La actividad puso de relieve el rol que tiene la escuela tanto en la recuperación de la identidad local para la transmisión y producción de conocimientos como en la construcción de hábitos relacionados con el uso de la energía. Del mismo modo que la comunidad educativa es un componente fundamental para multiplicar y fortalecer los procesos de concientización local.
Shell, segunda mayor productora de petróleo de Brasil con un promedio de 450.000 barriles de crudo diarios el año pasado, ha anunciado que planea para 2025 una perforación en una de sus concesiones y el desarrollo de un nuevo campo petrolero en el país.
El desarrollo del nuevo campo, llamado Gato do Mato, depende de la decisión de la dirección de la empresa, que se tomará entre marzo y abril, según afirmó el presidente de Shell Brasil, Cristiano Pinto da Costa, en una rueda de prensa.
Gato do Mato es una prometedora concesión en la cuenca marina de Santos, en el sureste del país, que Shell se adjudicó hace más de una década en calidad de operadora, con el 50% de participación, y tiene como socios a la colombiana Ecopetrol (30%) y a la francesa TotalEnergies (20%).
El proyecto para este campo prevé la instalación de una plataforma con capacidad para producir 120.000 barriles diarios de petróleo y la futura explotación de gas natural en navíos.
“Si la decisión de inversión es aprobada la previsión es que Gato do Mato entre en operación al final de la década”, dijo Pinto da Costa.
La inversión de Shell
El ejecutivo no divulgó el valor de la inversión, pero recordó que en las últimas décadas Shell invirtió un promedio anual de entre 1.000 y 1.500 millones de dólares en Brasil.
Shell también planea perforar en el primer trimestre el pozo exploratorio Ariranha, en una concesión en la cuenca marina de Campos que se adjudicó en consorcio con Chevron, con una sonda que ya está a camino de Brasil.
El ejecutivo agregó que en 2025 será la primera vez en dos décadas que Shell tendrá dos sondas en operación en Brasil, una en Ariranha y la otra, para mejorar la producción, en el mantenimiento de las diez bombas del Parque de las Conchas, su principal activo en Brasil y en donde ha extraído 230 millones de barriles de petróleo en los últimos quince años.
Shell también espera un aumento de su producción en las concesiones en las que su socia Petrobras es la operadora.
En el campo de Mero, en el presal de la cuenca de Santos y en el que tiene una participación del 19,3%, el consorcio encabezado por Petrobras puso en funcionamiento en octubre una tercera plataforma de producción, con capacidad para extraer 180.000 barriles diarios, y este año tiene planeada instalar una cuarta plataforma que ya salió de China y tiene la misma capacidad.
Y en Atapú, una concesión también en el presal de la cuenca de Santos en la que tiene una participación del 16,7%, la operadora Petrobras pondrá en operación este año una segunda plataforma con capacidad para 225.000 barriles diarios.
Shell cuenta con 14 plataformas de explotación en aguas profundas activas en Brasil, que se encuentra entre los cinco países con un mayor volumen de producción para la multinacional.
TGS anunció que incrementará en un 50% la capacidad de sus gasoductos como parte de un plan de expansión. La iniciativa busca acompañar el crecimiento de la producción en Vaca Muerta, así como la apertura de nuevos mercados internacionales.
La decisión fue confirmada por Marcelo Mindlin, CEO de Pampa Energía, en una entrevista brindada a Judy Shaw para el segmento NYSE Floor Talk, realizada en la Bolsa de Nueva York con motivo del 30º aniversario de la cotización de TGS en ese mercado.
En la entrevista, Mindlin detalló que se construirán nuevas plantas de procesamiento de gas y que TGS aumentará su capacidad de transporte en un 50%.
Con más de 9.300 kilómetros de gasoductos que atraviesan siete provincias, TGS conecta los principales yacimientos con los centros urbanos de consumo. En la última década, la empresa consolidó su presencia en Neuquén con la construcción de la Planta Tratayén y un sistema de gasoductos de 183 kilómetros en Vaca Muerta, publicó el portal Pregón Energético, con información de LM Neuquén.
El CEO de Pampa Energía subrayó que la compañía no solo trabaja en la ampliación de sus gasoductos, sino también en nuevas plantas de procesamiento diseñadas para extraer líquidos como propano, butano y etano del gas producido en la cuenca. “Estas inversiones son esenciales para monetizar las enormes reservas que tenemos y para consolidar a Argentina como un jugador clave en el mercado energético”, afirmó.
La expansión en capacidad de transporte y procesamiento se alinea con la meta de duplicar las exportaciones argentinas en los próximos cinco o seis años, proyectando ingresos similares a los que genera el campo con las exportaciones agrícolas, estimados en 35.000 millones de dólares.
TGS anunció que incrementará en un 50% la capacidad de sus gasoductos como parte de un plan de expansión. La iniciativa busca acompañar el crecimiento de la producción en Vaca Muerta, así como la apertura de nuevos mercados internacionales.
La decisión fue confirmada por Marcelo Mindlin, CEO de Pampa Energía, en una entrevista brindada a Judy Shaw para el segmento NYSE Floor Talk, realizada en la Bolsa de Nueva York con motivo del 30º aniversario de la cotización de TGS en ese mercado.
En la entrevista, Mindlin detalló que se construirán nuevas plantas de procesamiento de gas y que TGS aumentará su capacidad de transporte en un 50%.
Con más de 9.300 kilómetros de gasoductos que atraviesan siete provincias, TGS conecta los principales yacimientos con los centros urbanos de consumo. En la última década, la empresa consolidó su presencia en Neuquén con la construcción de la Planta Tratayén y un sistema de gasoductos de 183 kilómetros en Vaca Muerta, publicó el portal Pregón Energético, con información de LM Neuquén.
El CEO de Pampa Energía subrayó que la compañía no solo trabaja en la ampliación de sus gasoductos, sino también en nuevas plantas de procesamiento diseñadas para extraer líquidos como propano, butano y etano del gas producido en la cuenca. “Estas inversiones son esenciales para monetizar las enormes reservas que tenemos y para consolidar a Argentina como un jugador clave en el mercado energético”, afirmó.
La expansión en capacidad de transporte y procesamiento se alinea con la meta de duplicar las exportaciones argentinas en los próximos cinco o seis años, proyectando ingresos similares a los que genera el campo con las exportaciones agrícolas, estimados en 35.000 millones de dólares.
El Índice de producción industrial minera (IPI minero) subió 3,7% en noviembre, respecto de igual mes de 2023, informó este jueves el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec).
De acuerdo con el indicador, el acumulado enero-noviembre de 2024 presentó un aumento de 6,1% respecto a igual acumulado del año anterior. En noviembre, el índice de la serie desestacionalizada mostró además una baja de 0,3% respecto al mes anterior.
Se destacó la extracción de 6.759,2 toneladas de carbonato de litio, que representan una suba de 46,2% respecto al mismo mes de 2023.
En tanto, la extracción de minerales metalíferos tuvo una suba de 3,2% respecto a igual mes de 2023 y una disminución de 3,7% en el acumulado enero-noviembre. La extracción de petróleo crudo registró una suba de 12,1% respecto a igual mes de 2023 y en el acumulado enero-noviembre aumentó 10,4%.
En noviembre, se extrajeron 1.470,9 miles de m3 de petróleo crudo convencional y 2.091,5 miles de m3 de petróleo crudo no convencional, que presentan, respectivamente, una disminución de 4,2% y una suba de 27,2% con relación a igual mes del año anterior.
La extracción de gas natural arrojó una suba de 0,7% respecto a igual mes de 2023, mientras que en el acumulado enero-noviembre de 2024 obtuvo un incremento de 5,1% respecto.
En noviembre, se extrajeron 1.500,9 millones de m3 de gas natural convencional y 2.313,8 millones de m3 de gas natural no convencional, que presentan, respectivamente, un aumento de 0,5% y 0,8% con relación a igual mes del año anterior.
El Índice de producción industrial minera (IPI minero) subió 3,7% en noviembre, respecto de igual mes de 2023, informó este jueves el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec).
De acuerdo con el indicador, el acumulado enero-noviembre de 2024 presentó un aumento de 6,1% respecto a igual acumulado del año anterior. En noviembre, el índice de la serie desestacionalizada mostró además una baja de 0,3% respecto al mes anterior.
Se destacó la extracción de 6.759,2 toneladas de carbonato de litio, que representan una suba de 46,2% respecto al mismo mes de 2023.
En tanto, la extracción de minerales metalíferos tuvo una suba de 3,2% respecto a igual mes de 2023 y una disminución de 3,7% en el acumulado enero-noviembre. La extracción de petróleo crudo registró una suba de 12,1% respecto a igual mes de 2023 y en el acumulado enero-noviembre aumentó 10,4%.
En noviembre, se extrajeron 1.470,9 miles de m3 de petróleo crudo convencional y 2.091,5 miles de m3 de petróleo crudo no convencional, que presentan, respectivamente, una disminución de 4,2% y una suba de 27,2% con relación a igual mes del año anterior.
La extracción de gas natural arrojó una suba de 0,7% respecto a igual mes de 2023, mientras que en el acumulado enero-noviembre de 2024 obtuvo un incremento de 5,1% respecto.
En noviembre, se extrajeron 1.500,9 millones de m3 de gas natural convencional y 2.313,8 millones de m3 de gas natural no convencional, que presentan, respectivamente, un aumento de 0,5% y 0,8% con relación a igual mes del año anterior.
La Secretaría de Energía actualizó este jueves el precio del biodiésel, destinado para la mezcla obligatoria por ley con el gasoil, a través de la Resolución 2/2025 publicada en el Boletín Oficial. Se espera que esta subida de precio empuje hacia arriba a los precios del combustible.
Con la actualización, el precio mínimo de adquisición del biodiésel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil quedó en $ 1.085.887 por tonelada para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de enero de 2025 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El valor anterior, establecido el pasado 3 de diciembre, era de $ 1.064.595 por tonelada, de modo que el aumento fue de un 2%.
La normativa gubernamental determinó que el plazo de pago del biodiésel no podrá exceder, en ningún caso, los 7 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
Al mismo tiempo, aclaró que el nuevo precio fijado “es el valor mínimo al cual deberán ser llevadas a cabo las operaciones de comercialización en el mercado interno”.
Desfasajes
En los considerandos, se recordó que la secretaría energética está facultada para modificar los precios “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 dichos precios puedan 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”.
En el caso del bioetanol, tanto el elaborado a base de caña de azúcar como el elaborado a base de maíz, destinado a su mezcla obligatoria con la nafta, aún no se publicaron nuevos valores para el primer mes del año, por lo que todavía rigen los precios de diciembre.
En el último mes de 2024 se fijó el precio mínimo de adquisición por litro del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar en $ 703,804. Mientras que para el precio de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz, el valor está en $ 645,061.
Los precios de los biocombustibles son parte de los costos que se reflejan en los surtidores, por lo que cada variación en los mismos puede implicar en una suba de los valores de la venta de nafta y gasoil al público. En esta oportunidad, el precio del gasoil podría exhibir el impacto con un aumento en el corto plazo.
El Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables de Cuyo (SPJC) denunció despidos masivos en la empresa de servicios de pozos petroleros San Antonio.
La entidad sindical acusó a la firma de desafiar los acuerdos establecidos sobre el personal en condición stand by y confirmó el envío masivo de telegramas en todo el territorio mendocino. De concretarse esta medida alcanzaría a unos 300 trabajadores, de manera directa e indirecta.
“La empresa San Antonio viene menoscabando la estabilidad laboral de sus empleados desde el 4 de septiembre del año pasado, cuando presentó un plan preventivo de crisis y este sindicato lo rechazó ante la Secretaría de Trabajo de la Nación, debido a que se trataba de un claro incumplimiento al acuerdo de Stand By firmado con la operadora YPF”, sostuvo el gremio en un comunicado.
La organización que conduce Julián Matamala lamentó la actitud de la empresa de avanzar con los despidos a pesar de las «numerosas» ocasiones en las que se intentó resolver la situación que atraviesa el sector.
Además denunció que San Antonio ofreció a los trabajadores “únicamente un 50% de indemnización y sin haber concluido el acta del Stand By, que se extiende hasta el 31 de enero de 2025″. “Como sindicato, denunciamos enérgicamente el accionar irresponsable de la empresa San Antonio, que ha tomado esta decisión final sin considerar las graves consecuencias de su impacto, después de haber mantenido a todo su personal en una angustiante incertidumbre durante 8 meses”, manifestó Matamala.
La situación de San Antonio se trata de una conducta incompatible con el sector petrolero provincial, pero también refleja una alarmante falta de respeto hacia la mano de obra de la industria y hacia los trabajadores que dependen de ella, entiende el sindicato.
“Después del apoyo fundamental que brindó esta institución durante la crisis global causada por la pandemia, y de haber logrado reactivar el 100% de su actividad, ahora enfrentamos esta nueva amenaza. Si esta empresa persiste con estos anuncios perjudiciales, tomaremos las medidas necesarias para impedir que continúe operando en nuestro territorio provincial”, sostuvo el líder sindical.
La lamentable medida se suma a la situación que atraviesa el sector por las áreas maduras de YPF que no logran traspasarse aún, como viene advirtiendo este sindicato, hace semanas. “Seguimos sin recibir novedades sobre el traspaso de las áreas maduras”, afirmó Matamala.
Ante el aumento de estafas digitales, Camuzzi, la mayor distribuidora de gas natural de Argentina, emitió una alerta a sus usuarios con el objetivo de prevenir fraudes y proteger información personal. La empresa destacó la importancia de estar atentos a prácticas engañosas que intentan suplantar su identidad en redes sociales y otros medios digitales.
Camuzzi instó a sus usuarios a desconfiar de promociones, descuentos o avisos urgentes que lleguen a través de redes sociales, especialmente desde cuentas que aparentan ser oficiales, como “Camuzzi Argentina” o “Camuzzi Gas Natural”. Estas suelen incluir números de WhatsApp que buscan obtener información personal o iniciar gestiones fraudulentas.
La empresa aclaró que no realiza promociones ni gestiones a través de llamadas, mensajes privados o redes sociales, y que todas las transacciones deben realizarse únicamente mediante sus canales oficiales o en sus oficinas comerciales. Además, advirtió sobre estafas que simulan atender a sectores específicos como jubilados o pensionados, a través de supuestas áreas de atención.
Camuzzi recordó que nunca solicitará contraseñas ni datos sensibles. Recomendó:
Cambiar contraseñas regularmente y evitar combinaciones predecibles.
No reutilizar la misma contraseña en diferentes plataformas.
No ingresar a links ni descargar aplicaciones si estos provienen de contactos sospechosos.
Si se recibe un mensaje sospechoso por SMS o WhatsApp, se sugiere eliminar el mensaje y bloquear el número.
La seguridad en internet comienza con conexiones confiables:
Priorizar redes seguras y evitar el uso de Wi-Fi público o abierto.
Cerrar sesión al finalizar el uso de cualquier aplicación o plataforma.
Verificar siempre la URL al escanear un código QR y asegurarse de que dirija al sitio oficial.
Los códigos QR maliciosos son cada vez más comunes, y Camuzzi advirtió que estos podrían redirigir a sitios diseñados para robar datos.
Validación de personal autorizado
Si un operario de Camuzzi visita el domicilio, los usuarios pueden verificar su identidad ingresando el número de DNI en la web oficial de la empresa (www.camuzzigas.com.ar) o llamando a los números 0800-999-0800 y 0810-999-0800.
Ante cualquier duda, los usuarios pueden comunicarse directamente al 0810-555-3698, disponible de lunes a viernes, de 8.00 a 18.00.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) convocó a dos audiencias públicas para definir aumentos en las tarifas de luz hasta 2030 y la calidad del servicio eléctrico. Pero también exigió a Edenor y Edesur invertir para reducir un 40% los cortes de luz.
El martes 28 de enero se lanzará la convocatoria para debatir los parámetros de distribución, con una audiencia programada para el jueves 27 de febrero por streaming. Días antes, el miércoles 22 de enero, se abrirá el juego para el transporte, con su respectiva audiencia pautada para el martes 25 de febrero.
El Gobierno se jugará entonces una carta clave para definir los próximos 5 años del transporte y la distribución de energía eléctrica en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Y lo hará a través de estas audiencias que prometen abrir una discusión polémica.
Allí se analizará la calidad de servicio que deben tener los usuarios de Edenor, Edesur y Transener; las inversiones necesarias para mejorar la red y reducir la duración y frecuencia de los cortes de luz; y el financiamiento vía aumentos de tarifas que estiman las empresas para el período que irá desde abril de 2025 hasta marzo de 2030.
Según las resoluciones del ENRE, el objetivo es reducir en un 40% la duración y la frecuencia de los cortes de luz en los municipios más afectados del Gran Buenos Aires. Las metas para 2030 son ambiciosas: entre 2,8 y 3,3 horas de interrupciones y entre 1,2 y 1,4 cortes por semestre. “En algunas comunas de la Ciudad, donde el servicio es mejor, también se busca una mejora del 30%”, adelantaron desde el ENRE.
Ahora bien, estas metas son teóricas, porque los indicadores actuales muestran una prestación muy por debajo de lo esperado. “Hay una falta de generación energética y suena improvisado estar pendiente de la situación climática”.
Además, mediante un régimen de sanciones crecientes, el ENRE busca que las empresas no descuiden a ningún usuario ni a ninguna zona en particular.
Las tarifas de luz, bajo la lupa
La discusión tarifaria también está sobre la mesa. El lunes 31 de marzo, el ENRE publicará los nuevos cuadros tarifarios, vigentes desde el 1 de abril. La estrategia del Gobierno es que haya aumentos mensuales por debajo de la inflación pasada.
En este caso, las boletas para hogares no superarán el 9,9%, aunque en los pasillos oficiales aseguran que podría ser incluso menor.
Aquí surge la presión de las empresas del sector. Edenor, Edesur, Transener y otras grandes firmas buscan que el Gobierno habilite incrementos mensuales permanentes para evitar que sus ingresos queden atrasados frente a la inflación.
Y además, reclaman también un marco regulatorio sin margen para la discrecionalidad oficia y su cumplimiento, ya que, creen los empresarios, que es fundamental para volver a ser “sujetos de crédito”, mantener en términos reales el valor de sus inversiones y poder cumplir a mediano y largo plazo con los bancos que financien la mejora de sus redes y las prestaciones de los servicios públicos.
La rentabilidad cambia
El ENRE también ajustó la tasa de rentabilidad de Edenor y Edesur, que pasará del 10,31% actual al 6,22% después de impuestos. “La justificación es la baja del riesgo país, que reduce los costos de financiamiento”, explicaron desde el ente regulador.
El panorama está servido: tarifas, calidad del servicio, inversión y rentabilidad. Cuatro temas que cruzan el corazón del AMBA y que definirán si los usuarios seguirán padeciendo cortes de luz o si finalmente verán una mejora tangible en su servicio.
La petrolera YPF alcanzó un valor bursátil de 20.700 millones de dólares este martes, gracias a que el precio de la acción trepó a un máximo de US$ 46,79 en la Bolsa de Nueva York, en un contexto de crecimiento de actividad en Vaca Muerta y la vuelta a récords de producción que no se alcanzaban en el país desde hace más de 20 años.
Según replicó el diario Clarín, es la mayor valuación nominal de la empresa desde mayo de 2011 (sin contar la inflación en dólares de Estados Unidos), casi un año antes de la estatización del 51% de sus acciones por parte del gobierno de Cristina Kirchner a Repsol, en abril de 2012.
Los dos grandes saltos recientes que tuvo la acción de YPF ocurrieron en noviembre de 2023, con la elección de Javier Milei como Presidente y el cambio de expectativa de los inversores en relación con la Argentina, y a partir de septiembre de 2024, cuando empezó a hacer efecto en la economía el blanqueo de capitales (que movió inversiones hacia activos financieros) y la baja del riesgo país, que desató un boom en las acciones.
“El valor de la acción depende de 4 factores: un excelente programa económico del Gobierno nacional: el programa imbatible que tenemos en YPF con una misión muy clara; el Plan 4×4, que ya es una marca registrada, con un cambio muy fuerte en la gestión de activos que se orienta al foco en la rentabilidad y la gestión de valor; y, por último, la dedicación a comunicar y dar a conocer lo que hacemos”, considera Horacio Marín, presidente y CEO de la compañía.
Por qué crece la acción de YPF
El principal cambio en estos 14 meses fue el aumento en los precios de los combustibles (nafta y gasoil), los productos refinados con los que YPF obtiene la mayor parte de sus ingresos. A principios de noviembre de 2023, la nafta súper costaba unos 30 centavos de dólar a la cotización “libre”, lo que provocó una crisis de desabastecimiento en medio de la campaña electoral. Ahora la nafta cuesta US$ 0,90 y está casi a los niveles de paridad de importación.
Por otro lado, con el “Proyecto Andes”, YPF se desprendió de una decena de yacimientos convencionales de petróleo y gas para enfocarse en los no convencionales (shale), que tienen una mayor rentabilidad. La empresa vendió su negocio de lubricantes en Brasil y está a punto de cerrar su salida de Chile.
Además, está por darle un mandato a un banco internacional para buscar compradores de su participación en Metrogas (70% del total), cuyo valor bursátil ronda los 950 millones de dólares.
En cuanto a la producción, YPF tuvo un 2024 de crecimiento en petróleo y gas en Vaca Muerta. Arrancó el año pasado con 111.000 barriles por día (bpd) de producción propia y lo cerró con unos 150.000 barriles diarios; mientras que en todo el país es propietario de 273.600 barriles por día -a noviembre 2024-, con un salto interanual del 7,2%, de acuerdo a los datos de la consultora Economía & Energía.
Con mirada en el futuro, esa nueva producción de petróleo crudo se dedicará plenamente a la exportación. Desde mediados de 2023 la industria está vendiendo sus excedentes a Chile mediante el Oleoducto Trasandino (Otasa) y a principios de este año comenzará la construcción del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) con un costo cercano a los 3.000 millones de dólares, que permitirá exportar a partir de 2027 más de 500.000 barriles diarios, el equivalente a todo el consumo nacional.
Por otro lado, YPF alcanzó un acuerdo con Shell para vender 10 millones de toneladas por año de Gas Natural Licuado (GNL) a través de dos barcazas que harán la licuefacción. La decisión final de inversión, que confirmará el proceso para no tener marcha atrás, sería a finales de este año.
En ese sentido, Marín viajó a Israel, Japón, Corea del Sur, China e India para negociar contratos de abastecimiento -offtakers- que le den sustento al proyecto Argentina LNG.
El Gobierno oficializó este miércoles la aprobación del primer proyecto que ingresará al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) por un monto apenas superior a los US$211 millones, mediante la Resolución 1/2025 publicada en el Boletín Oficial.
La inversión que obtuvo el aval gubernamental definitivo al cumplimentar todos los pasos previstos es el “Parque Solar El Quemado y Anexos” por una capacidad instalada total de 305 megavatios (MW), que se desarrollará en la provincia de Mendoza por la empresa Luz del Campo S.A.
La implementación de la iniciativa se llevará a cabo en dos etapas. En la primera se avanzará con la instalación de paneles solares bifaciales en 350 hectáreas por una capacidad instalada de 200 MW, mientras que en la segunda instancia se prevé completar la capacidad total planeada.
El proyecto implica una inversión total de US$211.600.072, de los cuales en el primer y segundo año contados desde la fecha de solicitud de adhesión se emplearán US$204.544.000, “cumplimentándose el 40% del monto mínimo de inversión definido para el sector de energía”.
Asimismo, quedó estipulado que de la inversión total, unos US$94.076.795 serán abonados a proveedores del exterior, mientras que la suma restante de US$117.523.278 será cancelada a proveedores locales. Además, se fijó que la fecha límite comprometida para alcanzar el monto mínimo de inversión en activos computables es el 30 de enero de 2027.
En el análisis realizado para determinar la viabilidad de la inversión, el Banco Central consideró que la misma “no afecta la sostenibilidad del sector externo ni tampoco resulta significativo su impacto en las reservas internacionales” y también señaló que “no se considera que el proyecto pueda afectar negativamente, por sus efectos cambiarios, los objetivos de desarrollo económico y estabilidad financiera”.
En paralelo, la entidad bancaria sostuvo que “en el caso que se diera la sustitución de importaciones planteada una vez que entra en producción, el balance cambiario resultaría positivo considerando los tres años iniciales del proyecto, ya que los gastos de operación a partir de la puesta en marcha son locales”.
Al mismo tiempo, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) y la Secretaría de Energía evaluaron la iniciativa y concluyeron que la misma “cumple con los requisitos y objetivos del RIGI”.
El Gobierno nacional autorizó la venta de las acciones de la empresa siderúrgica IMPSA S.A a la compañía de capitales estadounidenses ARC Energy.
“La Comisión Evaluadora de las ofertas para la venta de Impsa – integrada por el Fondep del Ministerio de Economía, la Agencia de Transformación de Empresas Públicas y la provincia de Mendoza – resolvió recomendar la preadjudicación de las acciones de la compañía en poder del Estado nacional y provincial al consorcio IAF cuyo socio principal es Arc Energy”, indicó la Secretaría de Comercio en un comunicado de prensa.
El parte oficial señala que “IAF ofertó US$ 27 millones en concepto de aporte de capital sujeto a un cronograma de integración de acuerdo a las necesidades de la empresa y solicitó un plazo hasta el 31 de enero para obtener el refinanciamiento de la deuda que guarda con los acreedores de Impsa, que alcanza la cifra de US$ 576 millones”.
La oferta aprobada fue la única presentada luego de un largo proceso para lograr la privatización de la empresa.
“En su análisis, la Comisión concluyó que se acreditaron las condiciones de idoneidad, capacidad económica y financiera de los principales accionistas de IAF para cumplir con la capitalización que requiere Impsa y su gerenciación; que se mantuvo la vigencia del seguro de caución para garantizar la oferta que se realizó; y que la misma se adecua a las necesidades que presenta la empresa para que esté en marcha y operativa”, añadió Comercio.
Además indicó que “IAF deberá obtener la conformidad de los acreedores para la renegociación de la deuda y en caso de que se cumpla con la condición, se procederá a la redacción del contrato de compra venta de acciones y su posterior transferencia”.
Comercio detalló que “el capital de IMPSA, empresa fundada en 1907, se integra con tres tipos de acciones: las clase A, en manos de la familia Pescarmona con un 5,3%; las clase B, en manos de los acreedores con un 9,8%; a través de sendos fideicomisos de garantía, y las acciones clase C, que pertenecen al FONDEP en un 63,7% y el 21,2% restante a la provincia de Mendoza”.
“La decisión de desprenderse de las acciones en poder del sector público se encuentra alineada con el objetivo de déficit cero del Gobierno nacional y la no asignación de recursos federales a empresas privadas, abriendo así la posibilidad de que la empresa continúe la actividad de forma saneada en un marco de economía de mercado. La provincia de Mendoza, manifestó su voluntad explícita de acompañar la decisión del gobierno federal”, aseguró el parte oficial.
IMPSA se dedica a la fabricación de equipos tales como turbinas, grúas, reactores abasteciendo a los sectores de metalurgia, de generación de energía y tecnología.
YPF lanzó el jueves 2 de enero una oferta de recompra de sus Obligaciones Negociables (ON) clase XXXIX, que cotizan como YCA6O y que vencen en julio de 2025, por un total en circulación de US$ 757 millones.
Para atraer a esos tenedores de sus bonos, pagará un “premio”: por cada 100 dólares nominales, ofrecerá US$ 101,95, más los intereses proporcionales devengados al 16 de enero. El plazo para adherirse a la oferta vence el 15 de enero.
Para poder pagar esa recompra, la petrolera lo que hará es, a su vez, realizar una nueva emisión de bonos, que llevarán por nombre clase XXXIV y serán por hasta US$ 1.000 millones. Tendrán vencimiento en 2034, y se amortizarán en 3 cuotas consecutivas desde enero de 2032. La emisión está destinada a inversores calificados, pagará intereses semestrales y licitará por precio, explicaron en PPI.
“Con un remanente total de US$ 757 millones y dada la baja liquidez del bono, esta propuesta representa una oportunidad atractiva de salida para los inversores”, sostuvo Cohen Sociedad de Bolsa en un informe.
En el prospecto de recompra, en un mensaje a los bonistas que no acepten la propuesta, YPF aclaró que tiene la intención de rescatar todas las ON que sigan en circulación tras la oferta, según publicó el diario Clarín.
El gobernador Rolando Figueroa se reunió el domingo 5 de enero en el paso internacional Pichachén con el entrante gobernador de la región chilena de Biobío, Sergio Giacaman. Durante el encuentro, ambos mandatarios ratificaron la importancia del paso para la integración de Argentina y Chile.
“Es un hecho fundamental el encontrarnos en la frontera porque creemos que estos países tienen que crecer hermanados, y esa hermandad se fomenta día a día, se riega, es una hermandad fecunda. Estamos convencidos de que lo vamos a lograr y de que este paso va a ir adquiriendo otra relevancia en el transcurrir del tiempo”, manifestó Figueroa.
El gobierno del Biobío está construyendo en estos momentos una Aduana para el paso Pichachén, por lo que el gobernador neuquino señaló: “Nosotros estamos apostando a que esa Aduana sea unificada, que pueda ser utilizada por ambos países”, y agregó que Neuquén “ya está proyectando las posibilidades de crecimiento de toda esta región norte”. Esto incluye la pavimentación de rutas que permitirán una llegada más rápida y segura hasta el paso fronterizo, para lo que se busca financiamiento a través del Banco Mundial.
Figueroa remarcó que la provincia de Neuquén y la región de Biobío “han construido una amistad que se lleva en el ADN de ambos lados de la cordillera y eso lo tenemos que trasladar también a la economía”. “Hoy los neuquinos tenemos la posibilidad de proveer de gas al mundo, lo que incluye a Chile. Esto va a requerir una reconstrucción de un vínculo de confianza que se ha roto por incumplimiento de contratos de provisión en determinados momentos”, enfatizó. Actualmente el gasoducto trasandino tiene capacidad ociosa, lo que podría revertirse rápidamente con la creciente producción de gas que tiene Vaca Muerta.
“Para mí es un orgullo estar acompañando en la asunción a Sergio y en la despedida también a un amigo que ha sido Rodrigo (Diaz Worner, gobernador saliente del Biobío), un amigo de Neuquén, un amigo de años, que siempre ha contribuido a poder fortalecer estos lazos de hermandad”, finalizó.
Por su parte, Sergio Giacaman, señaló que “esta reunión muestra la continuidad en la relación con la provincia del Neuquén” y agregó que “no basta solo mirar la historia o pensar en el futuro, sino que esto también se construye en lazos entre personas, por lo que vine al punto donde se conectan nuestros países a recibir al gobernador de Neuquén para construir una relación fecunda entre nuestras naciones, y particularmente entre la provincia de Neuquén y la región del Biobío”.
Enarsa volvió a exigir el pago de la millonaria deuda contraída por Distrigas S.A. durante las gestiones de María Belén García (2020-2022) y Karina Saúl (2022-2023).
La deuda acumulada, que asciende a $13 mil millones, responde a la falta de cumplimiento de compromisos de pago con la distribuidora nacional. Según el actual presidente de Distrigas S.A, Marcelo de La Torre, esta situación “genera una coyuntura muy difícil para el crecimiento de la empresa”.
“El tiempo nos apremia. Estamos realmente preocupados porque hemos presentado varias propuestas de pago, pero todas fueron rechazadas. La presión es cada vez mayor y debemos evitar que esta situación termine en juicio. Si esto avanza, podría derivarse en retenciones automáticas para la provincia, algo que debemos impedir a toda costa”, expresó De La Torre.
Para graficar la magnitud de la deuda, el presidente de Distrigas señaló: “El monto equivale a la coparticipación de 12 meses de tres municipios como Gobernador Gregores, Los Antiguos y Puerto Santa Cruz. O, si buscamos otra referencia, sería el valor de 350 patrulleros equipados. Es una forma clara de dimensionar el desafío que nos toca afrontar y resolver, producto de la desidia que vivió Santa Cruz en el pasado”.
A pesar del complejo panorama financiero, De La Torre destacó que se han realizado avances importantes: “Aunque enfrentamos dificultades presupuestarias, hemos maximizado los recursos y brindado respuestas en cada una de las localidades donde Distrigas tiene presencia”.
El Gobierno de Santa Cruz, a través de la Secretaría de Estado de Energía Eléctrica, dependiente del Ministerio de Energía y Minería, tiene a su cargo la ejecución de acciones relacionadas con la generación de energía eléctrica de origen térmico, hidráulico y de fuentes renovables; como así también, en lo que refiere al transporte troncal de energía eléctrica en alta y media tensión, desde el punto de entrega hasta el punto de recepción del distribuidor y las estaciones transformadoras que la componen, además de la comercialización de la energía mayorista.
Bajo estos lineamientos, durante el año 2024, se trabajó en la implementación y actualización del Sistema de Monitoreo Web para el seguimiento sistemático de información sobre el mercado eléctrico en Santa Cruz; además de la vinculación de información entre el sistema de monitoreo web propio, con el Sistema de Información Territorial Unificado (SITU), implementado desde la Jefatura de Gabinete de Ministros.
Otra de las tareas que se llevaron adelante desde esta Secretaría, fue el análisis del comportamiento del mercado eléctrico en Santa Cruz, en donde se destaca la consolidación de un saldo neto exportador de energía eléctrica, superando a la demanda de energía eléctrica en más del 49%, con una participación en la generación renovable mayor al 89% en Santa Cruz.
Por otro lado, se realizaron actividades de control e inspección para la verificación de las calidades y cantidades del gas combustible utilizado para la exportación de energía eléctrica desde la “Central térmica Los Perales”, “Central térmica El Huemul” y “Central térmica Meseta Espinosa”.
Otra de las actividades a destacar, fue el análisis de precios de compra de energía eléctrica desde el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) por parte de los agentes distribuidores dentro de la provincia, registrándose un aumento interanual mayor al 418%; como así también, un análisis de los costos que representa la provisión de gasoil para generación aislada de energía eléctrica, es decir, abastecimiento a las localidades que no están incorporadas al SADI, registrándose un aumento interanual mayor al 364%.
A su vez, se analizó el factor de carga de las centrales renovables de tecnología eólica en Santa Cruz, en donde se destaca haber alcanzado aprovechamientos máximos entre 64% y 70% desde la entrada en operación de los mismos.
Por otro lado, se vienen generando oportunidades para crear un escenario favorable para el desarrollo del Hidrógeno Verde en Santa Cruz. En ese sentido, desde la Secretaría de Energía Eléctrica, se participó del foro de creación del proyecto de Ley nacional; al tiempo que se generó un espacio propio de debate – el pasado 30 de agosto en la ciudad de El Calafate – junto a la Unión Europea y a la Plataforma H2, al que asistieron empresarios, diplomáticos y profesionales interesados en participar de este nuevo desarrollo, e invertir en Santa Cruz.
En paralelo, para avanzar en la legislación nacional y en un marco regulatorio que establezca claros lineamientos que propicien su desarrollo, y por sobre todo se comprenda su importancia, se coordinó una reunión entre los legisladores nacionales que representan a Santa Cruz, para debatir el proyecto de ley de Hidrógeno Verde, en análisis en la Cámara de Diputados de Nación.
Algo a destacar como un importante avance en la materia, es el lanzamiento del primer acuerdo de colaboración público-privada del Programa H2Uppp en Argentina, liderado por empresas del sector europeo, para la producción de hidrógeno verde y amoníaco verde, y que se concretará en Santa Cruz.
Denominado “Gaucho Wind to Hydrogen & Green Ammonia” es un proyecto que está siendo desarrollado por la empresa austriaca de energía renovable RP Global, con el objetivo de producir amoníaco verde para la exportación, principalmente al mercado europeo, y satisfacer la demanda local, instalando 3GW de electrolizador, alimentado por un parque eólico estimado de 4,2GW que puede producir +21,340GWh de energía que se puede utilizar para producir hasta 1,7 Mt/año de amoníaco en la primera etapa.
Las parcelas comprometidas para el proyecto, están situadas en cercanías de los puertos de Punta Quilla y Puerto Deseado, lo que abre la posibilidad de que buques transporten amoníaco verde a otros continentes, y lo utilicen como combustible y materia prima para la industria química.
En lo que respecta a la Ley 3873 – Mesa de Hidrógeno Santa Cruz, que tiene por objeto el diseño participativo de políticas públicas, se coordinó la realización de la primera reunión interinstitucional, y en la actualidad, junto a legisladores, se está trabajando en su modificación, a los efectos de incluir a sectores que no habían sido contemplados inicialmente.
A su vez, se trabajó en la modificación de la Ley Provincial 3247 – de Seguridad Eléctrica, sumando la intervención de los cuerpos colegiados en las instancias previas a la habilitación de los servicios domiciliarios, buscando generar mayores condiciones de seguridad para la población santacruceña.
También desde la Secretaría, se inspeccionó la obra El Pluma – Perito Moreno – Los Antiguos, que integrará el Sistema Argentino de Interconexión, en lo que hace a todos sus avances, estudiando re-determinación, certificados, estudios ambientales y eléctricos; como así también para la obra de El Jaramillo, inspeccionando y coordinando los detalles técnicos faltantes para su inicio; al tiempo que se finalizó con la elaboración del Contrato entre SPSE, TRANSPA y PCR.
Finalmente, se trabajó junto a YCRT y SPSE, en los aspectos técnicos que permitieron arribar al convenio de suministro de energía celebrado a fines de noviembre de 2024, en la que la provincia puede abastecerse de energía excedente generada por la empresa estatal minera.
El Gobierno de Mendoza aprobó la prórroga por diez años de las concesiones de explotación de las áreas Cerro Mollar, La Brea y Puesto Rojas, en Malargüe, operadas por Petroquímica Comodoro Rivadavia SA (PCR).
El decreto de la extensión, firmado por el Gobernador Alfredo Cornejo y la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, refuerza la estrategia provincial de revitalizar y prolongar la vida útil de yacimientos maduros, creando nuevas oportunidades en un sector clave para la economía y la historia mendocina.
“El interés del privado en extender su concesión y la inversión comprometida demuestran que Mendoza aún tiene mucho para dar en materia de hidrocarburos. Ello requiere de una política hidrocarburífera que priorice y premie inversión y eficiencia, y en ese sentido estamos trabajando desde el Gobierno provincial”, afirmó la ministra Latorre. “Las empresas necesitan de reglas claras y estímulos a la inversión que dinamicen el mercado, ese es nuestro mejor aporte”, agregó.
“Las áreas prorrogadas son parte fundamental del patrimonio hidrocarburífero de Mendoza, cuya historia energética se remonta a las décadas de 1970 y 1980, cuando la región se consolidó como un epicentro petrolero en la provincia”, comentó el director de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Ambiente, Lucas Erio.
“La transferencia de estas áreas a PCR en 2023 marcó el inicio de una nueva etapa, logrando un incremento en la producción de 45 m³/d a 140 m³/d gracias a un plan integral de reactivación. Este resurgimiento reafirma la vigencia y el valor de estos yacimientos convencionales para Mendoza”, explicó.
Inversiones por más de USD 20 millones
El compromiso de inversión de PCR asciende a USD 20 millones e incluye una estrategia focalizada en dos frentes:
Reactivación de pozos inactivos: Las actividades enfocadas en poner nuevamente en producción pozos inactivos han generado incrementos significativos en la producción de hidrocarburos. Este enfoque continuará durante la vigencia de la prórroga, garantizando un crecimiento sostenido.
Exploración de nuevos horizontes: PCR perforará seis nuevos pozos, cuatro de ellos exploratorios, en busca de oportunidades inexploradas en estos yacimientos históricos. Esta actividad permitirá la certificación de nuevas reservas y posicionará a Mendoza como un líder estratégico en el desarrollo energético del país.
Además del compromiso inicial, PCR contempla una inversión adicional de hasta USD 24 millones, supeditada al éxito comercial de los pozos exploratorios. Esto podría derivar en la perforación de hasta tres pozos adicionales por cada descubrimiento comercial, consolidando el horizonte productivo y económico de la provincia.
La presencia de empresas experimentadas en la gestión de campos maduros, como PCR, es clave para maximizar el potencial de estos activos.
“Los planes ambiciosos y sostenibles de inversión no solo extienden la vida útil de los yacimientos, sino que también demuestran cómo combinar historia y modernidad en la explotación de recursos”, señaló Erio.
Impacto económico positivo y compromiso con el ambiente
PCR también ha asumido un firme compromiso con la gestión ambiental, enfocándose en el saneamiento de pasivos ambientales. Este esfuerzo incluye el abandono de pozos, la remediación de suelos, la adecuación de instalaciones y la implementación de prácticas sostenibles que aseguren el cuidado del entorno natural y el bienestar de las comunidades locales.
El aumento en la producción, junto con los planes de desarrollo comprometidos, generará un impacto significativo en la recaudación provincial y beneficios directos para las comunidades locales.
Además, se dará prioridad a proveedores y servicios locales, lo que asegura que el desarrollo energético fortalezca la economía mendocina.
La prórroga de estas concesiones no solo pone en valor el legado histórico de los yacimientos, sino que también abre un futuro lleno de posibilidades para Mendoza. En colaboración con el sector privado, el Gobierno reafirma su compromiso con una gestión eficiente, sostenible y visionaria de los recursos hidrocarburíferos de la provincia.
El 3 de febrero se conocerán las ofertas de las empresas interesadas en ejecutar la extensión de la red de gas natural a Los Miches, Guañacos, Las Ovejas, Bella Vista, Los Carrizos y Cayanta. Se trata de una importante obra que anunció el gobernador Rolando Figueroa bajo la premisa de que “el gas, primero para los neuquinos”.
Si bien desde la gestión de Figueroa se trabaja para estrechar los lazos que permitan incrementar los volúmenes de exportación de gas a Chile (el reciente encuentro con el gobernador de la Región del Biobío, Sergio Giacamán es un nuevo ejemplo de ello), la decisión es llevar el gas a las localidades del norte de la provincia que ven pasar el gasoducto hacia el vecino país.
El concurso de precios tiene por objeto la contratación de la ejecución de extensión de la red de gas natural y red de fibra óptica, que deberán realizarse conforme a las normas técnicas de Camuzzi Gas del Sur SA, Enargas y demás reglamentaciones vigentes. Se trata de dos tramos: el primero desde Andacollo a Los Miches y Guañacos; y el segundo, desde la válvula de derivación en la rotonda de las rutas N°38 y 43 a Las Ovejas, Bella Vista, Los Carrizos y Cayanta.
La concreción de este proyecto de extensión es posible gracias a las políticas de austeridad del gobierno provincial y específicamente de Hidrocarburos del Neuquén SA (Hidenesa), que ahorró en transporte y puede realizar estas inversiones en obras para llevar el gas a más neuquinos. Desde que dejó de ir a Bahía Blanca para cargar Gas Licuado de Petróleo (GLP), la empresa neuquina generó un ahorro mensual de 300 millones de pesos.
Los Miches ya es abastecido a través de una planta de GLP, pero la intención es migrar hacia el gas natural. Inicialmente se propuso avanzar con eso y llevar el gas también a Guañacos. Sin embargo, los estudios técnicos y de ingeniería permitieron repensar el proyecto inicial y ampliarlo. El Gobierno neuquino aprobó un aporte de capital de 19.396 millones de pesos para Hidenesa, que recuperará una parte de la inversión porque las plantas que hoy están situadas en esos lugares se trasladarán. Esto incluye la inversión para llevar fibra óptica a las distintas localidades. La realización de ambas obras en forma paralela le permite al Estado ahorrar costos y llegar con dos servicios esenciales a toda la región.
Desde Hidenesa y el Ministerio de Energía ya se realizó la compra de las cañerías para el proyecto a través de Codineu, en las distintas medidas necesarias que ya se encuentran en proceso de fabricación, para que estén listos al momento de adjudicar la obra en los primeros días de febrero.
“Es un progreso enorme para el norte neuquino”, aseguró el gobernador al anunciar oportunamente la realización de la obra y agregó: “Estoy muy satisfecho con las empresas del Estado, porque se han vuelto cada vez más eficientes. Y más eficientes no quiere decir que se reduzcan costos dejando afuera de los beneficios a la gente, sino todo lo contrario”.
La apertura de las ofertas se hace en forma digital, y está prevista para el 3 de febrero.
Mientras sigue adelante proceso de Revisión Tarifaria Integral (RTI) para el servicio de distribución de luz que inició el Gobierno bonaerense, se aprobó un incremento promedio del 5% que impactará en las boletas del servicio energéticoprovincial, aunque esto varía de acuerdo a los consumos y categorías.
La decisión quedó oficializada en la Resolución 4 del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos publicada este martes en el Boletín Oficial. Ahí se explica que los nuevos valores corresponden a las subas de los precios de la energía y potencia mayorista y transporte aprobados por Nación para el período comprendido entre el 1º de noviembre de 2024 y el 30 de abril de 2025.
Según replicó la agencia de noticias DIB, tiene que ver con la actualización del gravamen destinado al Fondo Nacional de Energía Eléctrica (FNEE) conforme con lo dispuesto en la resolución nacional de octubre del año pasado y un ajuste transitorio del valor agregado de distribución.
Esto significa que, por ejemplo, los usuarios de EDELAP en la región de La Plata sufrirán un incremento del cargo fijo en torno al 3,5% promedio, mientras que el cargo variable, que dependerá del consumo, aumentaría un punto. También el ajuste llegará a EDEA, EDEN y EDES, lo que impactará en las cooperativas eléctricas del interior bonaerense. En algunos casos, la suba de los cargos fijos llega al 5%.
La última actualización había sido a principios de noviembre, cuando el costo del servicio había aumentado en torno al 8%.
Un edificio de un centro de entrenamiento de la central nuclear de Zaporiyia (CNZ) fue atacado por un dron ucraniano este domingo, informó el servicio de prensa de la central citado por la agencia de noticias china Xinhua.
“Un dron ucraniano impactó el techo del edificio ‘G’ de la CNZ, donde se localiza el único simulador de escala real de la sala de reactor del mundo”, dijo el servicio en un comunicado en Telegram. Además puntualizó que no se reportaron heridos ni daños a causa del ataque.
La CNZ es la central nuclear más grande de Europa, con una capacidad total de seis gigavatios. A fines de febrero de 2022, tras invadir Ucrania, Rusia tomó el control de la instalación. Es una de las 10 mayores del mundo.
La central está situada en el Sur de Ucrania, en Enerhodar, cerca de la ciudad de Zaporiyia, en la orilla Sur del embalse de Kajovka en el río Dniéper.
Tiene seis reactores de agua presurizada VVER-1000 cada uno con un rango de potencia de 950 MWe con una salida de energía total de 5.700 MWe.
Luego que los cortes de luz afectaran a más de cien mil usuarios del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), el empresario Daniel Vila sostuvo en diálogo con El Destape 1070 que se deben a un “factor climático”. El accionista de Edelcos, empresa controlante de la distribuidora de energía Edenor, dijo que su compañía es la que “menos cortes tiene”. Más allá de los aumentos que hubo en las tarifas a lo largo del último año permitidas sobre la base del decreto 70/2023, dijo que aún “están atrasadas”. Por otro lado, criticó al Gobierno de Javier Milei por “falta de sensibilidad social”.
“En el caso de AMBA somos dos prestadores de servicio eléctrico. Edenor es la compañía que menos corte tiene y los de las últimas horas fue por un factor climático a un problema técnico”, dijo Vila. En ese sentido, aclaró que el servicio está preparado para veranos de temperaturas “normales” y reconoció que “si las temperaturas extremas no sucedieran, no debería haber problema. Para que el servicio se corte tiene que haber temperaturas de arriba de los 40 grados”.
Vila, además, sorprendió al hacer referencia al cambio climático como principal factor que “altera al soporte técnico” es el cambio climático, una variación significativa del clima a lo largo de los años producida, principalmente, por la mano del ser humano que el Gobierno de Milei niega. “Esta es mi opinión. Creo que existe y se manifiesta permanentemente en todas las partes del mundo”, señaló.
Por otro lado, hizo referencia a una revisión tarifaria integral “que debió haberse hecho hace dos años y si miramos esa revisión, las tarifas siguen atrasadas”. A lo largo de la gestión ultraderechista, que comenzó el 10 de diciembre de 2023, hubo numerosos aumentos en los servicios, entre ellos, la energía, basados en el decreto 70/2023 de cuestionada constitucionalidad que declara la “pública en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, sanitaria, tarifaria y social”. Sobre él, el Gobierno pudo declarar la “emergencia energética” que renovó a fines del año pasado a través del decreto 1023/2024.
“La inversión se ha hecho y se viene haciendo, sino estaríamos sin energía. Se invirtió en líneas de alta, media y baja tensión, pero a no tener a tarifa acordada”, insistió.
Argentina se prepara para dar un paso importante hacia la modernización de su sector energético con la futura autorización del autoservicio de combustibles. Esta iniciativa permitirá a los usuarios despachar su propia nafta o gasoil, tal como ocurre en otras partes del mundo, lo que transformará la experiencia en las estaciones de servicio del país.
En este contexto, la marca turca Mepsan ha desembarcado en Argentina a través de NCM Servicios, una empresa familiar marplatense. La firma se anticipa a la desregulación del sector y traerá consigo su tecnología de surtidores de autodespacho, compatible con el sistema de autoservicio que se implementará en el país.
Luciano Martín, socio gerente de NCM Servicios, destacó que el acuerdo con Mepsan, que se venía gestando durante los últimos cuatro años, busca consolidar la expansión de la compañía. Para 2025, NCM invertirá más de u$s 2 millones en la comercialización de los surtidores de la marca turca, con el objetivo de competir con las dos marcas ya establecidas en el mercado argentino: Wayne y Gilbarco.
Los surtidores Mepsan, que incluyen una pantalla táctil y computadoras incorporadas, destacan por su innovación. Según Martín, la línea Pro Smart, que incorpora un QR integrado, permitirá realizar el autodespacho directamente desde el surtidor, sin la necesidad de un tótem adicional.
A pesar de no haber sido diseñados específicamente para el autodespacho, los surtidores de NCM Servicios podrían adaptarse fácilmente al sistema de autoservicio, lo que abre nuevas oportunidades para las estaciones de servicio del país. En cuanto a la inversión, se estima que el costo por instalar tres islas de despacho con tecnología Mepsan oscila entre u$s 100.000 y u$s 150.000.
Mepsan, con presencia en 85 países y una sólida alianza con compañías globales como Total, Gazprom y Aramco, se consolida como uno de los proveedores más importantes en la industria. En Argentina, la empresa planea equipar 100 nuevas estaciones de servicio con su tecnología en los próximos dos años y construir una planta de ensamblaje en Mar del Plata con una inversión de u$s 1,5 millones.
El proyecto de ensamblaje local de surtidores tiene como objetivo abastecer no solo a Argentina, sino a toda la región, y contribuir al crecimiento de la industria de los combustibles en América Latina.
La Cooperativa de Obras y Servicios Públicos de Río Tercero dio otro paso para encarar su proyecto de ser generadora de energía solar. La entidad seleccionó la empresa que construirá su primer parque solar, un nuevo emprendimiento con el que generará energía de fuente renovable desde un predio propio.
Sobre la evaluación que realizó un equipo de la propia institución, el consejo de administración que conduce la cooperativa adjudicó la obra a la empresa cordobesa Tecnored SA, que entre otras nueve se presentó a la licitación a la que se había convocado.
La obra fue licitada por 1.000 millones de pesos, con el objetivo de construir un parque solar con una potencia de un megavatio. No obstante, desde la cooperativa anticipan que la apuesta de la institución es llegar a dos megavatios, ampliando el diseño original.
El parque solar se construirá al norte de la ciudad, en barrio Intendente Magnasco, donde la institución tiene su Centro Operativo y las lagunas de tratamientos de efluentes cloacales
El predio que se destinará a este proyecto tiene tres hectáreas. Con la tecnología a la cual se puede acceder en la actualidad, esas tres hectáreas permiten construir un parque solar con hasta tres megavatios de potencia, según señalan desde la institución.
Se estima que se necesitarán instalar unos 2.000 panales solares por cada megavatio de energía. Si se llega al objetivo de generar dos megavatios, los paneles a instalar serán unos 4.000.
Para concretar esta inversión la Cooperativa recurrirá a un crédito que gestionó en el sistema financiero. En principio, la opción más accesible la ofreció el Banco Nación.
El objetivo es tener montado todo el sistema para julio próximo, el mes en que se cumple su aniversario la institución creada en 1933.
El Gobierno de Río Negro, a través de la Secretaría de Energía y Ambiente, capacitó durante 2024 a más de 3.000 personas en temáticas clave como energías renovables, minería sostenible y regulación de servicios públicos. Estas iniciativas, realizadas en conjunto con instituciones académicas y organismos técnicos, fortalecieron la preparación de agentes públicos, profesionales y ciudadanos en sectores estratégicos para el desarrollo provincial.
“En 2024 consolidamos un modelo de formación continua que no sólo potencia las capacidades de nuestra gente, sino que también genera un impacto directo en el desarrollo económico sostenible de Río Negro”, destacó Andrea Confini, secretaria de Energía y Ambiente.
Entre las principales propuestas formativas, se destacan:
Curso de Instaladores de Sistemas Fotovoltaicos: desarrollado con la UTN, permitió formar a 17 instaladores calificados en generación distribuida, fomentando el uso de energías renovables en hogares y empresas de la provincia.Diplomatura en Sustentabilidad Minera: en colaboración con la Universidad Nacional de Río Negro, brindó herramientas conceptuales y prácticas a 150 personas para promover una minería responsable, alineada con los objetivos de Desarrollo Sostenible. Tendrá una tercera edición este año, con una propuesta gratuita, abierta a toda la ciudadanía, cuya inscripción permanecerá abierta hasta el 15 de febrero.
Diplomatura en Regulación de Servicios Públicos: orientada a la gestión energética, convocó a 70 participantes que adquirieron conocimientos sobre eficiencia, planificación y sostenibilidad de servicios públicos.
Curso “Descubriendo el Potencial Energético de Río Negro”: impulsado por el IPAP a través de su plataforma virtual, tuvo dos ediciones en 2024 con más de 2.800 inscriptos, abarcando minería, hidrocarburos y energías renovables.
“El éxito de estas capacitaciones reafirma el compromiso de nuestra provincia con la transición energética y el desarrollo sostenible, sentando bases sólidas para el futuro”, agregó Confini.
De cara a 2025, la Secretaría proyecta ampliar la oferta educativa con nuevas ediciones de los cursos existentes y módulos innovadores que incorporen experiencias prácticas y casos reales, consolidando a Río Negro como referente en formación energética y ambiental en el país.
Exportaciones: 9.677 millones
