Con la inscripción cerrada, la audiencia pública por el proyecto de GNL en el Golfo San Matías reunirá a autoridades, especialistas y 220 personas inscriptas que expondrán sus puntos de vista. El encuentro será este miércoles 4 de diciembre en San Antonio Este.
La audiencia pública tratará el Estudio de Impacto Ambiental del proyecto de instalación de una unidad flotante de licuefacción de gas natural (FLNG) en el Golfo San Matías. Según lo programado, comenzará a las 9 en el Gimnasio Municipal de San Antonio Este, con acreditaciones habilitadas desde las 7,30.
La audiencia pública se desarrollará en bloques temáticos que incluirán una bienvenida protocolar, exposiciones técnicas del proyecto a cargo de Southern Energy S.A. y su consultora Serman & Asociados S.A., además de presentaciones de expertos, representantes sectoriales, entre otros.
El evento se dividirá en bloques, iniciando con una exposición de las autoridades locales y provinciales. Luego vendrá la presentación formal del proyecto por parte de representantes de Southern Energy S.A. y la consultora ambiental, quienes describirán los aspectos técnicos y ambientales en una hora de exposición.
Entre los expertos y universidades que tomarán la palabra estará Prefectura Naval Argentina, INVAP, UNRN y el Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG). Además, hablarán funcionarios y legisladores provinciales.
El bloque final estará dedicado a los 220 oradores registrados, quienes tendrán hasta cinco minutos cada uno para presentar sus perspectivas.
Importancia de la audiencia pública
Esta instancia es clave para garantizar la participación ciudadana en la evaluación del proyecto, que busca transformar la región en un polo energético de exportación. Si bien las opiniones recabadas tienen carácter consultivo y no vinculante, serán incorporadas al análisis final del Estudio de Impacto Ambiental por parte de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático.
El Gobierno de la Provincia del Neuquén presentó a la Legislatura provincial un proyecto de ley que propone la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), establecido por la Ley Nacional 27.742. Este régimen, aprobado en julio de este año, tiene como objetivo atraer inversiones significativas tanto nacionales como extranjeras, promoviendo el desarrollo económico y la generación de empleo.
El proyecto, remitido con carácter prioritario, destaca que la adhesión al RIGI brindará beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios para proyectos de gran envergadura. En la exposición de motivos, se subrayó que esta medida es estratégica para posicionar a Neuquén como un destino atractivo para las inversiones y un actor clave en el desarrollo energético nacional. Además, el texto enfatiza la necesidad de implementar este régimen de manera transparente, con un enfoque participativo y en armonía con la protección del medio ambiente.
Un contexto nacional que marca el rumbo
La propuesta provincial se presenta en un momento de cambios significativos en la política energética nacional. El pasado mes, el Gobierno Nacional reglamentó, a través del Decreto 1057/2024, disposiciones clave de la Ley de Hidrocarburos. Entre otros puntos, esta norma otorga mayor libertad para exportar hidrocarburos, estableciendo que solo se restringirá el comercio exterior en situaciones excepcionales para garantizar el abastecimiento interno. Esta medida ha sido señalada como un avance para mejorar la competitividad del sector, aunque no han faltado voces críticas que cuestionan su verdadero impacto a largo plazo.
El papel de Neuquén en el escenario energético
Hasta el momento, seis proyectos han sido postulados bajo el RIGI a nivel nacional, representando una inversión estimada de 7.800 millones de dólares, de los cuales el 70% está vinculado a desarrollos en la formación Vaca Muerta.
Oleoducto Vaca Muerta Sur: Impulsado por YPF en colaboración con otras seis petroleras, este proyecto prevé una inversión de más de 2.500 millones de dólares. Su objetivo es triplicar la capacidad de transporte de petróleo en los próximos cuatro años, permitiendo que Argentina exporte hasta un millón de barriles diarios de crudo a partir de 2028.
Ampliación del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner: Presentado por Transportadora Gas del Sur (TGS), este proyecto busca incrementar la capacidad de transporte de gas natural desde Vaca Muerta hacia la zona del Litoral argentino. Con una inversión estimada de 500 millones de dólares, la iniciativa incluye la ampliación del gasoducto entre Tratayén (Neuquén) y Salliqueló (Buenos Aires), así como la construcción de cuatro plantas compresoras.
Planta de Licuefacción de Gas Natural (GNL): Liderado por Pan American Energy (PAE) en asociación con Golar LNG y Pampa Energía, este proyecto contempla la instalación de un buque de licuefacción en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro. La inversión proyectada es de aproximadamente 2.900 millones de dólares, con el objetivo de exportar gas natural licuado proveniente de Vaca Muerta a partir de 2027.
Sin embargo, queda por ver si este nuevo marco será suficiente para sortear los desafíos estructurales que enfrenta la provincia, como la necesidad de mayor infraestructura, mejoras en la competitividad y una gestión ambiental equilibrada.
1.000 millones de dólares para infraestructura
En el marco de la jornada Supplier Day realizada en agosto, el ministro de Infraestructura de Neuquén, Rubén Etcheverry, destacó la necesidad de destinar al menos 1.000 millones de dólares para mejorar la infraestructura vinculada a la actividad petrolera en Vaca Muerta.
Según Etcheverry, esta cifra representa apenas el 1% de los 100.000 millones de dólares que las operadoras proyectan invertir en la formación durante la próxima década, y sería suficiente para potenciar obras clave como el “Circuito Petroca”, el anillo eléctrico y la red azul, esenciales para la provisión de agua utilizada en la fractura de pozos shale.
Durante el evento, que reunió a referentes del sector en Buenos Aires, el ministro subrayó la importancia de optimizar la competitividad e integrar de manera inteligente a los actores de la cadena de valor energética para acompañar el crecimiento sostenido de Vaca Muerta.
Situación actual del cepo cambiario en Argentina y su impacto en el RIGI
En los últimos meses, Argentina ha experimentado cambios significativos en su política cambiaria. El gobierno del presidente Javier Milei ha implementado medidas para flexibilizar el cepo cambiario, con el objetivo de estabilizar la economía y atraer inversiones. Estas acciones incluyen la reducción de la brecha cambiaria y la acumulación de reservas internacionales.
Según un artículo de Reuters, el mercado financiero argentino ha mostrado señales positivas, con una desaceleración de la inflación y un aumento en las reservas del Banco Central. El índice S&P Merval subió un 0,7% tras un incremento del 22,15% en noviembre, y el riesgo país argentino bajó a 749 puntos básicos. Estas mejoras reflejan una mayor confianza de los inversores en la economía argentina.
Sin embargo, a pesar de estos avances, el levantamiento completo del cepo cambiario aún enfrenta desafíos. El gobierno ha pospuesto esta medida, indicando que ocurrirá en una “tercera etapa” de su plan económico, después de la reducción del déficit fiscal y la disminución de la emisión de dinero por parte del Banco Central.
En este contexto, el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) se presenta como una herramienta clave para atraer inversiones significativas al país. El RIGI ofrece beneficios impositivos, aduaneros y cambiarios, además de estabilidad normativa y protección contra abusos del Estado, con el fin de fomentar grandes inversiones nacionales y extranjeras a largo plazo.
La implementación efectiva del RIGI depende en gran medida de la situación cambiaria del país. La existencia de restricciones cambiarias puede limitar la capacidad de los inversores para repatriar utilidades y acceder a divisas, lo que podría desincentivar la inversión. Por lo tanto, la flexibilización del cepo cambiario es fundamental para el éxito del RIGI, ya que proporciona un entorno más previsible y atractivo para las inversiones.
El ministro de Desregulación y Transformación del Estado, Federico Sturzenegger, anunció que próximamente se publicará una nueva normativa para habilitar el autodespacho de combustible en todo el país. Según afirmó, el decreto que regulará este sistema ya está redactado y en proceso de publicación.
Durante un encuentro con empresarios del Club del Petróleo, Sturzenegger declaró: “El decreto está escrito y está en proceso para el autoabastecimiento”. Este cambio permitirá que los usuarios puedan cargar nafta y gasoil de manera autoservicio, similar a la modalidad ya utilizada en otros países.
Actualmente, esta práctica se encuentra implementada en Rosario, específicamente en las estaciones de servicio YPF, y se espera que con la nueva normativa se extienda a nivel nacional. La medida busca modernizar el sistema de despacho y facilitar el acceso al servicio, brindando más opciones a los conductores argentinos.
El Gobierno aprobó el nuevo cuadro tarifario de transición de gas natural, que entró en vigencia durante la madrugada del 4 de diciembre y consiste en un aumento de 3% en las tarifas de adquisición, transporte y distribución, con el objetivo de “mantener los precios y tarifas del sector en valores reales lo más constantes posibles”.
La medida se implementó a través de varias resoluciones del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) publicadas este miércoles en el Boletín Oficial con la firma de su interventor, Carlos Casares.
Las normas incluyen a varias empresas: Transportadora de Gas del Norte S.A., Transportadora de Gas del Sur S.A., Refinera del Norte S.A., Gasoducto Nor Andino Argentina S.A., Energía Argentina S.A., ENEL Generación Chile S.A. Sucursal Argentina, Gasoducto Gas Andes Argentina S.A., Gas Link S.A., Transportadora de Gas del Mercosur S.A., Naturgy NOA S.A., Naturgy BAN S.A., Distribuidora de Gas del Centro S.A., Distribuidora de Gas Cuyana S.A., Litoral Gas S.A., Metrogas S.A., Camuzzi Gas Pampeana S.A., Camuzzi Gas del Sur S.A., Gas NEA S.A. y Redengas S.A.
Además, las resoluciones indicaron que el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) deberá ser determinado por Enargas, de acuerdo a la fórmula determinada en el artículo 5° de la resolución 41/2024.
En los textos, el Gobierno sostiene que el aumento era necesario para “evitar un proceso de deterioro de los mismos que no permitan el sustento del sector y hasta amenacen su continuidad”, y remarcó la vigencia hasta el 9 de julio de 2025 del estado de emergencia en el que se encuentra en sector energético nacional.
A raíz de esto, la Secretaría de Energía solicitó a los organismos estatales que pongan en marcha “las acciones necesarias e indispensables” para que los costos estén en condiciones de competir en el mercado, a la vez que debía de garantizarse la distribución de los servicios a los prestadores y a los usuarios de todas las categorías.
El Gobierno oficializó los nuevos aumentos de gas: cómo quedan las tarifas en el AMBA
Los usuarios de Metrogas sufrirán diferentes incrementos según la categoría, aunque el cargo por consumo por metro cúbico m3 valdrá $192,67 para todas las categorías y regiones.
Para la subzona categorizada como R3, se estableció que el precio fijo sea de $14.249,63 (1°), $18.692,21 (2°), $25.528,44 (3°), y $60.781,07 (4°) en CABA y de $13.426,27 (1°), $15.942,82 (2°), $19.731,46 (3°), y $33.030,83 (4°) en la provincia.
El cargo fijo por mes para la categoría R1 pasará a ser de $2.544,09 en la Ciudad de Buenos Aires y de $2.938,02 en la provincia de Buenos Aires.
En el caso de los R2 se definieron los siguientes costos para la Capital Federal: $7.542,56 (1°), $9.149,45 (2°), y $11.566,52 (3°), mientras que para el conurbano serán: $6.824,67 (1°), $8.369,47 (2°), y $10.368,69 (3°).
El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, participó este lunes en una nueva edición del Energy Day, donde planteó una visión integral para potenciar la producción energética de la provincia y la región de Vaca Muerta, combinando mejoras logísticas, marcos regulatorios y un enfoque en atraer inversiones mientras se garantiza un desarrollo sostenible y consensuado.
“El futuro energético de Argentina pasa inevitablemente por Río Negro. Desde aquí, estamos diseñando un modelo que combina producción, logística y exportación, con infraestructura adecuada y licencias sociales fuertes”, afirmó Weretilneck.
El evento es organizado por EconoJournal y reúne a los principales líderes del sector energético. Este año, el encuentro se desarrolló bajo el título “La energía de cara al 2025: ¿qué segmentos traccionarán el crecimiento de la industria en 2025?” y cuenta con la participación de más de 25 referentes de empresas, gobiernos y organizaciones.
Durante la jornada se abordaron temas fundamentales para el desarrollo energético del país y la región, entre los que destacan la ampliación de la infraestructura para potenciar la producción de Vaca Muerta, los planes de exportación de gas natural a Brasil y Bolivia, las nuevas tendencias en el mercado de hidrocarburos, los desafíos de la electrificación y movilidad sostenible y las estrategias provinciales para impulsar el crecimiento energético.
Además, Weretilneck enfatizó la necesidad de generar incentivos para atraer inversiones en la región. “Estamos otorgando exenciones fiscales por hasta 15 años y eliminando ingresos brutos para las industrias relacionadas con la energía. Queremos que Río Negro sea el destino preferido para quienes buscan desarrollar proyectos estratégicos”.
Respecto a Vaca Muerta, el Gobernador de Río Negro subrayó la necesidad urgente de modernizar la Ruta 22 y la Ruta 151, arterias fundamentales para el acceso eficiente a los yacimientos. Actualmente, “los problemas de tránsito y las demoras representan un desafío para la logística”, sostuvo el Mandatario.
En referencia a proyectos de expansión energética, Weretilneck confirmó que la Provincia trabaja en una ley específica para regular los desarrollos portuarios, incluidos Punta Colorada y San Antonio Oeste. “Es muy importante para todo lo que se está discutiendo, ya que Río Negro actualmente no tiene ley de puertos”, aclaró.
El Energy Day 2024 también ofreció paneles especializados para analizar temas como el desarrollo del petróleo como motor de crecimiento para 2025, las oportunidades estratégicas en infraestructura de transporte de hidrocarburos y las tendencias globales en energía eléctrica y su impacto en el mercado local.
La secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, anunció hoy que la cartera a su cargo lanzará una licitación en los próximos días, para comenzar “con una de las fases” del plan de transporte de alta tensión de electricidad, que va a apuntar en un principio al área denominada AMBA 1, una obra de alrededor de 1.000 millones de dólares que será encarada por el sector privado.
“Queremos ir hacia una licitación de generación (eléctrica), pero que esa nueva generación de energía sea firmada entre privados” y que “en ese camino la tarifa del (usuario) residencial no tenga un impacto muy grande”, afirmó Tettamanti al hablar esta mañana en la edición 2024 del “Energy day” organizado por Econojournal.
Tettamanti detalló que se lanzará “en un plazo de entre 10 y 15 días una licitación para comenzar con una de las fases de lo que fue el Plan de Transporte de Alta Tensión, y vamos a comenzar con el AMBA 1, con una línea de alta tensión de Vivoratá a Plommer; después una línea de alta tensión entre Ezeiza y Plommer, y finalmente una línea entre Atucha y Plommer, una obra de más o menos 1.000 millones de dólares”.
“La obra beneficiará a todos los usuarios del país y calculamos que en tres años eso va a estar totalmente cobrado y finalizado”, sostuvo la funcionaria en el encuentro desarrollado en el salón Dorrego del Hípico Alemán, bajo el lema “La energía de cara al 2025, qué segmentos traccionarán el crecimiento de la industria el año que viene”.
La funcionaria, que llegó a esa cartera en octubre último, sostuvo que “el norte de toda gestión parte de entender cuál es el diagnóstico de la situación y de los objetivos que se plantea” y el diagnóstico hoy “es muy claro” para el sector de la energía, ya que “ha sufrido en los últimos años una descapitalización enorme”.
El sector de la energía “debería haber atraído muchísimas inversiones por todo el potencial que tiene y esto no ocurrió”, lo que atribuyó a “un error en las políticas macroeconómicas” del anterior Gobierno.
“Este Gobierno está dando en la tecla, por primera vez en años, atacando la raíz del problema: la inflación es la consecuencia de un problema más profundo que es el déficit fiscal. Eso se está solucionando y es muy importante para este sector”, aseveró.
Además, puso bajo la lupa lo quede denominó “las políticas microeconómicas” y dio como ejemplo que “antes de invertir, en los últimos años todos los sectores se preguntaban cuándo el Gobierno me va a meter la mano en el bolsillo o me va a cambiar las reglas de juego” lo que no pasa con la actual administración.
“El sector para invertir necesita previsibilidad. Queremos inversiones eficientes, porque no cualquier inversión es buena, tiene que ser eficiente, para que los costos sean lo más bajos posibles en la producción de la energía en toda la cadena”, señaló.
En cuanto a la evolución tarifaria de la energía, tanto de gas como de electricidad, dijo: “El salto de las tarifas se dio sin los problemas que hubo en el pasado, porque la sociedad entendió que lo que no se paga por un lado se paga por el otro. Si bien las tarifas son más caras, a la contracara de eso es bajar el déficit fiscal y bajar la inflación”.
“Pagamos más por las tarifas, pero pagamos menos en impuestos, concretamente hablo del impuesto inflacionario que nos ataca el bolsillo a todos”, afirmó.
El Gobierno extendió el periodo de transición energética y mantiene el esquema actual de subsidios a la luz y el gas por seis meses más, mediante la Resolución 384/2024, publicada este martes en el Boletín Oficial.
La normativa dispuso prorrogar por “un plazo de seis meses, desde el 1º de diciembre de 2024 hasta el 31 de mayo de 2025, el Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados”.
La decisión se da tras las evaluaciones llevadas a cabo por la Secretaría de Energía “en cuanto a la respuesta de los usuarios a la reestructuración progresiva del régimen de subsidios energéticos, todo ello en el marco de la política de déficit cero y desinflación implementada por el Ministerio de Economía”.
En ese sentido, se expuso que “las medidas adoptadas por esta Secretaría durante el Período de Transición, tanto en materia de subsidios como en cuanto a la actualización de las tarifas, han tenido efectos positivos sobre el equilibrio de las cuentas fiscales, a la par que los usuarios van adquiriendo hábitos de consumo más eficientes, en tanto se van transparentando los verdaderos costos de la energía y poniendo límites a los volúmenes de consumo subsidiables”.
De los informes técnicos, también se desprende que “la evolución de la cobertura de los precios mayoristas por parte de los usuarios muestra un sendero virtuoso de suma importancia para mantener el equilibrio de las cuentas nacionales, estableciendo reglas claras y aportando previsibilidad al sector privado que le permita planificar inversiones”.
De esta manera, las tarifas de luz y gas seguirán teniendo la cobertura actual de subsidios, que comprende la segmentación por niveles de ingresos, hasta abril, cuando el Ejecutivo ponga en marcha un nuevo esquema de subsidios focalizados en el que se encuentra trabajando la responsable del área energética, María Tettamanti.
Al respecto, el texto oficial, Energía aclaró que “durante este período de prórroga corresponderá avanzar gradualmente con las señales que estimulan el ahorro energético y el cuidado de los recursos naturales por parte de todos los hogares del país, al mismo tiempo que se avanza en una aplicación focalizada de los subsidios que implementa el Poder Ejecutivo Nacional”.
En esa línea, precisó que “existen aún ineficiencias en la asignación de los recursos, que distorsionan el objetivo de acompañar a quienes realmente lo necesitan y, en tal sentido, resulta necesario profundizar la ponderación del impacto de las medidas a adoptar a fin de avanzar en forma ordenada, previsible y gradual hacia la reestructuración de los subsidios encomendada a esta Secretaría”.
La medida se da tras la prolongación de la emergencia energética hasta el 9 de julio de 2025, resuelta a mediados de noviembre. La misma lleva casi un año de vigencia y afecta a la generación, el transporte y la distribución de energía eléctrica y gas natural.
El Gobierno dispuso la actualización del precio máximo de referencia para las garrafas de gas licuado de petróleo (GLP) utilizadas en los hogares que no cuentan con gas de red. Este ajuste establece que el precio de la garrafa de 10 kilos, incluyendo impuestos y costos adicionales, pasará de $8.500 a $10.500.
La medida se implementó a través de la Resolución 394/2024 de la Secretaría de Energía, publicada este martes en el Boletín Oficial con la forma de su titular, María Carmen Tettamanti.
Según explicaron desde el organismo, la decisión tiene como principal objetivo que “el precio de la garrafa refleje los costos reales del sistema, asegurando así el normal abastecimiento para todos los usuarios”. “Con esta actualización, el precio se alinea en un 90% con el valor de paridad de exportación (PPE), en cumplimiento de la normativa vigente y de los principios establecidos por la Ley N° 26.020″, detallaron.
Para el Gobierno, “el retraso acumulado en los precios del GLP en los últimos años afectó significativamente el funcionamiento del mercado, generando desequilibrios que pusieron en riesgo el abastecimiento normal de gas butano en garrafas”.
“Este ajuste busca subsanar esas distorsiones, promoviendo un mercado más eficiente y sostenible. Es decir, que busca corregir el retraso acumulado que afectó al mercado, garantizando un abastecimiento sostenible, reduciendo la informalidad en la comercialización y fomentando inversiones privadas para mejorar la infraestructura y seguridad del sector”, señalaron.
Además, según explicaron, la medida “se enmarca en un proceso más amplio de desregulación del mercado de GLP impulsado por el Gobierno Nacional, que tiene como finalidad promover una mayor eficiencia económica, incrementar la competitividad entre actores privados y elevar los estándares del mercado local de GLP a niveles internacionales”.
El Gobierno actualizó nuevamente los precios de los biocombustibles a partir de este lunes para evitar “distorsiones”, lo que podría tener un impacto en el costo de la nafta y el gasoil, luego de que se implementara un incremento del 3% a comienzos de diciembre.
La decisión se puso en marcha a través de las resoluciones 392 y 393 de la Secretaría de Energía, publicadas en el Boletín Oficial con la firma de su titular, María Carmen Tettamanti.
La normas establecen la suba del bioetanol a $703,804 el litro elaborado a base de caña de azúcar y a $645,061 el elaborado a base de maíz (3% de aumento) además de $1.064.595 la tonelada de biodiésel (4% de incremento).
De acuerdo a las resoluciones, estos aumentos responden a subsanar los “desfasajes resultantes de su implementación y los costos reales de elaboración de los productos”, aunque también se justifica los aumentos en el caso de que dicho precio pueda generar “distorsiones” en los precios del combustible fósil en surtidor.
El incremento podría tener impacto en el precio de venta de los combustibles, ya que se utilizan para el corte del 5% en la nafta y el gasoil.
La venta de combustibles no logra hacer pie, en medio de una economía que pugna por salir de la recesión. El despacho de gasoil cayó 5,7% en octubre con relación al mismo mes de 2023 pero, respecto de septiembre, subió 9,4%. En naftas, la caída interanual fue del 4,5%, pero subió 11,8% con relación a septiembre.
Los incrementos se producirán en medio de subas esperadas también en otros regulados, como la energía.
El Gobierno declaró de Interés Público Nacional la ampliación del Gasoducto Perito Moreno, ex Gasoducto Néstor Kirchner, que permitirá aumentar el transporte de gas desde Vaca Muerta y será la primera obra pública de iniciativa privada en la gestión del presidente Javier Milei.
El Decreto 1060/2024, que se publicó este lunes en el Boletín Oficial, declaró de interés público el proyecto “Incremento de la Capacidad de Transporte de Gas Natural en la Ruta Tratayén – Litoral Argentino” de la empresa Transportadora Gas del Sur (TGS), que tendrá una inversión de u$s500 millones.
El Gobierno destacó que la iniciativa “le generará al país un ahorro fiscal de u$s567 millones, lo que significa más divisas para la Argentina” y adelantó que “cualquier empresa interesada” podrá participar del concurso para la adjudicación de las obras, que estará a cargo de la Secretaría de Energía.
El proyecto de TGS fue presentado dentro del Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI). Incluye la ampliación del Gasoducto Perito Moreno entre la localidad neuquina de Tratayén y Salliqueló, en la provincia de Buenos Aires, además de los trabajos en cuatro plantas compresoras.
La obra permitirá sumar 14 millones de metros cúbicos diarios a la capacidad de transporte de gas, que actualmente es de 21 millones, alcanzando así los 35 millones en toda la traza. “Esta iniciativa contribuirá de manera significativa a los objetivos de maximizar la renta obtenida de la explotación de los recursos y satisfacer las necesidades de hidrocarburos en todo el país”, concluyó el Gobierno.
El Gobierno nacional oficializó un incremento del 2,5% en las tarifas de electricidad, que ya había sido estipulado por el ministro de Economía, Luis Caputo. La medida comenzó a regir a partir del 1 de diciembre en todas las empresas proveedoras del servicio.
La actualización contempla los valores correspondientes a diversas categorías y subcategorías, incluyendo el Costo Propio de Distribución (CPD), el Costo de la Energía Suministrada en Malas Condiciones (CESMC) y el Costo de la Energía No Suministrada (CENS). Asimismo, los anexos especifican los nuevos costos aplicables para usuarios residenciales según su nivel.
Los impactos de las resoluciones emitidas por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) variarán según el nivel de consumo y los ingresos de cada grupo familiar en los nuevos cuadros tarifarios de las empresas proveedoras del servicio, entre ellas Edenor, Edesur, Distrocuyo S.A., Transpa S.A., Epen, Trasnoa, Transcomague, Transnea, Transba y Transener.
Este incremento, el último dispuesto por el Gobierno para este año, coincide con la llegada de la temporada de verano, período en el que se prevén cortes de luz debido al estado actual de las redes de distribución energética.
Antes de esta medida, la secretaría de Energía, María Tettamanti, advirtió que “el verano próximo, según los meteorólogos, va a ser caluroso” y que “la falta de inversión en el sector de generación ya lo tenemos”.
“La desinversión en el sector de energía eléctrica se empieza a ver a través de los cortes por problemas en la red de distribución, en el transporte y en la generación, y eso lamentablemente son temas que no se resuelven de un día para el otro”, aseveró.
Los servicios públicos, un gasto significativo para los hogares
Según el Observatorio de Tarifas y Subsidios (IIEP – UBA/CONICET), la canasta de servicios públicos, de electricidad, agua y transporte, representa el 50% del salario mínimo vital y móvil, actualmente fijado en $271.571,22.
Durante noviembre, el gasto promedio para cubrir estas necesidades fue de $134.173, con una leve baja del 0,2% respecto del mes anterior debido al menor consumo de gas en primavera.
El gasto energético aumentó, con incrementos en electricidad (6% en el cargo fijo y 2,8% en el variable) y agua (4%), mientras que el consumo de gas registró una reducción del 18,5%.
Comenzó diciembre y llegó con un nuevo aumento en los precios de los combustibles. Las compañías petroleras aplicaron este domingo una suba de entre 1,3% y 2% en todo el país.
El ajuste de los combustibles tuvo como piso el 2% de devaluación mensual del tipo de cambio oficial, más el leve incremento que marcó el precio del barril de petróleo en el mercado internacional y un 1% de incremento en el impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y dióxido de carbono, que ya fue oficializado mediante el Decreto 1059/24
Al ajuste lo aplicó, en principio, YPF y se espera que sea imitado por el resto de las petroleras: Shell, Axion, Puma, Dapsa, Gulf y Refinor.
Desde que inició el año los combustibles alcanzaron una suba de casi 95%, contra una inflación que acumuló el 107% en los primeros diez meses del año.
Los precios promedio de YPF en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA) eran de $1.077 para el litro de nafta súper, de $1.332 para la Infinia, $1.092 para el diesel y de $1.343 para la Infinia diesel.
Por la suba aplicada desde este 1° de diciembre, la nafta súper pasó a costar $1.108 y la premium $1.370 el litro, con lo que los aumentos fueron, respectivamente, del 2,88% y 2,85%.
En el caso del gasoil, para motores diésel, el precio pasó de $1.092 a $1.123, con un aumento del 2,84 por ciento. Y la Infinia Diésel de $1.343 a $1.368 el litro, un salto del 1,86 por ciento.
Las ventas de combustible, en baja
Según datos de la Secretaría de Energía de la Nación, las ventas de combustibles llevan ocho meses consecutivos de caída y las retracciones son cada vez más profundas.
En detalle, las ventas registraron un repunte interanual del 3,22% en febrero pasado y esa fue la última ocasión en la que se observaron cifras positivas. A partir de marzo, las ventas comenzaron una seguidilla de bajas: -7,45% en marzo, -2,42% en abril, -4,05% en mayo, -12,05% en junio, -5,28% en julio, -9,16% en agosto, -11,77% en septiembre y -10,41% en octubre.
En lo que respecta puntualmente a octubre, los datos publicados por el Gobierno indicaron que las estaciones de servicio vendieron este año 1.434.689 m3 de nafta y gasoil, contra 1.601.453 m3 comercializados en igual mes de 2023, lo que marcó la mencionada baja del 10,41%. Una de las bajas más pronunciadas se produjo en el gasoil común, que retrocedió de 486.603 a 396.345 metros cúbicos en el período analizado, registrando una caída del 19%.
El Gobierno Nacional anunció la reglamentación del capítulo de energía de la Ley Bases. Basado como siempre dice el presidente Javier Milei y el ministro Federico Sturzenegger, alentando los principios que priorizan la libertad de mercado, incentivan la competencia y alinean los precios internos con los valores internacionales.
El Artículo 6 de la Ley de Hidrocarburos, regula la comercialización nacional e internacional de estos y sus derivados, reduce la intervención estatal y facilita las condiciones para que los actores privados lideren el desarrollo del sector. La medida se conoce justo cuando se anunció una nueva suba del precio de los combustibles.
Como recalca cada vez que tiene una oportunidad Federico Sturzenegger, el Ministro de Desregulación, se busca con esta medida fomentar el libre mercado y competencia.
Esta reglamentación reafirma la necesidad de establecer precios energéticos transparentes y alineados con los valores internacionales, generando certidumbre para inversores y actores del sector. Aunque la certidumbre es conocida: cuando sube el precio internacional del petróleo, sube el precio de las naftas. En un año, se duplicó el precio de los combustibles en el mercado interno.
Desregulación en el área de Energía
Este nuevo decreto del PEN (Poder Ejecutivo Nacional) a través del Decreto 1057/24, reglamentó el capítulo VI de la Ley Bases, correspondiente para las modificaciones en hidrocarburos.
En el Artículo 6 de la Ley de Hidrocarburos, que regula la comercialización nacional e internacional de estos y sus derivados, se reduce la intervención estatal y facilita las condiciones para que los actores privados lideren el desarrollo del sector.
Entre las disposiciones del decreto figuran:
Competencia y Libre mercado: La reglamentación reafirma la necesidad de establecer precios energéticos transparentes y alineados con los valores internacionales.
Como el volumen de producción nacional no es significativo a nivel mundial, esto quiere decir que cargar nafta en la Argentina depende del precio internacional del crudo
Libertad en el comercio exterior: Libertad para exportar hidrocarburos y derivados, promoviendo la apertura del mercado argentino al mundo.
Seguridad jurídica en exportaciones: Las exportaciones no objetadas no podrán ser interrumpidas durante el período que corresponda, asegurando estabilidad y previsibilidad para los acuerdos comerciales internacionales, especialmente en lo referido al GNL.
Actividades de Transporte, Almacenamiento y Procesamiento: Se regulan las actividades mencionadas bajo figuras de autorización y habilitación.
Se busca así liberalizar el potencial energético de la Argentina, que se ha visto detenido por la falta de capital o inversiones propias del país.
Por eso, una vez más, con las desregulaciones se busca incentivar el arribo de inversiones en recursos estratégicos como lo es Vaca Muerta, posicionando al país como un referente global en producción de hidrocarburos.
Siguiendo el pensamiento del presidente argentino, el decreto es un paso mas en donde el Estado actúe como facilitador y no como obstáculo, menos todavía creando regulaciones que alejen las posibilidades de la llegada del capital extranjero.
La petrolera estatal brasileña Petrobras, mayor empresa del país, registró un beneficio neto de 32.555 millones de reales (5.720 millones de dólares) en el tercer trimestre, un 22,3 por ciento más que en el mismo período del año pasado, informó hoy la compañía.
En un comunicado, Petrobras aseguró que “en el tercer trimestre alcanzamos resultados financieros consistentes en un contexto de caída del precio del petróleo, que conseguimos compensar con mayores volúmenes de ventas de derivados”.
En el acumulado del año, Petrobras registra un beneficio neto de 53.650 millones de reales (9.422 millones de dólares), lo que supone una reducción del 47,7 por ciento en comparación con los primeros nueve meses de 2023.
Según la petrolera, el descenso de los beneficios en el acumulado del año se debió al acuerdo que firmó este año con el Gobierno para poner fin a antiguos litigios tributarios, lo cual impactó negativamente el resultado del segundo trimestre, que registró pérdidas de 2.605 millones de reales (unos 457,6 millones de dólares).
En el global de 2024, los ingresos brutos de Petrobras llegaron a los 369.561 millones de reales (64.920 millones de dólares), un 2,2 por ciento más que en los primeros nueve meses del año pasado, mientras que el resultado operacional (Ebitda) bajó un 11,2 por ciento hasta los 173.451 millones de reales (30.470 millones de dólares).
La deuda bruta de Petrobras se redujo un 3,1 por ciento en el último año y cerró en los 59.132 millones de dólares a finales de septiembre.
Por su parte, las inversiones de la empresa alcanzaron los 10.890 millones de dólares en los nueve primeros meses del año, con un aumento del 19,5 por ciento frente al mismo período del año pasado.
Anteriormente, Petrobras ya había anunciado que la producción de petróleo y gas natural entre enero y septiembre fue de 2,721 millones de barriles equivalentes, un 0,4 por ciento inferior al de los primeros nueve meses del año pasado, aunque espera terminar el año con una media de 2,8 millones de barriles por día producidos.
Acompañado por la secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini, el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, recibió al CEO de la empresa Golar LNG, Karl Fredrik Staubo; al CCO, Federico Petersen y al representante en la Argentina, Marcos Browne.
Durante el encuentro, se repasaron los avances de la instalación del buque que permitirá la licuefacción y exportación de 2,5 millones de toneladas anuales de GNL desde el golfo San Matías. El objetivo inicial es alcanzar los 1.000 millones de dólares anuales en exportación a partir de 2027.
RÍO NEGRO SE PREPARA PARA LIDERAR LA EXPORTACIÓN DE GNL DESDE EL GOLFO DE SAN MATÍAS
Hoy nos reunimos en Buenos Aires con Karl Fredrik Staubo, CEO de Golar LNG, y Marcos Browne, representante de la compañía en Argentina, para analizar un proyecto histórico para nuestra… pic.twitter.com/PtI2Nkwlbh
“Es un orgullo recibir en nuestra provincia a las autoridades de Golar LNG, una empresa líder en su rubro a nivel mundial, que apostó por Río Negro con una fuerte inversión y que nos permitirá, junto a Pan American Energy, convertirnos en un actor clave para que Argentina sea proveedora de energía al mundo”, dijo el Mandatario.
Destacó que la llegada del buque de licuefacción “Hilli Episeyo” a las costas rionegrinas “tendrá un gran impacto en nuestra provincia, porque generará nuevos puestos laborales, más desarrollo, mejor infraestructura y la posibilidad de sumar nuevas inversiones que potencien la región”.
Los referentes de la empresa Golar LNG destacaron que esta inversión posiciona a Río Negro como referente en la exportación de GNL a nivel mundial. “Estamos comprometidos en aportar nuestra experiencia para asegurar el éxito de esta iniciativa, que contribuirá al desarrollo sostenible del sector energético”, dijo el CEO de la firma, Karl Fredrik Staubo.
La empresa Golar LNG es pionera en la construcción y operación de plantas flotantes de licuefacción de gas natural, con más de 50 años de experiencia en el transporte marítimo y procesamiento de gas natural licuado.
Diciembre llegará con una nueva suba en los precios de los combustibles, que amaga con meterle presión a la inflación del último mes del año.
Las compañías analizan de cuánto sería el ajuste, que rondaría el 3 por ciento, aunque mucho dependerá de lo que termine haciendo la estatal YPF, que tiene la mayor porción del mercado.
La depreciación del peso del 2% prevista por el Gobierno para diciembre (crawling peg), sumada a un incremento de la cotización del barril de Brent (punto de referencia para la Argentina), explicarían el ajuste, según fuentes del sector privado.
La suba le metería más presión a los precios en un mes que suele ser más inflacionario que el resto, en momentos en que el Gobierno aspira a llevar el costo de vida a niveles del 1 por ciento.
La venta de combustibles no logra hacer pie, en medio de una economía que pugna por salir de la recesión. El despacho de gasoil cayó 5,7% en octubre con relación al mismo mes de 2023 pero, respecto de septiembre, subió 9,4%. En naftas, la caída interanual fue del 4,5%, pero subió 11,8% con relación a septiembre.
Los incrementos se producirán en medio de subas esperadas también en otros regulados, como la energía.
El Gobierno brasileño celebró hoy la firma del primer contrato que le permitirá importar gas natural argentino del yacimiento de Vaca Muerta, pasando por Bolivia, a través de las redes de gasoductos ya existentes entre los tres países, y aseguró que ello “refuerza la integración sudamericana”.
En un comunicado, el ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, aseguró que el logro es fruto de los recientes Memorandos de Entendimiento firmados entre Brasil, Argentina y Bolivia, que sentaron las bases para la implementación de esta estratégica ruta energética.
GÁS MAIS BARATO PARA O BRASIL!
Assinei com o ministro de Economia da Argentina, Luis Caputo, o Memorando de Entendimento para trazer ao Brasil, o gás de Vaca Muerta. A previsão é de que a importação brasileira de gás natural dos nossos vizinhos seja feita por 5 rotas. pic.twitter.com/A6ihRoK0qJ
Un paso clave para concretar el proyecto fue la publicación, por parte de Bolivia, de un decreto que formalizó la creación del servicio de tránsito para transportar el gas argentino hacia Brasil.
“Este hito demuestra el compromiso del Gobierno brasileño en diversificar las fuentes de energía y fortalecer la seguridad energética del país. La integración con nuestros vecinos sudamericanos es estratégica para satisfacer las demandas de la población y del sector productivo, promoviendo un desarrollo económico sostenible y la generación de empleo e ingresos”, destacó Silveira.
El contrato, firmado entre la empresa estatal boliviana YPFB y las compañías TotalEnergies y Matrix Energy, permitirá iniciar el flujo de gas natural desde Vaca Muerta hacia Brasil a través de la infraestructura de gasoductos existente en Bolivia.
Silveira subrayó que la llegada del gas natural argentino contribuirá a fortalecer la competitividad de la industria brasileña, al garantizar un insumo clave con costos más bajos y mayor previsibilidad. Además, el ministro destacó que esta cooperación refuerza los lazos comerciales entre los países sudamericanos y consolida una visión estratégica compartida.
La distribuidora de electricidad Edenor inició una causa penal por robo de energía en un barrio cerrado de Tigre. El cliente estaba suspendido por una deuda de más de $1.400.000 pero seguía utilizando la electricidad a través de una conexión clandestina.
De acuerdo con un comunicado de la empresa, durante un operativo de rutina por una desconexión por falta de pago, en una unidad funcional de un barrio cerrado de Tigre, Edenor detectó un fraude reiterado con una conexión directa subterránea.
La cuadrilla técnica que se acercó hasta el lugar para realizar la verificación de la suspensión del suministro, informó que había una conexión clandestina.
Se realizo el acta correspondiente con presencia policial y se inició una causa penal por robo de energía con motivo de la manipulación de la red eléctrica.
El cliente que ya estaba suspendido debido a una deuda por facturas impagas, se reconecto en dos ocasiones mediante una conexión clandestina que fue realizada desde una caja toma hasta el medidor, para evitar que sea detectada fácilmente.
“Se pudo determinar que el cliente manipuló en dos oportunidades las instalaciones eléctricas para reconectarse sin abonar la deuda. Así repitió la misma metodología que había utilizado con anterioridad“, señaló la empresa.
El robo de energía es un delito de acción pública y tiene penas de hasta 6 años de prisión y multas del 40% de la deuda más gastos de recupero de energía, verificación, impuestos y contribuciones.
Edenor remarcó que “además del fraude y del robo de energía se ponen en juego la seguridad de quien manipula las instalaciones eléctricas”.
“Las conexiones clandestinas, al no contar con las medidas de seguridad que corresponden, afectan la calidad del servicio de todos los habitantes del barrio”, concluyó.
En las primeras horas del martes 26 de noviembre de 2024, se registró un nuevo sismo inducido en la región de Vaca Muerta, específicamente en las cercanías de Rincón de los Sauces.
El Instituto Nacional de Prevención Sísmica (INPRES) informó que el evento ocurrió a las 01:23 horas, con una magnitud de 2,6 en la escala de Richter y una profundidad de 6 kilómetros. El epicentro se situó en el área El Trapial, operada por Chevron Argentina SRL, una zona central de perforación y fracturas.
Este sismo se suma a una serie de eventos sísmicos registrados en Vaca Muerta durante 2024. Según el Observatorio de Sismicidad Inducida, hasta la fecha se han contabilizado 58 sismos en la provincia de Neuquén en lo que va del año, de los cuales 45 están asociados a actividades de fractura hidráulica y 13 son de origen natural.
La creciente frecuencia de estos eventos ha generado preocupación entre las comunidades locales y expertos en sismología.En agosto de 2024, se alcanzó un récord de 500 sismos desde 2018 en la región de Vaca Muerta, según datos del Observatorio de Sismicidad Inducida.Las consecuencias de estos sismos incluyen daños estructurales en viviendas, como grietas en paredes y techos, y afectaciones en infraestructuras locales. Comunidades como Sauzal Bonito han reportado daños significativos, lo que ha llevado a demandas de mayor regulación y monitoreo de las actividades de fractura hidráulica en la región.
El gobernador de Catamarca, Raúl Jalil, mantuvo una reunión de trabajo con el CEO de la empresa Maren Lithium, Bradley Pielsticker, quien presentó un informe sobre los estudios y trabajos de exploración que la compañía está llevando a cabo en las áreas de Río Grande en Antofalla, Antofagasta de la Sierra.
Pielsticker anticipó que los resultados de las exploraciones estarán disponibles en los primeros meses de 2025. A partir de estos avances, la empresa tiene planificado aplicar el RIGI (Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones) para continuar invirtiendo en el sector minero catamarqueño y avanzar con el desarrollo del proyecto de carbonato de litio.
Marhen Lithium es subsidiaria de la empresa de Emiratos Árabes Unidos, United Mining Projects Corporation, que es uno de los grandes capitales que apuesta al litio de la puna catamarqueña, y se encuentra desde hace unos meses con trabajos de exploración (que ya incluyen perforaciones) en Antofagasta.
La iniciativa, enmarcada en el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), contempla una inversión de US$700 millones para incrementar la capacidad de transporte de gas desde Vaca Muerta hacia el norte y litoral del país.
El Ministerio de Economía, a través de la Secretaría de Energía, declarará de interés público el proyecto de TGS, lo que permitirá convocar a una licitación para su ejecución. Esta decisión se alinea con la estrategia gubernamental de fomentar inversiones privadas en infraestructura energética, aprovechando el potencial de Vaca Muerta para satisfacer la demanda interna y reducir las importaciones de combustibles.
Detalles del proyecto
La propuesta de TGS incluye la instalación de tres nuevas plantas compresoras en el tramo Tratayén – Salliqueló del GNK, con una potencia total de 90.000 HP. Estas obras permitirán aumentar en 14 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d) la capacidad de transporte de gas, especialmente durante los picos de demanda invernal. El objetivo es sustituir importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y gasoil, generando ahorros significativos en la balanza comercial y en las cuentas fiscales del país.
La ampliación del GNK contribuirá a la seguridad energética de Argentina, optimizando el uso de los recursos de Vaca Muerta y disminuyendo la dependencia de combustibles importados. Se estima que la sustitución de importaciones podría generar ahorros de hasta US$700 millones anuales en la balanza comercial y US$500 millones en términos fiscales.
Tras la declaración de interés público, se espera que la Secretaría de Energía convoque a una licitación para adjudicar la ejecución del proyecto. La participación de empresas privadas en este proceso refleja la confianza en el potencial de Vaca Muerta y en las políticas de incentivo a las inversiones en infraestructura energética.
El Gobierno reveló que ya recibió la adhesión de los primeros seis proyectos al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) por un total de US$7.820 millones y precisó que actualmente se encuentran en etapa de evaluación por parte del Ministerio de Economía.
El dato fue dado a conocer por medio del informe de gestión que el Jefe de Gabinete Guillermo Francos, presentó este miércoles en el Senado, al transmitir que desde el Palacio de Hacienda aseguraron que “a la fecha del presente informe, seis proyectos que se encuentran en proceso de evaluación de adhesión al RIGI suman una inversión inicial total de US$7.820.000.000”.
Además, en el documento se puntualizó que “cuando se alcance un número significativo de solicitudes de adhesión al RIGI que resulten aprobadas, se procederá a evaluar y proyectar una estimación de inversiones hasta la finalización del RIGI”y aclaró que “los beneficios que se otorguen dependerán de la cantidad y tipo de proyectos que aprueben su solicitud al RIGI”
En el mismo apartado del reporte, el Ejecutivo detalló que las provincias que adhirieron al régimen hasta el momento son Catamarca, Chaco, Chubut, Córdoba, Corrientes, Jujuy, Mendoza, Rio Negro, Salta, San Juan, San Luis y Tucumán.
Por otro lado, precisó que “en principio las inversiones que se lleven a cabo por los Proyectos Únicos que resulten aprobados en el marco del RIGI, no tienen costo fiscal ya que resultarán inversiones incrementales que no habrían sucedido de no haberse sancionado la ley de incentivo a las grandes inversiones”.
La recepción de las primeras inversiones se dio tras la reglamentación de la operatividad del RIGI que oficializó el Ejecutivo hace un mes, permitiendo que las empresas puedan empezar a postular sus proyectos de inversión a través de la plataforma de Trámites a Distancia (TAD).
Al reglamentar la operatividad del régimen quedaron establecidas las condiciones, plazos y requisitos que deben cumplir las empresas para obtener la certificación oficial y encuadrar en los beneficios arancelarios, fiscales y cambiarios que contempla el programa.
Entre finales de octubre y comienzos de noviembre, Economía recibió las primeras propuestas. Teniendo en cuenta que el plazo para la aprobación de cada proyecto son 45 días, desde su postulación en TAD, recién para fin de año podrían quedar validadas las primeras inversiones. El proceso de evaluación está a cargo del Ministerio de Economía.
Los proyectos que se postularon al RIGI
“Parque Solar El Quemado y Anexos”: presentado el 25/10/2024 por LUZ DEL CAMPO S.A. Consiste en el desarrollo de un desarrollo solar fotovoltaico denominado “Parque Solar El Quemado”, previendo una capacidad instalada por un total de 305 MW, a localizarse en la Provincia de Mendoza (a 4 km al noroeste del nuevo punto de ingreso sobre RN 40, km 3352,5, a 13km de la localidad de Jocolí, Departamento de Las Heras).
Proyecto Hombre Muerto Oeste (HMW): presentado por la SUCURSAL DEDICADA DE GALAN LITIO SA. El proyecto prevé la producción de cloruro de litio de alta calidad, con una producción de 12.000 toneladas de carbonato de litio equivalente (LCE), a localizarse en la provincia de Catamarca, en la cuenca de Hombre Muerto (a 90 km al norte de la localidad de Antofagasta de la Sierra, Provincia de Catamarca).
Sal de Oro: presentado por la firma POSCO ARGENTINA SAU. Consiste en la construcción de dos complejos extractivo-industriales a la que en su primera etapa implica:
(a) planta para extracción de litio con capacidad de producción de 25.000 toneladas anuales de fosfato de litio ubicado en el yacimiento localizado en el Salar del Hombre Muerto y
(b) planta procesadora de fosfato de litio para la producción de hidróxido de litio de grado batería, en el Departamento de General Güemes; ambos procesos íntegramente en la provincia de Salta. La segunda etapa, prevé la construcción de una única planta destinada a la producción carbonato de litio (Li2CO3) con una capacidad aproximada de 23.000 toneladas al año, con grado técnico.
Gualcamayo: se trata de una inversión de US$1000 millones, anunciada también por el Gobernador de San Juan, Marcelo Orrego. Se trata de un proyecto presentado por Minas Argentinas SA, empresa integrante del AISA Group. La operadora de la Mina Gualcamayo se convirtió en la primera empresa con base en San Juan en adherirse formalmente y es, hasta ahora, el mayor monto de dinero comprometido bajo este sistema en toda la región.
Vaca Muerta Sur: impulsado por YPF en conjunto con Pan American Energy (PAE), Vista, Pampa Energía y Pluspetrol, y las empresas internacionales Chevron y Shell. Con una inversión inicial de US$2.500 millones, que puede llegar a US$3.000 millones, se construirá la infraestructura necesaria en Neuquén y Río Negro para permitir que la Argentina duplique las exportaciones de petróleo en los próximos dos años.
Proyecto de Licuefacción de Gas Natural Southern Energy: propiedad de Pan American Energy (PAE) y Golar LNG, presentó un proyecto para instalar una barcaza en el Golfo de San Matías, Río Negro, para producir Gas Natural Licuado (GNL). La inversión es de aproximadamente US$2.900 millones en los próximos 10 años, y llegará a US$7.000 millones en los 20 años de vida útil esperada.
En el marco de la jornada Infraestructura Sostenible: Biomateriales y materiales de baja huella en la obra pública y construcción de Córdoba, el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos de la Provincia de Córdoba y la Cámara de la Construcción Delegación Córdoba firmaron un convenio de colaboración orientado a promover el uso de biocombustibles y biomateriales en la industria de la construcción.
El acuerdo, suscrito por el ministro de Infraestructura y Servicios Públicos, Fabián López, y el presidente de la Cámara de la Construcción Delegación Córdoba, Horacio Berra, establece una serie de compromisos entre las partes para avanzar hacia prácticas más sostenibles y alineadas con los desafíos del cambio climático.
El convenio tiene como objetivo fomentar la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en el sector, promoviendo el reemplazo progresivo de combustibles fósiles por biocombustibles y la adopción de biomateriales con baja huella de carbono.
Además, se busca sensibilizar a las empresas sobre la importancia de reducir y compensar su huella de carbono, a través de herramientas como el «Programa de Reducción y Compensación de Emisiones de GEI» del Ministerio.
Entre los puntos centrales del acuerdo, se destacan la promoción del uso masivo de biocombustibles en maquinaria, flotas de vehículos y actividades logísticas del sector.
Además, el desarrollo de infraestructura y equipamiento para la producción, almacenamiento y abastecimiento de biocombustibles.
También, la implementación de programas de formación y sensibilización sobre energías renovables, biomateriales y sostenibilidad en el sector de la construcción.
El convenio busca fomentar la medición y compensación de huellas de carbono a través de mercados voluntarios de carbono.
El Ministerio también se compromete a brindar asesoramiento técnico en eficiencia energética, desarrollo de protocolos para el uso de biocombustibles, medición de emisiones de GEI y la elaboración de manuales de buenas prácticas para asegurar la trazabilidad y seguridad en el manejo de estos recursos.
Hacia una construcción sostenible
Este convenio refuerza el compromiso de la provincia de Córdoba con la Ley N.º 10.721, que establece políticas para la transición hacia una matriz energética sostenible.
Esta alianza con el sector privado es fundamental para consolidar una industria de la construcción más responsable, que no solo contribuya al desarrollo económico, sino también a mitigar los impactos ambientales.
El acuerdo permitirá a las empresas asociadas a la Cámara ser protagonistas de un cambio hacia prácticas más responsables y sostenibles.
Mesa de trabajo conjunta
Como parte del convenio, se creará una mesa de trabajo integrada por representantes de ambas partes, que se reunirá mensualmente para coordinar la implementación de los proyectos, monitorear avances y planificar nuevas acciones conjuntas.
Con este convenio, Córdoba refuerza su posición como líder en la incorporación de biocombustibles y biomateriales en la construcción, consolidando una visión que combina innovación, desarrollo económico y cuidado ambiental.
En el evento, también estuvieron presentes el secretario de Coordinación de infraestructura, Gustavo Brandan; el secretario de Transición Energética, Pablo Gabutti; el presidente de CAMARCO, Delegación Córdoba, Horacio Berra; el director Provincial de Biocombustibles y Bioenergía, Mariano Santillán; el subsecretario de Infraestructura Gasífera, Ruben Borello y el subsecretario de Infraestructura Eléctrica, Ezequiel Turletto; entre otras autoridades y asistentes.
Con la presencia de los cinco gobernadores de las principales provincias mineras argentinas y autoridades nacionales, comenzó en Mendoza la Cumbre de Minería Sostenible. En este marco, el gobernador Gustavo Sáenz afirmó que “Estamos posicionando a Salta como un referente nacional e internacional en minería sostenible”.
La Cumbre fue inaugurada por el gobernador anfitrión Alfredo Cornejo, junto a Gustavo Sáenz de Salta; Raúl Jalil de Catamarca; Marcelo Orrego de San Juan; y Carlos Sadir de Jujuy, además del secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero, y otras autoridades.
Posteriormente, los cinco gobernadores que integran la Mesa del Cobre conformaron el panel para disertar sobre las oportunidades y desafíos de la minería actual, moderado por la coordinadora ejecutiva de CAEM, Alejandra Cardona.
Fue en este ámbito que al ser consultado al respecto, Sáenz expresó que el mundo hoy demanda lo que producen cada una de las provincias presentes como alimentos y minerales críticos. “En este contexto, hablar de minería es hablar de oportunidades y la oportunidad es hoy”.
En este punto, consideró que la minería debe ser sinónimo de responsabilidad, sostenibilidad y respeto por las comunidades y el medio ambiente. “Nuestro lema es producir conservando y conservar produciendo”, dijo.
También se refirió a los proyectos en Salta: “Además del proyecto de cobre Taca Taca, tenemos dos de litio en producción con las primeras exportaciones para 2025, más la mina de oro Lindero, consolidada como el segundo complejo exportador de Salta”.
Sáenz señaló que otros ejes fundamentales en la provincia son la celeridad y reglas de juego claras” “Las inversiones encuentran en Salta estabilidad jurídica, respeto irrestricto a las comunidades y compromiso con la sustentabilidad ambiental”, afirmó.
Gustavo Sáenz habló sobre la cadena de proveedores locales, como una de las mayores fortalezas del modelo minero salteño.
En este punto, especificó que Salta tiene un Registro público, digital y gratuito de proveedores locales. “Hoy hay más de 700 proveedores salteños”, de los cuales muchos de ellos pertenecen a comunidades originarias.
Explicó que así como la Provincia exige la contratación de mano de obra local y proveedores salteños, paralelamente desde el Estado se trabaja con la correspondiente capacitación para contar “con personal debidamente formados a medida que crece la demanda”.
Convenio Mesa del Cobre
Tras el Panel, los gobernadores firmaron un convenio por el que se acordó que el Gobernador de San Juan ejerza la presidencia de la Mesa Interprovincial del Cobre por el término de un año, siendo un cargo rotativo con el objetivo de fortalecer el espíritu federal y colaborativo.
Además, se creó la Secretaría Ejecutiva Colegiada de la Mesa integrada por el ministro de Minería y el director de Minería de San Juan, Juan Pablo Perea Fontivero y Jerónimo Shantal, respectivamente. Su tarea será la de elaborar el proyecto de Reglamento de funcionamiento de la Mesa Interprovincial del Cobre, la cual será puesta a disposición de los Gobernadores en la próxima reunión de la Mesa
El Acta Constitutiva de la Mesa del Cobre se firmó en San Juan el 22 de mayo de 2024. Sus finalidades son actuar como ente coordinador y armonizador de las condiciones y políticas provinciales para la radicación y desarrollo de la industria minera vinculada al cobre, entre sí y ante la Nación.
Se trata de “Gaucho Wind to Hydrogen & Green Ammonia”, que va a desarrollarse con inversiones europeas. Dividido en dos etapas, previo a la instalación de parques eólicos, se buscará generar de 0,62 Mto/año de hidrógeno verde y 3,51 Mto/año de amoníaco verde.
El Gobierno Provincial, junto a representantes de Deutsche Gesellschaft fur Internationale Zusammernarbeit (GIZ) en América del Sur y la empresa austríaca RP Global, encabezó el pasado jueves la ceremonia oficial del lanzamiento del primer acuerdo de colaboración público-privada del Programa H2Uppp en Argentina, para la producción de hidrógeno verde y amoníaco verde.
Se trata del proyecto “Gaucho Wind to Hydrogen & Green Ammonia”, a desarrollarse en Santa Cruz, en las inmediaciones de los puertos de Puerto Deseado y Punta Quilla, distribuido en dos etapas, con el objetivo de generar una vez finalizado, 8.777 MW de energía eólica, 6.236 MW de energía a través de electrolizadores, lo que permitirá la producción de 0,62 Mto/año de hidrógeno verde, y 3,51 Mto/año de amoníaco verde.
En representación del Gobierno Provincial, participó Viviana Díaz, subsecretaria de Energía Térmica y Líneas Eléctricas, dependiente del Ministerio de Energía y Minería de Santa Cruz.
Desde la asociación público-privada anunciaron que, con la proximidad a los puertos santacruceños, se “abre la posibilidad de que buques transporten amoníaco verde a otros continentes, y lo utilicen como combustible y materia prima para la industria química”, al tiempo que destacaron que “la mayor parte del amoníaco verde se exportará a países europeos, y a Alemania, en particular”.
Además, adelantaron que “los compradores potenciales son las empresas industriales con objetivos de reducir, en gran medida, la intensidad de carbono de sus procesos de producción, ya sea consumiendo amoníaco como materia prima, o utilizando hidrógeno verde como vector energético”.
A su vez, informaron que “una parte de la producción de la planta se destinará al mercado nacional, para apoyar la descarbonización de los sectores de la siderurgia, la petroquímica y el refino”; como así también que este esquema de asociación público-privada, “prevé la ejecución de estudios exhaustivos para la producción y exportación de hidrógeno verde y amoníaco a gran escala en Argentina”.
De la ceremonia de presentación, realizada en la sede de la Cámara de Industria y Comercio Argentino-Alemana (AHK), en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, participaron además Igor Rescec, Chief Technical Officer, y Juan Pedro Agüero, Country Manager Argentina, ambos de RP Global; Mariela Beljanski, subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético de la Nación; Peter Neven, ministro de la Embajada de Alemania en Argentina; y Carina Mendoza, en representación de la Cámara de Proveedores de insumos y Prestadores de servicios de los sectores Energético, Minero y Ambiental.
Durante la jornada de este miércoles 27 de noviembre, el gobernador Marcelo Orrego participó de la Cumbre de Minería Sostenible que se realizó en Mendoza. Lo acompañaron el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo y sus pares Raúl Jalil, de Catamarca; Gustavo Sáenz, de Salta y Carlos Sadir, de Jujuy, que expusieron sobre el potencial respecto al cobre en este evento.
En este marco, eligieron al gobernador de San Juan, Dr. Marcelo Orrego, como el primer presidente de la Mesa del Cobre por un período de un año, tras el cual la presidencia será ejercida de manera rotativa por los demás gobernadores de las provincias integrantes.
Asimismo, se inició la creación de la Secretaría Ejecutiva Colegiada, conformada inicialmente por el ministro de Minería de San Juan, Juan Pablo Perea, y el director de Minería de Mendoza, Jerónimo Shantal. La vigencia de este órgano será la misma que la de la presidencia, con posibilidad de renovación bajo los mismos términos.El acuerdo fue formalizado con la firma de los gobernadores de las provincias participantes.
En este contexto, Orrego dijo: “Es un honor acompañarlos hoy en esta 1ª Cumbre de Minería que reafirma el compromiso de nuestras provincias y nuestro país con una minería moderna, sostenible y responsable. San Juan es, indiscutiblemente, una provincia minera por historia y por presente. El 75% de nuestras exportaciones provienen de esta actividad.Contamos con minas emblemáticas como Veladero, la más grande de Argentina, y proyectos avanzados como Hualilán, que iniciará su construcción en 2025”.
El gobernador dio detalles de lo realizado durante su gestión: e concretó la evaluación de 34 informes de impacto ambiental de prospección y exploración, destacándose la DIA del proyecto Hualilán, el primer proyecto de oro aprobado después de 17 años”.
Por otro lado, dijo:“San Juan entiende la minería como una política de Estado, construyendo una industria robusta que respete los recursos naturales, prioriza el cuidado del agua y genera empleo”. Agregó que “celebramos alianzas estratégicas como la reciente entre BHP y Lundin para proyectos como Josemaría y Filo del Sol, posicionando a San Juan dentro del Top 10 global”.
Para concluir dijo: “La confianza de las comunidades es esencial. La confianza se gana en gramos, pero se pierde en kilos y en San Juan hemos demostrado que es posible lograr consensos duraderos. La minería no es solo el presente, sino el futuro de nuestras provincias y de un país que apuesta por un desarrollo sostenible”.
Cornejo dijo que se plantearon muchos desafíos y que se viene un camino de convivencia y consenso en cuanto a la minería.
Por su lado, el gobernador Sáenz aseguró que “el desafío más grande que tenemos es que hoy el mundo demanda lo que nosotros tenemos para darles. En este caso la oportunidad es hoy. Hay que lograr mantener durante el tiempo la sustentabilidad y la licencia social en minería”.
Mientras que Jalil dijo que “hay una madurez política en Argentina. Cuando empezamos la Mesa del Litio, fue un buen inicio. Hoy avanzar con la Mesa del Cobre es muy importante sobre todo para el sector minero”.
El gobernador Sadir declaró que “los desafíos que tenemos son comunes. Ahora trabajamos en como acortar procesos, no solo con el estudio del impacto ambiental. Pero también tenemos que buscar nuevos y más inversores para que sigan explorando”.
Por otro lado, y en el marco de esta cumbre, se presentaron las proyecciones de mercados como el del cobre, buenas prácticas de sostenibilidad por parte de empresas líderes, bancos y su rol en el desarrollo de la minería, actores del mercado de capitales local comentando sobre instrumentos de financiamiento e inversión.
El miércoles 27 de noviembre de 2024, los precios del petróleo se mantuvieron estables mientras los mercados evaluaban un acuerdo de alto el fuego entre Israel y Hezbolá, y anticipaban la próxima reunión de la OPEP+, programada para el domingo 1 de diciembre.
A las 09:32 GMT, los futuros del crudo Brent aumentaron 32 centavos (0,44%), situándose en 73,13 dólares por barril, mientras que el crudo estadounidense West Texas Intermediate (WTI) subió 33 centavos (0,48%), alcanzando 69,10 dólares por barril.
El reciente alto el fuego entre Israel y Hezbolá, mediado por Estados Unidos y Francia, entró en vigor el miércoles, reduciendo las tensiones en la región y contribuyendo a la estabilidad de los precios del petróleo.
Además, los analistas de Goldman Sachs y Morgan Stanley señalaron que los precios del petróleo están infravalorados, citando un déficit en el mercado y posibles sanciones al suministro iraní bajo la administración del presidente electo de Estados Unidos, Donald Trump.
En el ámbito de la OPEP+, fuentes indicaron que el grupo de productores está considerando retrasar un aumento planificado en la producción de petróleo, inicialmente previsto para enero, debido al debilitamiento de la demanda mundial y al incremento de la producción fuera de la OPEP+.
En Estados Unidos, el presidente electo Trump anunció la imposición de un arancel del 25% a todos los productos procedentes de México y Canadá, sin excluir al crudo de estas penalizaciones comerciales.
Por último, las existencias de crudo en Estados Unidos disminuyeron en 5,94 millones de barriles en la semana que finalizó el 22 de noviembre, superando las expectativas de una caída de 600.000 barriles, según datos del Instituto Americano del Petróleo (API).
La petrolera estatal brasileña Petrobras invertirá 111.000 millones de dólares en los próximos cinco años, un 9 por ciento más que lo previsto para el quinquenio 2024-2028, con la intención de mantenerse como responsable de una tercera parte de la energía primaria consumida por Brasil, informó hoy la compañía.
En una rueda de prensa, la presidenta de Petrobras, Magda Chambriard, aseguró que el aumento de las inversiones se producirá principalmente en el sector de exploración y explotación de petróleo y gas para poder atender la demanda por energía interna, teniendo en cuenta que las previsiones indican un crecimiento medio anual de entre el 2,5 y el 3 por ciento los próximos años.
“Somos responsables por el 31 por ciento de toda la energía primaria consumida por Brasil y no podemos quedarnos parados porque el país seguirá creciendo. Para 2050 queremos seguir siendo los responsables por el 31 por ciento de la energía consumida por un país que entonces estará consumiendo un 60 por ciento más de energía”, afirmó la presidenta de la estatal.
Según el Plan de Inversiones de la empresa, se invertirán 77.000 millones de dólares en exploración y explotación de petróleo entre 2025 y 2029; 20.000 millones de dólares en refino y transporte, y 11.000 millones en energías de bajo carbono. Con ello, Petrobras elevará su producción de petróleo de 2,8 millones de barriles diarios en 2025 hasta 3,2 millones en 2029.
Chambriard también señaló que las inversiones de Petrobras en captura de carbono, transición energética y energías renovables aumentarán un 42 por ciento, hasta 16.300 millones de dólares en los próximos cinco años, con lo que la participación de la descarbonización en las inversiones de la empresa saltará del 11 por ciento en el quinquenio 2024-2028, hasta el 15 por ciento en el quinquenio 2025-2029.
La presidenta de Petrobras aseguró que producir crudo es compatible con la transición energética.
“Con el plan que estamos presentando mantendremos nuestra participación en la oferta de energía del país, contribuiremos con la seguridad energética de Brasil y reduciremos las emisiones. En cinco años tendremos, relativamente, menos petróleo y más renovables”, concluyó.
La industria china de la infraestructura de recarga y reemplazo ha continuado creciendo a alta velocidad, convirtiéndose en un sólido impulsor del rápido desarrollo del mercado de los vehículos de nueva energía, según un artículo publicado hoy lunes por el Diario de Ciencia y Tecnología.
La Alianza para la Promoción de Infraestructura de Recarga de Vehículos Eléctricos de China dio a conocer un informe sobre el desarrollo del país en términos de infraestructura de recarga de vehículos eléctricos, durante una conferencia ecológica centrada en ese tema celebrada la semana pasada en Taiyuan, la capital de la provincia septentrional china de Shanxi.
El informe muestra que, hasta octubre de este año, la infraestructura de recarga en el país había superado los 11,88 millones de unidades, lo que constituye un incremento interanual del 49,4 por ciento.
La infraestructura de recarga pública totalizó 3,39 millones de unidades, con un aumento del 34,3 por ciento, al tiempo que la privada se situó en 8,49 millones de unidades, creciendo un 56,4 por ciento.
El alto y continuo crecimiento de la infraestructura de recarga no puede separarse de los motores gemelos de las políticas y el mercado, señala el informe, que subraya que China ha completado la construcción inicial de una red sólida de servicio de recarga y reemplazo.
El documento agrega que China actualizará la calidad de los equipos de recarga, fortalecerá la gestión de las operaciones de recarga locales y mejorará la experiencia de recarga para los usuarios, con el fin de promover estándares más altos en esta industria.
China está intensificando activamente la innovación en relación con la tecnología de recarga y los modelos de negocios, con ejemplos que incluyen la recarga rápida, la recarga de alta potencia, la inteligente, la inalámbrica y la móvil.
Mientras tanto, el país ha emitido regulaciones pertinentes destinadas a intensificar las medidas de protección a la seguridad de la infraestructura de recarga.
Desde 2016 se han publicado siete ediciones de este informe, cubriendo temas como la situación de la industria, sistemas de políticas, estándares técnicos, modelos de negocios, sistemas de seguridad, plataformas de información de recarga y perspectivas de desarrollo.
Gustavo Anbinder, Director de Negocios y Desarrollo de Genneia, destacó los esfuerzos de la compañía para acompañar a la industria del oil and gas en la producción de barriles de exportación con bajas emisiones al medio ambiente.
Según replicó el sitio Vaca Muerta News, este enfoque responde a las crecientes exigencias de los mercados internacionales, especialmente en Europa y Estados Unidos.
“Estamos trabajando en la producción de barriles de exportación con bajas emisiones. Los mercados ya están implementando normativas que miden el contenido de emisiones de CO2 en los productos que entran por sus fronteras. Para el año 2030, tanto el petróleo crudo como sus derivados deberán cumplir con estos protocolos”, explicó Anbinder.
Genneia ya está colaborando con dos de las petroleras más importantes de la cuenca de Vaca Muerta, ayudándolas a reducir su impacto ambiental. “La industria petrolera emite CO2 en la producción y el consumo. Nuestra tarea es ayudar a eliminar las emisiones en los equipos y procesos de producción, así como en el transporte de productos”, añadió Anbinder.
La clave para lograrlo radica en la electrificación de los campos de producción y la incorporación de energía renovable. “Estamos electrificando los campos de producción y utilizando cada vez más equipos eléctricos en lugar de combustibles fósiles. Dos de nuestras petroleras están consumiendo energía 100% renovable, provista por Genneia, en sus operaciones”, destacó.
Genneia genera energía eólica y solar en seis provincias diferentes, y este mix de energía renovable es el que alimenta las operaciones de sus clientes en Vaca Muerta. “Nuestros proyectos en Neuquén están en desarrollo y esperamos tener las torres de perforación con aerogeneradores en un futuro cercano”, comentó Anbinder.
La importancia de estas iniciativas no solo radica en la competitividad en mercados exigentes como Japón, sino también en el financiamiento de proyectos. “Las agencias calificadoras de crédito ahora incluyen criterios de cambio climático en sus decisiones. Las operaciones con menores emisiones tienen acceso a financiamiento y seguros más baratos, lo que aumenta la rentabilidad y competitividad de los proyectos”, explicó.
En conclusión, Genneia está liderando el camino hacia una producción más sostenible en Vaca Muerta, ayudando a sus clientes a cumplir con las normativas internacionales y a ser más competitivos en el mercado global. “Hay un largo camino por recorrer, pero estamos comprometidos en hacer de Vaca Muerta un ejemplo de sostenibilidad en la industria petrolera”, concluyó Anbinder.
Los productores bonaerenses de biodiesel, reunidos en la Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (CEPREB), aceptaron por primera vez discutir una nueva ley para regular el funcionamiento del sector, pero a la vez advirtieron al gobierno nacional por la crisis que atraviesan.
“Celebramos la voluntad del gobierno nacional de debatir cambios en la Ley de Biocombustibles incluyendo a todos los miembros de esta industria y manifestamos nuestra voluntad de aportar los elementos necesarios para que la misma además de potenciar el crecimiento del sector garantice la seguridad jurídica de quienes ya invirtieron con el marco legal vigente y llevan adelante una actividad productiva de alto impacto positivo para el país, su industria, el empleo, el desarrollo regional y el medioambiente”, indicó la CEPREP en un comunicado.
Los productores de la provincia explicaron que consideran “que cualquier modificación a la Ley 27.640 de Biocombustibles debe considerar el interés de todos los actores de la cadena de valor y de las provincias productoras de biocombustibles; y debe garantizar los mecanismos para el crecimiento del sector sin producir asimetrías en favor de los grupos concentrados en detrimento de la supervivencia de las pymes”.
A la vez, advirtieron que “es muy importante que mientras se discuten las modificaciones y como señal fundamental para los empresarios que han invertido y que invertirán en nuestro país se cumpla con la Ley de Biocombustibles 27.640 actualmente vigente y que por ende se publique un precio de comercialización del biodiesel acorde a los costos de producción que permita retomar la actividad y el abastecimiento normal de biodiesel”.
Desde CEPREB explicaron que “el precio no solo no cumple con lo establecido por la ley vigente sino que no cubre los costos de producción y por ende empuja a la parálisis del sector que viene y no puede continuar produciendo a pérdida para seguir abasteciendo el mercado local. La incidencia del precio del Biodiesel en el valor del surtidor es mínima y más aún contemplando los aumentos que los combustibles fósiles han experimentado a lo largo del año.”
Finalmente, la Cámara, que nuclea a más del 60% del Biodiesel doméstico de la Argentina, recordaron que “estamos solicitando hace un tiempo la posibilidad de tener una reunión con las autoridades para manifestar nuestro interés en colaborar de forma activa con el proyecto de modificación de la ley de Biocombustibles y buscar soluciones a la problemática del precio regulado actual que paraliza la actividad”.
El Jefe de Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires Jorge Macri adelantó este miércoles que el distrito implementará un sistema de colectivos eléctricos a partir de 2025.
“Mas sustentabilidad. En sintonía con lo que se esta haciendo en el mundo y donde nuestra ciudad todavía tiene una deuda importante vamos a implementar buses 100% eléctricos en la línea nueva que estamos implementando desde plaza San Martín hasta Parque Lezama, probablemente después se extienda ese servicio hasta la boca” expresó Macri.
En detalle, el funcionario sumó que los mismos “son buses de mediano porte que van a poder recorrer nuestro centro histórico”. El anuncio fue hecho en una conferencia de prensa en donde también se dieron a conocer cambios en seguridad, antigüedad y sistema de pago para las 31 líneas de colectivos del territorio porteño.
Las medidas para que el transporte sea más seguro, tecnológico y eficiente son:
Más seguridad: dentro de los próximos tres meses, todos los colectivos contarán con cámaras en su interior conectadas al Centro de Monitoreo. Y se van a intensificar los controles de alcoholemia y narcotest a los choferes, para mejorar su seguridad laboral, la de los pasajeros y de la vía pública en general.
Más tecnología: para facilitar el acceso y uso del transporte, se implementa el sistema multipago, como en los subtes. Los vecinos o turistas que no tengan una tarjeta SUBE, van a poder abonar con el celular, tarjetas de crédito o débito.
Más calidad y confort: para mejorar la experiencia del viaje y el servicio, a partir del 1° de enero de 2025, solo podrán circular colectivos con una antigüedad menor a 10 años. Esto significa la renovación de 241 vehículos hoy excedidos de esa antigüedad. Cuando se cumpla el objetivo, la antigüedad promedio de las flotas será 4,5 años.
Conducción inteligente: el año pasado, por incidentes de tránsito, murieron más de 100 personas. Para reducir esa cifra, se suma en todas las líneas el ADAS (Advanced Driver Assistance Systems), que utiliza sensores e Inteligencia Artificial para informar diferentes riesgos que pueden surgir durante el recorrido.
Más Sustentabilidad: En sintonía con las grandes ciudades del mundo, se incorporará una nueva línea de Buses eléctricos. Los vecinos y turistas van a poder recorrer, desde Retiro a Parque Lezama, el casco histórico y el microcentro porteño en un medio de transporte sustentable y cómodo.
Identidad porteña: Y para recuperar una imagen que identifica a todos los porteños, y que es un patrimonio artístico y cultural de la Humanidad, se van a plotear todos los colectivos con el arte del fileteado.
El Gobierno de Río Negro, preocupado por posibles despidos en la empresa NRG Argentina que afectan a 180 trabajadores, participó de dos reuniones en la sede de la Secretaría de Energía y Ambiente en Cipolletti. Los encuentros buscaron analizar las causas del conflicto y avanzar en soluciones conjuntas con vistas al encuentro tripartito que se llevará a cabo mañana en Neuquén.
La primera reunión fue con representantes de NRG, entre ellos su CEO, César Guercio, quien participó de manera remota, y parte del equipo técnico presente en la provincia. En la segunda, los interlocutores provinciales se reunieron con Gustavo Sol, secretario General de Camioneros de Río Negro, y Fernando Valenzuela, delegado regional del gremio de Petroleros Privados.
Por parte de la provincia, participaron el ministro de Gobierno, Trabajo y Turismo, Fabián Gatti; la secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini; el secretario de Minería, Joaquín Aberastain Oro; y el responsable de Relaciones Institucionales de Energía y Ambiente, Mario Figueroa.
Confini ratificó el compromiso provincial para mejorar la competitividad de las arenas locales y el control de las irregularidades en el transporte que perjudican a la empresa. “Nos hemos comprometido a que desde el Gobierno de Río Negro nos vamos a poner firmes en el tránsito y en el control estricto de todos los camiones que entren desde otras provincias, que lo hagan en las condiciones que lo tienen que hacer”, afirmó. También subrayó que estos controles incluyen verificar guías de transporte, papeles en orden y respetar el límite de 28 toneladas establecido por ley.
Por su parte, el ministro Fabián Gatti remarcó la prioridad del gobierno de defender el empleo y la regularidad laboral en el sector. “La presencia nuestra en este marco, en este diálogo que mantuvimos, es sobre todo para conservar la fuente de trabajo, transmitir a los operadores y a todos los que están vinculados a este gran sistema que genera mucho trabajo pero que también trae conflictos como es Vaca Muerta”, expresó.
Ambos funcionarios coincidieron en la importancia del encuentro de mañana en Neuquén para consolidar avances y proteger las fuentes laborales en riesgo, destacando que el gobierno no tolerará irregularidades. “No vamos a admitir en la provincia trabajadores en negro o camiones que no cumplan con las regulaciones que tenemos en nuestra provincia”, aseguró Gatti.
Un impresionante incendio se registró el sábado por la tarde en la empresa INDARSA, cerca de Añelo, en Vaca Muerta. Según las primeras informaciones, el mismo se desató en piletones, con material inflamable, que están ubicados dentro del predio del lugar situado a la vera de Ruta 17.
En este contexto, se montó un importante operativo del cual participó Defensa Civil, la Secretaría de Emergencias, bomberos voluntarios de Añelo y brigadas de YPF. Además, se sumaron cuarteles de Plaza Huincul, Cutral Co, Centenario y Rincón de los Sauces. Finalmente, después de tres horas el incendio fue controlados según informó el gobierno provincial a través de un comunicado oficial.
INCENDIO EN AÑELO
Un impresionante incendio se registra en la tarde de este sábado en la empresa INDARSA de Añelo, en Vaca Muerta. En el lugar trabaja personal de la Policía de Neuquén y Bomberos.
Por otra parte, se confirmó que se dará inicio a una investigación para determinar las circunstancias que originaron el incendio, en colaboración con expertos en seguridad industrial y organismos de regulación.
Además, se supo que no hubo heridos. No obstante, bomberos fueron asistidos por personal de Salud, debido a las altas temperaturas y el humo que se registra en el lugar.
El gasoducto de la Ruta Este, que conecta Rusia con China, está listo para iniciar operaciones, marcando un hito en la colaboración energética entre ambos países y fortaleciendo el suministro de gas natural a las principales regiones chinas.
La Corporación Estatal de la Red Eléctrica de China ha anunciado la finalización del gasoducto de la Ruta Este, una infraestructura de 5.111 kilómetros que conecta Heihe, en la provincia de Heilongjiang, con Shanghái. Este proyecto está diseñado para suministrar hasta 38.000 millones de metros cúbicos de gas natural al año, cubriendo la demanda de regiones clave como las tres provincias del noreste, Beijing-Tianjin-Hebei y el Delta del Río Yangtsé.
El gasoducto permitirá satisfacer las necesidades anuales de gas de aproximadamente 13 millones de hogares urbanos en estas áreas. Este desarrollo se enmarca en la estrategia de Rusia de diversificar sus exportaciones energéticas hacia Asia, especialmente hacia China e India, tras las sanciones occidentales y los daños a infraestructuras como los gasoductos Nord Stream.
En octubre, Gazprom y la Corporación Nacional de Petróleo de China (CNPC) acordaron aumentar el volumen de suministro de gas. Este año, Gazprom suministrará a China 1.000 millones de metros cúbicos adicionales de gas, según Vitali Markélov, vicepresidente de la empresa rusa. Además, ambas compañías acordaron elevar al máximo los suministros diarios a través del gasoducto Fuerza de Siberia, que comenzó a operar en 2019 y actualmente transporta hasta 38.000 millones de metros cúbicos anuales.
La finalización del gasoducto de la Ruta Este refuerza la cooperación energética entre China y Rusia, consolidando su posición en el mercado energético asiático y contribuyendo a la seguridad energética de la región.
En un paso fundamental hacia el fortalecimiento de la infraestructura energética de Santa Cruz, el gobernador Claudio Vidal encabezó la firma de un convenio entre Yacimiento Carbonífero Río Turbio (YCRT) y Servicios Públicos Sociedad del Estado (SPSE).
Este acuerdo, ratificado oficialmente por el Gobierno Provincial, asegura que la energía excedente generada por la usina de 21 MW llegue a las localidades de la provincia, brindando estabilidad y apoyo tanto a las comunidades como al desarrollo industrial y comercial de Santa Cruz. Además, establece que el precio del kilovatio será un 20% inferior al valor establecido por CAMMESA, garantizando competitividad y eficiencia para las arcas provinciales.
Pablo Gordillo Arriagada, interventor de YCRT, valoró el acuerdo como “una de las primeras veces que realizamos una venta de energía con estas características” y explicó que “antes era más una atención, una maniobra puntual. Ahora se trata de una venta de excedente con un porcentaje más bajo que el que cobra CAMMESA, lo que facilita que Servicios Públicos pueda adaptarse y asegurar el mantenimiento planificado”.
En esta línea, Gordillo Arriagada señaló que este convenio representa un desafío operativo importante: “Tenemos una usina que requiere un uso constante y mantenimiento, pero confiamos en que podremos sostener los megas que necesita la cuenca. Creo que vamos a andar bien”.
El acuerdo también incluye cláusulas específicas sobre la operación, mantenimiento y medición de la energía generada, estableciendo un sistema de precios que prioriza la competitividad y la sostenibilidad económica.
El presidente de SPSE, Jorge Luis Avendaño, destacó que “este convenio forma parte de lo que nos pidió el Sr. Gobernador, para trabajar con una visión integral y de esta forma garantizar el abastecimiento energético de los santacruceños”, además de permitir la proyección futura y “fomentar el crecimiento económico en la provincia”.
El convenio tiene un plazo inicial de 12 meses, renovable automáticamente, y asegura la continuidad del suministro eléctrico sin afectar el autoabastecimiento del yacimiento. Además, se contemplan medidas para resolver cualquier contingencia, como fuerza mayor, y mecanismos claros para la resolución de conflictos.
Para finalizar, el Gobernador Claudio Vidal fue claro: “trabajo, producción y paz social, lo vuelvo a resaltar, porque es la única manera de Sacar a Santa Cruz adelante”.
Por tercer año consecutivo, el Gobierno bonaerense pondrá en funcionamiento el programa “Plan Verano”, una medida con la que busca reforzar la generación eléctrica en los puntos críticos del territorio y mejorar la calidad del servicio en la temporada de mayor demanda.
El anuncio de la administración de Axel Kicillof se produce en medio de las dificultades que se anticipan a nivel nacional por posibles cortes de luz en días de calor, pese a que Nación formalizó el plan de contingencia para evitar cortes de luz masivos durante el verano.
Para desarrollar este plan, la Dirección Provincial de Energía realizó junto con Distribuidoras Eléctricas, cooperativas y municipios los estudios de cargabilidad de las redes de Alta Tensión para analizar y prever el mapa de lugares críticos con posible déficit de potencia donde se colocarán las Unidades de Generación Temporales (UGT).
Como resultado, se determinó que los equipos se instalarán en seis ciudades de la Provincia de Buenos Aires y su ubicación beneficiará no sólo al municipio, sino también a localidades cercanos contemplados en los corredores eléctricos.
En ese sentido, se colocarán en:
● San Antonio de Areco: 4 Mw de potencia: las localidades beneficiadas serán Pergamino, Arrecifes, Capitán Sarmiento y San Antonio de Areco.
● 25 de Mayo: 4 Mw de potencia: las localidades beneficiadas serán Bragado y 9 de Julio.
● 9 de Julio: 4 Mw de potencia: las localidades beneficiadas serán Bragado, Carlos Casares, Pehuajó y Trenque Lauquen.
● Pergamino: 5,7 Mw de potencia: las localidades beneficiadas serán Rojas, Junín, Colón y Carabajales
● Gral. Viamonte: 4,2 Mw de potencia: las localidades beneficiadas serán Junín, Baigorria, Zábala, Coronel O Brien, Warnes, El Arbolito y Mariano H. Alfonso
● Mar del Tuyú: 2,1 Mw de potencia: las localidades beneficiadas serán las del Corredor Atlántico: Gral. Lavalle, San Clemente, Las Toninas, Santa Teresita, Mar de Ajó, Pinamar y Villa Gesell.
Más obras para fortalecer el servicio de energía
Además de esta solución coyuntural para la época de alta demanda, la Subsecretaría de Energía realizó obras de infraestructura que beneficiarán la calidad del servicio eléctrico, como el corredor eléctrico de Henderson, Pehuajó y Villegas donde la construcción de las subestaciones descomprimieron la demanda energética.
Asimismo, en Mercedes y Bragado este año no se instalarán los equipos de Generación Temporal gracias a la obra de repotenciación que beneficia al corredor norte de la provincia de Buenos Aires.
Además, para fortalecer el mapa eléctrico de la Provincia de Buenos Aires, se están iniciando obras de Alta Tensión (AT) financiadas por el Banco de Desarrollo de América Latina (CAF) que permitirán transportar energía eléctrica a distancias mucho mayores con pérdidas mínimas, y posibilitarán una mayor disponibilidad de potencia mejorando considerablemente la seguridad y la confiabilidad del suministro de energía eléctrica.
Estas obras se están ejecutando en las localidades de Chivilcoy, Guaminí y ya se encuentra en proceso de adjudicación para la localidad de Quequén.
El diputado provincial y exsecretario de Energía, Darío Martínez, destacó el potencial de Vaca Muerta para atender la creciente demanda de gas natural en Brasil y el desarrollo de plantas de Gas Natural Licuado (GNL), pero advirtió sobre los desafíos que enfrenta la provincia de Neuquén en términos de infraestructura y precios justos.
Martínez se refirió al Memorándum firmado recientemente entre Argentina y Brasil, que abre la puerta a una colaboración energética más estrecha, y puso énfasis en el rol estratégico de Vaca Muerta. “Bienvenida toda nueva demanda de gas porque más producción significa más trabajo, inversión y desarrollo para los neuquinos”, afirmó. Sin embargo, señaló que las actuales limitaciones en el transporte de gas obstaculizan el aprovechamiento pleno de estas oportunidades.
Falta de infraestructura: un obstáculo crítico
El diputado provincial subrayó que la capacidad de los gasoductos que conectan Vaca Muerta con los mercados internos y externos ya está saturada. “Nuestra producción ya satura la capacidad de transporte de los gasoductos que salen desde Neuquén, que sirven para abastecer la demanda interna, aún insatisfecha por falta de la segunda etapa del Gasoducto Néstor Kirchner, y para exportar, en firme y en verano, nuestro gas a Chile”, explicó.
Martínez insistió en la necesidad de inversiones para ampliar la red de transporte de gas. “Toda nueva demanda de gas de Vaca Muerta, para ser atendida seriamente, con continuidad, sin interrupciones y a largo plazo, necesita que se amplíe, con nuevos gasoductos que salgan desde Neuquén”, sostuvo.
Precios justos para los recursos neuquinos
Otro punto clave de su discurso fue la discusión sobre los precios del gas. Martínez cuestionó las condiciones propuestas por los posibles compradores internacionales, quienes buscan precios considerablemente bajos. “Hoy, Neuquén vende su gas a 3,5 dólares por millón de BTU en promedio, con picos de más de 7 dólares en las exportaciones a Chile. Sin embargo, las empresas productoras ya nos están anunciando que el proyecto de exportación a Brasil necesita un gas a menos de 2 dólares por millón de BTU, y que los proyectos de GNL ‘son factibles’ con un gas a 1,75 dólares por millón de BTU”, detalló.
El diputado calificó estas propuestas como inaceptables y llamó al gobierno provincial a adoptar un rol más activo en la defensa de los recursos neuquinos. “El Gobierno Provincial debería ponerse al frente y liderar estos proyectos para potenciar la producción de Vaca Muerta, multiplicar las inversiones, pero defender el valor de nuestro gas sin dejar que se lo lleven de regalo”, enfatizó.
Un equilibrio entre desarrollo y justicia
Para Martínez, cualquier acuerdo energético debe contemplar tanto los intereses de las empresas como el bienestar de la comunidad neuquina. “Está perfecto que la industria brasilera tenga energía más barata y de manera estable, y también que las petroleras hagan un gran negocio produciendo y exportando GNL. Pero no puede ser a costa de los recursos de los neuquinos sin un precio justo, y sin que signifique aumento de producción”, concluyó.
El legislador cerró su intervención destacando que, con una planificación adecuada y una negociación equilibrada, Vaca Muerta tiene el potencial de convertirse en el motor del desarrollo energético de Argentina y un actor clave en el mercado internacional de gas.
El costo promedio de los servicios públicos para un hogar representativo del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) bajó levemente en noviembre, por tercer mes consecutivo, y cayó la incidencia sobre el salario, de acuerdo a un reporte elaborado por el Observatorio de Tarifas y Subsidios IIEP a cargo de la UBA-Conicet.
El informe expone que en el mes de noviembre un hogar promedio del AMBA, sin subsidios, gasta $134.173 al mes en cubrir sus necesidades energéticas, de transporte y de agua potable, lo que implica un 0,2% menos que en octubre, cuando se alcanzó un costo de $134.414.
Al argumentar la merma, el IIEP sostuvo que “la reducción del 0,2% i.m en la canasta de servicios la explica un aumento de la energía eléctrica y del agua del 10,3% y 4% respectivamente que son más que compensados por la caída en el gasto de gas natural del 18,5%”.
Asimismo, precisó que “en los hogares del AMBA se pagan tarifas de servicios públicos que, en promedio, cubren el 53% de los costos y, por lo tanto, el Estado se hace cargo del 47% restante” aunque aclaró que “esta cobertura es dispar entre segmentos de hogares y entre servicios”.
En este punto, advirtió que “la cobertura tarifaria de los costos de los servicios públicos es igual a la del mes anterior y se presenta superior al observado en los últimos doce meses a razón de los incrementos tarifarios que complementan mayor estabilidad en los costos fuera de los picos estacionales” y especificó que es 11 puntos porcentuales superior al promedio de los últimos diez meses (42%).
Con respecto a diciembre de 2023, el estudio arrojó que el costo de la canasta total se incrementó 368% a partir de las actualizaciones de tarifas de transporte, energía eléctrica, gas natural y agua.
Al respecto, precisó que “en la desagregación por servicio se observa que el incremento más importante fue en la factura de gas natural con un aumento del 564% respecto a diciembre de 2023 y es explicado tanto por los aumentos tarifarios como por las diferencias en el consumo estacional”.
En tanto que detalló que “el gasto en energía eléctrica aumentó 189% mientras que los servicios públicos que no dependen de factores estacionales muestran un aumento del 601% para el transporte y del 305% para el agua”.
De esta manera, el IIEP reveló que “la canasta de servicios públicos del AMBA de noviembre representa el 11,6% del salario promedio registrado estimado del mes, a la vez que el peso proporcional del gasto en transporte alcanza el 42% y es significativamente más elevado respecto de los restantes servicios”. La incidencia sobre el salario es menor al 12,2% que marcaba en octubre.
El conflicto entre los trabajadores camioneros y la empresa NRG Argentina expone una grave problemática en el corazón de la industria energética de Vaca Muerta.
A medida que las operadoras petroleras buscan maximizar ganancias, las consecuencias recaen sobre los trabajadores, cuya situación laboral se ha visto precarizada en extremo. Gustavo Sol, secretario del Sindicato de Camioneros de Río Negro, fue contundente al denunciar la compleja situación en una reciente entrevista en el programa Desafío Energético de Canal 7 de Neuquén
La empresa NRG emitió telegramas de despido a 180 trabajadores bajo el argumento de que sus costos no son competitivos frente a la logística de transporte de arena desde Entre Ríos, realizada con trabajadores informales. Sol explicó: “La logística que necesita Vaca Muerta se realiza con trabajadores prácticamente informales. Las operadoras no quieren asumir ese costo en su afán de ganar más”. Esta situación ha generado una gran preocupación no solo por la pérdida de empleos, sino también por el impacto en la mano de obra regional.
El problema, según el sindicalista, radica en el desinterés de las operadoras por garantizar condiciones laborales dignas y su preferencia por contratar servicios más baratos, a costa de la seguridad y los derechos de los trabajadores. “Es inhumano lo que están haciendo las operadoras con los trabajadores que traen la arena de Entre Ríos. Esto no se puede permitir”, enfatizó.
“Están ingresando a un promedio de entre 300 y 500 camiones por día que ingresan desde Entre Ríos a Vaca Muerta, es un montón”, expresó el dirigente sindical.
Las consecuencias de la informalidad
La precarización no solo afecta a los trabajadores, sino también a la infraestructura y a las economías locales. Sol describió un panorama alarmante: “Los camiones vienen con excedidos de peso, con trabajadores que no tienen cobertura ni seguridad. Esto destruye las rutas y no deja un peso en las provincias”. Según el dirigente, los choferes informales trabajan hasta 36 horas seguidas sin descanso y reciben pagos insuficientes. “Con la inflación que hay, nadie puede vivir con lo que se paga por estos viajes”, denunció.
Además, las empresas regionales, que cumplen con los convenios colectivos, han quedado en desventaja competitiva frente a la informalidad. Este desequilibrio ha llevado a que las rutas de acceso a Vaca Muerta, como la de Catriel, estén devastadas en apenas un año de uso intensivo.
Apoyo sindical interprovincial
El conflicto ha trascendido las fronteras de Río Negro, obteniendo el respaldo de sindicatos de camioneros de provincias como Neuquén, Chubut, Santa Cruz, Mendoza y La Pampa. Estas organizaciones han conformado una comisión de seguimiento de la actividad petrolera, trabajando en conjunto para abordar la problemática. Han mantenido reuniones con 16 operadoras vinculadas a Vaca Muerta, exigiendo que asuman la responsabilidad de la logística necesaria para las operaciones. Sin embargo, según Sol, “no tenemos una respuesta favorable a los trabajadores; ellos no se quieren hacer responsables de la logística que necesita Vaca Muerta para realizar sus actividades”.
El impacto en la actividad petrolera
El conflicto amenaza con un escalamiento significativo que podría paralizar las operaciones en Vaca Muerta. Sol advirtió: “No vamos a permitir que ingrese un solo camión con choferes informales. Si no hay una solución, no va a entrar ni una tonelada de arena más a Vaca Muerta”. Según el secretario, la decisión de bloquear los ingresos se mantiene firme hasta que las operadoras reconozcan la logística como actividad petrolera y se hagan responsables de las condiciones laborales.
Este tipo de medidas no solo podría paralizar el transporte de arena, sino también impactar la cadena logística completa, que incluye el traslado de caños y otros insumos esenciales para las operaciones. El gremio de camioneros cuenta con el respaldo de la CGT y la colaboración de sindicatos de otras provincias, lo que refuerza su capacidad de presión.
Una decisión política urgente
El sindicalista destacó la necesidad de decisiones políticas contundentes. “Es el momento de fiscalizar en los puntos de ingreso a la provincia y proteger a la mano de obra regional. No podemos permitir que 200 familias se queden sin trabajo en esta fecha tan sensible”, expresó Sol.
El conflicto trasciende lo laboral y se convierte en un desafío político y social para las provincias de Neuquén y Río Negro, así como para la sostenibilidad de Vaca Muerta como motor de la economía nacional. Las operadoras, lejos de asumir responsabilidades, parecen ignorar que “la conflictividad no es un buen negocio”.
Camioneros y Weretilneck buscarán soluciones al conflicto
El próximo lunes, el sindicato de camioneros de Río Negro se reunirá con el gobernador Alberto Weretilneck para tratar el conflicto generado por los despidos en la empresa NRG y la precarización laboral que afecta al transporte de arena hacia Vaca Muerta. Este encuentro se presenta como un punto crucial en la búsqueda de soluciones políticas que permitan frenar la crisis y proteger la mano de obra regional.
Gustavo Sol, secretario general del gremio, destacó la importancia de esta instancia de diálogo: “Hemos charlado con el gobernador, que está muy preocupado por esta situación. La idea es fiscalizar en los puntos de ingreso a la provincia para garantizar que los camiones que entren estén en condiciones y que los choferes estén registrados como corresponde”.
El mensaje a los trabajadores
Gustavo Sol quiso transmitir un mensaje de esperanza y determinación a los trabajadores afectados: “A los compañeros que les llegó el telegrama, llevarles la tranquilidad de que logramos frenar los despidos. Vamos a hacer lo que sea necesario para que ellos tengan continuidad. No estamos defendiendo a la empresa NRG, estamos defendiendo la mano de obra regional. Ellos van a seguir trabajando en NRG o en alguna otra empresa, pero las operadoras se van a tener que hacer cargo. Que tengan confianza, están respaldados”.
“Los trabajadores mueven la industria. Sin ellos, no hay Vaca Muerta posible” expresó Gustavo Sol.
NRG Argentina
NRG Argentina es una empresa de servicios logísticos especializada en el transporte y provisión de arenas silíceas para la industria petrolera, clave en las operaciones de fractura hidráulica en Vaca Muerta. Con una presencia destacada en la región, su actividad ha sido fundamental para garantizar el suministro de insumos críticos en el desarrollo energético del yacimiento. La empresa cuenta con una planta de procesamiento en Allen, Río Negro, y bases operativas en Añelo, Neuquén, con una capacidad de almacenamiento total que supera las 60.000 toneladas.
Sin embargo, en el último año, la compañía ha enfrentado serias dificultades financieras y conflictos laborales, lo que la ha puesto en el centro de una crisis que amenaza con impactar la producción petrolera de la región.
En octubre de 2024, la provincia de Neuquén alcanzó una producción récord de 447.460 barriles diarios de petróleo, marcando un aumento del 0,13% respecto a septiembre y un crecimiento del 26,35% en comparación con octubre de 2023, según datos oficiales.
La cifra histórica se logró gracias al desempeño destacado de varias áreas clave en la formación de Vaca Muerta:
Bajada del Palo Oeste
Operada por Vista Oil & Gas, esta área ha sido fundamental en el incremento de la producción provincial. En octubre de 2024, Bajada del Palo Oeste aportó un promedio de 45.000 barriles diarios, representando aproximadamente el 10% de la producción total de Neuquén. Este rendimiento se debe a la implementación de técnicas avanzadas de perforación y fractura hidráulica, así como a una gestión eficiente de los recursos.
Coirón Amargo Suroeste
Este bloque, operado por Shell Argentina, contribuyó con una producción promedio de 35.000 barriles diarios en octubre de 2024. La compañía ha enfocado sus esfuerzos en optimizar la recuperación de petróleo mediante la aplicación de tecnologías de punta y prácticas operativas sostenibles.
Lindero Atravesado
Bajo la operación de Pluspetrol, Lindero Atravesado registró una producción promedio de 30.000 barriles diarios durante octubre de 2024. La empresa ha invertido en la modernización de sus instalaciones y en la capacitación del personal, lo que ha resultado en una mejora continua de la eficiencia operativa.
La Amarga Chica
Este proyecto conjunto entre YPF y Petronas alcanzó una producción promedio de 50.000 barriles diarios en octubre de 2024. La colaboración entre ambas compañías ha permitido el desarrollo de infraestructuras clave y la implementación de tecnologías innovadoras, posicionando a La Amarga Chica como uno de los bloques más productivos de Vaca Muerta.
Loma La Lata – Sierra Barrosa
Operado por YPF, este área aportó aproximadamente 60.000 barriles diarios en octubre de 2024. Loma La Lata – Sierra Barrosa se destaca por su infraestructura consolidada y por ser uno de los yacimientos más antiguos en producción, adaptándose a las nuevas tecnologías para mantener y aumentar su productividad.
Estos aportes individuales han sido cruciales para que Neuquén alcance el récord de producción de 447.460 barriles diarios en octubre de 2024, consolidando a la provincia como líder en la producción de petróleo en Argentina.
El aumento en la producción responde a una combinación de factores, incluyendo la ampliación de proyectos no convencionales, el incremento de la cantidad de pozos activos en las áreas principales y la implementación de nuevas tecnologías de extracción y fractura hidráulica.
La importancia de estos resultados también se refleja en la posición de Neuquén como la principal provincia productora de petróleo en Argentina, contribuyendo de manera decisiva a la oferta nacional y al potencial exportador de hidrocarburos.
Finlandia se posiciona a la vanguardia de la innovación energética con un proyecto que promete transformar la forma en que obtenemos energía: la captura de energía solar directamente desde el espacio. Este ambicioso plan busca aprovechar la constante radiación solar que llega al espacio exterior para generar electricidad a gran escala y transmitirla a la Tierra.
¿Cómo funciona?
La idea central consiste en desplegar grandes paneles solares en órbita terrestre. Estos paneles captarían la energía solar de manera ininterrumpida, sin las limitaciones impuestas por el clima terrestre. La electricidad generada sería convertida en microondas o láseres y transmitida a receptores ubicados en la Tierra, donde se convertiría nuevamente en electricidad para su distribución en la red eléctrica.
Beneficios del proyecto
Energía limpia y abundante: La energía solar espacial ofrece una fuente prácticamente inagotable de energía limpia, sin emisiones de gases de efecto invernadero.
Independencia energética: Al reducir la dependencia de combustibles fósiles, los países podrían garantizar su seguridad energética y disminuir su vulnerabilidad a las fluctuaciones de los precios del petróleo y el gas.
Mayor eficiencia: La energía solar espacial podría ser capturada y transmitida de manera más eficiente que en la Tierra, gracias a la ausencia de atmósfera.
Desafíos y próximos pasos
A pesar de sus prometedores beneficios, el proyecto de energía solar espacial enfrenta desafíos significativos, como:
Costos elevados: El desarrollo y despliegue de grandes paneles solares en el espacio requiere una inversión inicial considerable.
Tecnología compleja: La transmisión de energía desde el espacio a la Tierra a través de microondas o láseres implica el desarrollo de tecnologías avanzadas y eficientes.
Regulación espacial: La gestión y el control del espacio exterior requieren acuerdos internacionales y normas claras para evitar conflictos y garantizar la seguridad.
Los investigadores finlandeses, en colaboración con otras instituciones internacionales, están trabajando arduamente para superar estos desafíos y hacer realidad la visión de una energía solar espacial accesible y sostenible. Se están llevando a cabo numerosos estudios y experimentos para evaluar la viabilidad técnica y económica de este proyecto.
Un futuro prometedor
Si bien aún queda un largo camino por recorrer, el proyecto de energía solar espacial representa una esperanza para un futuro más sostenible y limpio. Al aprovechar la inmensa energía del Sol, Finlandia y otros países podrían contribuir a mitigar el cambio climático y garantizar el suministro energético para las generaciones futuras.
Las provincias petroleras lideran la recuperación del poder adquisitivo del salario por el impulso que genera el desarrollo de Vaca Muerta, según un informe de la Fundación Mediterránea.
“A nivel global la actividad económica en el país cayó fuertemente a fin de año, y a partir de marzo/ abril 2024 se ha ido recuperando levemente, en forma heterogénea en cuanto a sectores. Peor la industria que no está basada en el agro, y mejor la minería y el sector agrícola”, señaló la institución.
El informe aclaró que “la recuperación también ha sido heterogénea en las regiones argentinas”.
La Fundación elaboró un indicador que determinó que “en agosto de año 2023 se llega a un techo” en el poder de compra de la masa salarial privada, “para luego ir disminuyendo hasta marzo 2024 (-8% a nivel nacional).
“A partir de ahí la masa salarial se ha ido recuperando de a poco, más por salarios que por empleo”, señaló el informe que firma el economista Jorge Day.
De acuerdo a los datos recogidos, la provincia mejor posicionada ha sido Neuquén “que viene siendo la estrella desde hace unos años, gracias al impulso petrolero asociado a Vaca Muerta”.
Esta situación también ayudó a Río Negro y a Chubut. En Mendoza también hubo una mejora mejor por mayor cosecha en uvas.
“Las provincias grandes, Córdoba, Buenos Aires y Santa Fe, son las que determinan el promedio nacional. Si les fue relativamente mejor, gracias a una mayor cosecha en granos, entonces el promedio se aleja más de las provincias pequeñas”, indicó.
A este escenario añadió que “varias de esas jurisdicciones pequeñas son muy dependientes de los fondos nacionales, en especial de las transferencias discrecionales, que se redujeron a un mínimo, por lo cual, aparecen con una peor performance en masa salarial”.
“En este grupo menos favorecido se encuentran varias provincias del norte argentino, con la notoria excepción de Salta. También se ha visto afectada Tierra del Fuego, al ver disminuida la producción de productos industriales sustitutos de importación.”, agregó el documento.
Una consecuencia de un menor poder de compra de la población son las menores ventas. En general, las provincias norteñas también tuvieron peor performance en el comercio, por ejemplo, supermercados autos y motos
“A nivel macroeconómico, para los próximos meses aparecen dos factores positivos; por un lado, la recuperación económica que viene siendo gradual. Por otro lado, cuando el dólar oficial se rezaga con respecto a la inflación, se recuperan los salarios y, por ende, las ventas en el mercado interno. Esto sería un punto a favor para todo el país”, consideró el trabajo.
No obstante, advirtió que hay “un interrogante en qué ocurrirá con los factores que generaron las diferencias regionales. Algunos de estos se los pueden considerar transitorios, por ejemplo, la cosecha de granos en la región pampeana; después de un mal 2023, se recuperó al año siguiente, pero no se espera un incremento de la misma magnitud para el 2025”.
“Otros factores podrían continuar creciendo, como el caso del petróleo y la minería. Es conocido el alto rendimiento que presenta la explotación no convencional del petróleo. Y a eso se le sumaria las ventajas del RIGI, un programa que promueve grandes inversiones en las regiones especialmente asociada a los hidrocarburos y a la minería”, consideró la Fundación.
En cuanto a las transferencias discrecionales, estimó que “es posible que el gobierno nacional mantenga su política de mantenerlas en el mínimo. Aunque complicará a las jurisdicciones que cuentan con pocos recursos para desarrollar su actividad económica, se lo puede considerar como un fenómeno transitorio, porque no pueden seguir cayendo más esas transferencias”.
“Por lo tanto, para los próximos meses, a nivel global se espera el mantenimiento de esa recuperación del poder de compra de la población. Posiblemente también se mantengan los factores que favorecen a las provincias petroleras y mineras”, concluyó.
El secretario general del Sindicato de Petroleros Privados, Marcelo Rucci, confirmó que se encuentran atentos a la situación crítica que atraviesa NRG Argentina, la empresa de procesamiento de arenas para Vaca Muerta, tras el anuncio de despidos masivos. Según el dirigente, hasta el momento no han recibido notificaciones formales de los 200 telegramas emitidos por la compañía, pero están a la espera de una comunicación oficial para determinar los pasos a seguir.
“Estamos monitoreando de cerca esta situación. No hemos recibido confirmación directa de la empresa, pero nos preocupa profundamente el impacto que esto puede tener en los trabajadores y en la industria de la región. Actuaremos con firmeza una vez que tengamos mayores precisiones”, aseguró Rucci.
La crisis de NRG, que tiene su planta en Allen, Río Negro, quedó en evidencia tras el rechazo de 170 cheques por falta de fondos, lo que representa una deuda superior a los 3.800 millones de pesos según informó la periodista Victoria Terzaghi en Energia ON. Fuentes cercanas indicaron que la compañía está negociando con acreedores, pero la delicada situación financiera ha llevado a la emisión de despidos que afectan tanto a petroleros como a camioneros.
Por su parte, el Sindicato de Camioneros de Río Negro informó que se está llevando a cabo una audiencia para abordar la problemática, en la que participan representantes de NRG y otros operadores de la industria. La expectativa es que estas negociaciones brinden claridad sobre las medidas que se tomarán frente a la crisis.
La empresa, clave en el suministro de arenas para la fractura hidráulica en los pozos de Vaca Muerta, enfrenta uno de sus momentos más difíciles. Los despidos masivos, que inicialmente trascendieron como 180 y luego se confirmaron en 200, son un reflejo del ajuste financiero que busca implementar la compañía para estabilizar su situación.
Desde el sector gremial, se espera que la empresa emita un comunicado oficial que permita dimensionar el alcance real de esta crisis y determinar las acciones que se tomarán para proteger los derechos de los trabajadores y asegurar la continuidad de las operaciones en una región tan estratégica como Vaca Muerta.
La venta de combustibles evidenció un repunte mensual en octubre con respecto al mes anterior, pero permanece por debajo en la comparación interanual, acumulando once meses en retroceso, al presentar una merma del 8,8% frente al mismo mes de 2023.
De acuerdo a un informe de la Secretaría de Energía de la Nación en base a datos provisorios provistos por las compañías que actúan en el mercado, las ventas de nafta y gasoil al público retrocedieron en octubre 8,8% respecto a octubre del año anterior.
El producto de mayor retracción fue la nafta Premium, con una caída interanual del 20,97%, seguido por el gasoil tradicional, -18,54%; el diésel de menor cantidad de azufre, -5.34% y la nafta súper, -1.64%.
Según el portal especializados surtidores.com.ar, en lo que respecta a las empresas, durante este período ostentaron perfomances dispares. Mientras Shell y Gulf presentaron números positivos, YPF retrocedió 10,78% y AXION energy, -14,99%. No obstante, un dato alienta las esperanzas de una pronta recuperación: el comparativo intermensual fue positivo para el sector, con un incremento en las ventas del 7,57%.
Finalmente, todas las provincias aumentaron sus índices de consumo en octubre en comparación con el pasado, destacándose Catamarca como la de mayor crecimiento, con el 10,42%, seguida de Córdoba con un 10,02%.
Durante una entrevista en el canal de noticias La Nación+, Horacio Marín, presidente de YPF, confirmó que el próximo 13 de diciembre será inaugurado el Real Time Intelligence Center (RTIC), un centro estratégico que transformará la operación de la compañía en Vaca Muerta mediante el monitoreo y control en tiempo real desde Puerto Madero, Buenos Aires. Este anuncio subraya el compromiso de YPF con la innovación tecnológica y la eficiencia operativa en la industria de hidrocarburos.
Marín explicó en detalle cómo la implementación del RTIC será posible gracias a la conectividad avanzada provista por Starlink, la red de satélites de SpaceX. “Podemos tener hasta 300 megabits por segundo en cualquier punto de la Patagonia. Esto nos permite llevar los datos del pozo a la nube, procesarlos con inteligencia artificial y tomar decisiones en tiempo real desde Buenos Aires”, afirmó el titular de YPF.
El RTIC será operado por ingenieros que trabajarán 12 horas diarias analizando y optimizando las operaciones de perforación de pozos en Vaca Muerta, logrando lo que antes era impensado en una industria donde las limitaciones en las comunicaciones solían ralentizar los procesos decisorios.
Una metodología inspirada en la industria automotriz
Durante la entrevista, Marín también reveló que YPF ha avanzado en una colaboración estratégica con Toyota para implementar el “Toyota Well”, un proyecto que aplica los principios del Toyota Production System (TPS) en la construcción de pozos petroleros. “Estamos trabajando para que los pozos se produzcan como si fueran vehículos, aplicando la misma cadena de producción y optimización que Toyota utiliza en la industria automotriz”, explicó.
La alianza ya ha demostrado resultados notables, con una significativa reducción en los tiempos y costos de perforación, similar a las eficiencias logradas en la fabricación de automóviles. “Es un cambio extraordinario; hemos reducido costos operativos de manera impresionante en muy poco tiempo”, agregó Marín.
El futuro de YPF en Vaca Muerta
La implementación del RTIC y el proyecto Toyota Well representan un salto cualitativo en la manera en que YPF aborda la explotación de recursos no convencionales en Vaca Muerta. Estas innovaciones no solo prometen aumentar la productividad y reducir costos, sino también posicionar a YPF como líder en la adopción de tecnologías avanzadas en la industria energética de la región.
El anuncio de Marín subraya la relevancia de este avance para la compañía y para el desarrollo energético del país. Con la inauguración del RTIC y la profundización de la colaboración con Toyota, YPF reafirma su compromiso con la modernización y sostenibilidad del sector hidrocarburífero argentino.
13 de diciembre: una fecha clave
La inauguración coincide con el Día Nacional del Petróleo en Argentina y forma parte de la estrategia de expansión y optimización de YPF en Vaca Muerta.
Según Horacio Marín, CEO de YPF, el centro en Neuquén seguirá activo y se dedicará al monitoreo de la producción en tiempo real.
La inauguración del Real Time Intelligence Center será un evento trascendental no solo para YPF, sino para el sector energético en general, marcando un antes y un después en la forma en que se gestionan las operaciones petroleras en el país. Según Marín, este avance muestra que “la tecnología puede cambiar el juego en Vaca Muerta y llevarnos al próximo nivel”.
Tras prorrogar la emergencia energética hasta el 9 de julio de 2025, el Gobierno evalúa qué hacer con los subsidios aún vigentes. Por ahora, se posterga la normalización regulatoria de la energía eléctrica y el gas, prevista originalmente para que estuviera lista como máximo este 31 de diciembre de 2024.
Esas revisiones se pondrían en marcha “lo más pronto posible”, según fuentes oficiales. Ahora, el nuevo plazo se llevó a enero y febrero 2025. Las compañías trabajan en la presentación de los documentos con las previsiones de sus negocios entre el año que viene y 2030.
El ministro de Economía, Luis Caputo, estima aplicar el final del esquema actual de segmentación de subsidios antes de fin de año.
El objetivo es terminar la división entre los usuarios N1 (Nivel 1 – “Ingresos altos”), N3 (Nivel 3 – “Ingresos medios”) y N2 (Nivel 2 – “Ingresos bajos”) para ir hacia un sistema de hogares sin subsidios, que paguen el costo real de abastecimiento de la energía y otros con la ayuda del Estado nacional mediante la tarifa social.
En tanto, la emergencia enegética prorroga la transición tarifaria, lo cual abre la puerta a continuar con los aumentos de tarifas mensuales a discreción del Gobierno, sin un marco regulatorio vigente.
Además, contempla que continuarán las intervenciones del ENRE y Enargas hasta la constitución del futuro Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, que absorberá a ambos.
El decreto extende la vigencia del DNU 55/2023, por entender que “persisten aún las circunstancias” que motivaron su promulgación al comienzo de la gestión actual.
La extensión de la emergencia se decidió frente a la proximidad del plazo fijado en el decreto original, el 31 de diciembre de 2024.
El decreto 1023/2024 publicado este miércoles dice que “resulta de público conocimiento que el Gobierno Nacional ha recibido una herencia institucional, económica y social gravísima, por lo que es imprescindible adoptar medidas que permitan superar la situación de emergencia generada por las excepcionales condiciones económicas y sociales que la Nación padece, especialmente como consecuencia de un conjunto de decisiones intervencionistas adoptadas por pasadas administraciones”.
Señala que “en lo que respecta al sector energético, la referida herencia se ha verificado en la vulnerabilidad y el estado crítico en 3 aspectos claves: (a) en el sistema económico recaudatorio; (b) en la funcionalidad de las instalaciones para asegurar el suministro actual y futuro; y (c) en la falta de señales de mercado para la oferta y la demanda”.
Por tal razón, explicó, “resulta indispensable y urgente extender la declaración de emergencia hasta el 9 de julio de 2025, con el fin de permitir que los órganos competentes continúen adoptando las medidas necesarias para asegurar la continuidad en la prestación de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y de gas natural”.
Esa extensión de la emergencia abarca también “la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultante de los procesos de revisión tarifaria en curso”, y “la intervención de los Entes Reguladores, con el fin de ordenar y unificar los tiempos, acciones y objetivos previstos en las disposiciones reseñadas”.
Asimismo, el decreto instruye a la Secretaría de Energía a “mantener en términos reales los niveles de ingresos y cubrir las necesidades de inversión, para seguir garantizando la prestación continua de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural en condiciones técnicas y económicas adecuadas para los prestadores y los usuarios”.
La norma invita a las provincias a coordinar acciones con la Secretaría de Energía para reforzar la prestación de los servicios eléctricos bajo sus jurisdicciones. Según el texto, “resulta conveniente y razonable prorrogar el Decreto N° 55/23 en lo atinente a los plazos de la emergencia declarada (…) con el fin de ordenar y unificar los tiempos, acciones y objetivos previstos”.
YPF avanza en el proyecto del oleoducto Vaca Muerta Sur, la obra de la industria con la que Argentina se colocará como un jugador líder en la exportación de crudo regional y que generará exportaciones por 21.000 millones de dólares al año.
Para eso la semana pasada se presentó al RIGI y la próxima se conocerán los nombres de los ganadores de la licitación de la construcción de los dos tramos que componen el ducto.
El objetivo es que en el tercer cuatrimestre del 2026 el proyecto esté listo para empezar a operar. Arrancará con 180.000 barriles y para el primer cuatrimestre del 2027 va a estar al nivel de los 390.000 barriles.
La obra requiere una inversión de 2.500 millones de dólares que con los intereses se convertirán en unos 3.000 millones totales. Este monto la ubica en la inversión privada más grande en lo que va del siglo y recién será desplazada cuando se concrete el proyecto de la planta de LNG.
El oleoducto Vaca Muerta Sur, o proyecto VMOS, será realizará en dos tramos, uno largo en el que hay dos empresas compitiendo por ganar y otro corto en el que es factible el ingreso de jugadores mpas pequeños. Los nombres de los que ganen la licitación se conocerá la semana próxima.
Los caños es un tema resuelto, la licitación la ganó Tenaris. Se trata de caños de 30 pulgadas lo que lo convertirá en el oleoducto más grande de la Argentina.
“El proyecto VMOS ya se presentó al Régimen de Incentivos para grandes inversiones (RIGI) y se convirtió en el primer proyecto de la industria de O&G. Este es uno de los proyectos de infraestructura privado más importantes de la Argentina de los últimos 20 años”, indicó a la prensa Horacio Marín, CEO de YPF.
El ingreso al RIGI le permitirá financiar en un 70% la obra. Se estima que los 2.000 millones que se financiarán será en su mayoría en la plaza internacional y en unos 500 millones de dólares en el local.
Los “dueños” de la obra serán YPF y Pluspetrol en forma mayoritaria junto con Vista, PAE, Pampa, Chevron, y Shell. Ya se creó la SPV a la que, luego de negociados los contratos definitivos, adhiere el resto de los socios
“Con el trabajo que hicimos desde que llegamos, ahorramos unos 500 millones de dólares y bajamos los plazos de construcción del proyecto”, indicó Marín aunque se estima que el retraso de las decisiones implica una pérdida de 20 y 40 millones de dólares por día.
El desembolso más fuerte deberá hacerse entre el año próximo y el 2026.
“El proyecto VMOS convertirá a la Argentina en uno de los principales exportadores de la región y aportará divisas y trabajo al país”, aseguró Marín y agregó que “la magnitud de este proyecto lo convierte en trascendental para la Cuenca Neuquina. Este ducto permitirá más que duplicar la posibilidad de evacuación de petróleo de Vaca Muerta”.
Se proyecta que la cuenca neuquina puede producir 1,5 millón de barriles al año.
Se trata de un proyecto novedoso desde su constitución ya que hasta ahora la industria estaba acostumbrada a trabajar de forma individual mientras que con esta obra lo harán en forma conjunta, esto les garantiza una tarifa competitiva e igual para todos los socios.
La obra se extiende desde Loma Campana a Allen en su primer tramo, unos 130 kilómetros con un Capex de 200 millones de dólares y el segundo tramo que se se inicia en Allen hasta el puerto de aguas profundas de Punta Colorada, un tramo de 440 Km con un CAPEX de 2.500 millones de dólares. La cabezara de Allen va a ser un hub hacia los dos tramos.
Además se producirá un abaratamiento del flete que pasará a ser de entre dos o tres dólares por barril.
La secretaria de Energia, María Tetamanti, advirtió es miércoles por cortes de luz en el verano y aseguró que “nos tenemos que arreglar con la oferta que tenemos”. En lo que fue su primera aparición pública, a casi un mes de su designación, la funcionaria explicó que la desinversión en el sector “se empieza a ver en los cortes y problemas en la red de distribución, transporte y generación” y eso “lamentablemente son temas que no se resuelven de un día para el otro”.
“La desinversión en el sector de energía eléctrica se empieza a ver en los cortes de energía, por problemas en la red de distribución, en el transporte y la generación. Eso lamentablemente son temas que no se resuelven de un día para el otro. Tenemos el verano próximo, que según los meteorólogos va a ser muy caluroso, y la falta de inversión en el sector de generación ya la lo tenemos. No se puede construir una central de un día para el otro, asique nos tenemos que arreglar con la oferta que tenemos”, explicó Tettamanti durante un evento del Mercado Electrónico de Gas (MEGSA) donde no descartó para el 2025 una revisión de cuadros tarifarios.
La funcionaria recordó luego cuando su antecesor, Eduardo Rodríguez Chirillo, “había emitido la resolución de 294/2024, que toma medidas de emergencia que apuntan a tratar de que la oferta de energía sea la mayor posible, dando incentivos a las plantas generadoras para que hagan pequeñas inversiones y tener más reservas de potencia de generación, y por otro lado, se está trabajando con Brasil para tratar de importar la mayor energía posible dentro de lo que permita la situación eléctrica de ese país”.
Además, entre otras de las políticas de emergencia a implementar para el verano, habló de incentivar a que los grandes usuarios disminuyan su consumo en días de mayor demanda. “Eso es a lo que se puede apuntar ahora en el corto plazo”, aclaró.
“Próximamente, ya vamos a poder anunciar algunas medidas para tratar de que esos problemas se resuelvan en el mediano y largo plazo, que es mayor transporte de energía de alta tensión o mayor generación eléctrica. La idea es que puedan empezar a haber inversiones en esos sectores y que sean los privados los que empiecen a firmar contratos y a resolver esa problemática. Nosotros desde el Estado desregulamos e incentivamos la libre negociación entre las partes”, anticipo Tettamanti.
Qué pasará con las tarifas de luz
La secretaria de Energía anticipó durante el evento de MEGSA que se está evaluando una revisión en las tarifas para 2025: “La tarifa es un precio y los precios son las señales que tienen los mercados, las empresas para invertir y los consumidores para consumir. Sin esa señal en los mercados, los mercados no funcionan, y entonces tienen que ser previsibles”
“Lo ideal sería llegar a una revisión tarifaria que se concrete y que le dé señales a estas empresas por los próximos cinco años acerca de cuáles van a ser los niveles tarifarios que van a tener para que se animen a invertir”, argumentó la funcionaria para justificar los futuros incrementos.
La empresa Petrolera Aconcagua Energía (PAESA), de capitales 100% argentinos, recibió el pasado viernes el premio a la Mejor Empresa del sector Energía Petróleo y Minería de la provincia de Mendoza. La distinción fue otorgada por la Asociación de Ejecutivos de Mendoza (AEM) en el marco de la Fiesta Anual de Premiación Empresarial de la institución mendocina.
El objetivo de este importante evento empresarial es reconocer el trabajo, la trayectoria y el compromiso de las empresas, los ejecutivos y empresarios de la provincia de Mendoza con el desarrollo productivo, económico y social.
“Desde Aconcagua Energía estamos muy contentos y agradecidos con la distinción recibida. Este es un reconocimiento al esfuerzo y trabajo diario que nuestros equipos realizan y por eso el mérito es de ellos”, señaló Juan Pablo Bridger, Gerente de Operaciones de la Unidad de Negocios de Mendoza tras recibir el premio. “Esto nos alienta a continuar trabajando con el mismo compromiso y dedicación que lo venimos haciendo desde el inicio de nuestras operaciones”, enfatizó el ejecutivo.
Otros reconocimientos
Además del reconocimiento de AEM, Aconcagua Energía recibió el miércoles pasado un reconocimiento especial de la Legislatura de Mendoza por un ciclo de capacitaciones brindadas durante 2024, al personal de la institución, principalmente a las Comisiones de Energía de la Cámara de Senadores y de la Cámara de Diputados.
Durante este ciclo se desarrollaron talleres sobre diferentes etapas y actividades vinculadas con el desarrollo de los hidrocarburos, especialmente en la provincia de Mendoza, y también en el desarrollo y oportunidades vinculadas con energías alternativas. Además, el ciclo fue declarado de interés por la institución, y continuará desarrollándose durante 2025 con nuevas actividades pensadas para el aprovechamiento de los participantes.
“Es un honor haber recibido tal reconocimiento por parte de la Legislatura de la Provincia de Mendoza”, señaló Juan Crespo, Gerente de Relaciones Institucionales de Aconcagua Energía. “Este reconocimiento es principalmente para el personal de la empresa que estuvo preparando los talleres y organizando las visitas y charlas que brindamos durante este 2024. Para 2025 ya estamos trabajando para seguir con el ciclo, en articulación tanto con la Legislatura como con el Ministerio de Energía y Ambiente de la provincia, y también pensando en sumar otras empresas”.
De esta forma Aconcagua Energía continúa consolidándose como uno de los grupos económicos y energéticos independientes más dinámico y atractivos de la Argentina, y referente en las cuencas productivas y regiones donde opera, manteniendo una estrategia de crecimiento y consolidación sostenible en todas sus líneas de negocio: Upstream, Midstream, Servicios y Generación.
El presidente venezolano, Nicolás Maduro, afirmó esta noche que el petróleo y el gas de Venezuela están disponibles para cualquier país que desee adquirirlos, sin limitaciones ideológicas.
“Todo aquel que quiera petróleo y gas de Venezuela que lo pague, que lo compre. Nuestro petróleo no tiene una marca ideológica”, enfatizó Maduro en una declaración que subraya la disposición del país a negociar sus recursos energéticos a precios del mercado internacional.
A través de la televisora estatal, Maduro destacó que Venezuela no restringe sus ventas a países con afinidades políticas y recalcó que “el petróleo venezolano está siempre disponible para quien quiera, donde quiera, como quiera y cuando quiera; si ustedes quieren, nosotros queremos”.
La posición del mandatario venezolano responde a una política de mercado flexible con miras a diversificar los destinos de exportación del país sudamericano.
Al mismo tiempo, el jefe de Estado reafirmó la necesidad de avanzar hacia una economía diversificada, que reduzca la dependencia del sector petrolero: “Necesitamos construir una economía diversificada y productiva”, añadió el presidente.
En tal sentido, subrayó el compromiso de su Gobierno con el desarrollo de sectores como la agricultura y la ganadería, que han tenido un notable crecimiento y que Caracas se propone consolidar.
La capacidad total de generación de energía nuclear de China, incluidas las unidades en funcionamiento, en construcción y aprobadas oficialmente, ocupa el primer lugar a nivel mundial, según la Sociedad de Investigación Energética de China.
China tiene 58,08 millones de kilovatios de unidades de energía nuclear en funcionamiento, y 55,05 millones de kilovatios oficialmente aprobados o en construcción, lo que hace que su capacidad total sea la más alta del mundo, dijo el presidente del organismo, Shi Yubo, durante la III Conferencia de Desarrollo de Alta Calidad de la Energía Nuclear de China, que se celebró entre el lunes y el miércoles de esta semana en la ciudad de Shenzhen, en la provincia meridional de Guangdong.
Shi añadió que es imperativo centrarse en forjar nuevas fuerzas productivas de calidad y promover un desarrollo de alta calidad en el sector de la energía nuclear.
Según Huang Xuenong, alto funcionario de la Administración Nacional de Energía, la generación de energía nuclear en China alcanzó los 430.000 millones de kilovatios-hora en 2023, lo que supone más del 13 por ciento de su generación total de energía limpia, que, para ese mismo año, se situó en torno a los 3,1 billones de kilovatios-hora.
La conferencia, organizada conjuntamente por la asociación y el Grupo General de Energía Nuclear de China, atrajo a más de 1.200 representantes de departamentos gubernamentales, instituciones de investigación, asociaciones industriales y empresas del sector, que abordaron juntos las perspectivas de desarrollo de la energía nuclear, la medicina nuclear, la fusión nuclear, la estrategia de desarrollo de la energía nuclear y la digitalización de la industria.
Junto con la conferencia se celebró también la Exposición Internacional de Innovación en la Industria de la Energía Nuclear de Shenzhen.
Avanzan las instancias en el partido de Mar Chiquita para la instalación de un nuevo parque eólico, denominado Los Patrios y de enorme envergadura con 43 aerogeneradores proyectados. La inversión, a desarrollarse sobre terrenos privados situados entre las localidades deVivoratá y Coronel Vidal, atraviesa la etapa de participación pública.
La millonaria inversión en jurisdicción marchiquitense estará a cargo de la misma empresa que recientemente puso en funciones en Tandil el parque eólico La Elbita, un inmenso predio en el distrito serrano situado en cercanías del límite con el partido de Lobería que cuenta con 36 molinos.
El fenómeno de la transición energética, clave para combatir la crisis climática, no es nuevo en Mar Chiquita y mucho menos en el resto del sudeste bonaerense.
En el propio distrito marchiquitense se inauguró tiempo atrás un primer parque eólico, ubicado sobre el sector urbano norte de Vivoratá, lindero a ruta 2. En el cercano partido de General Alvarado, en tanto, desde hace una década las infraestructuras eólicas son frecuentes, varias de ellas situadas al borde de ruta 88. Lo mismo sucede en Necochea, donde opera desde 2020 otro parque eólico de la misma firma que invertirá en Mar Chiquita.
Ubicación del parque eólico Los Patrios
El proyecto del parque eólico Los Patrios estará localizado sobre predios privados en una superficie de 5.721 hectáreas, a unos 50 km de la ciudad de Mar de Plata.
Los lotes se ubican a una distancia de 11 km al norte de Vivoratá y de 12 km al sur de Coronel Vidal, entre la ruta provincial N°55 y la ruta nacional N°2.
43 aerogeneradores nuevos en Mar Chiquita
El proyecto a levantarse en Mar Chiquita, si se consiguen todos los permisos, será uno de los más amplios en su tipo de la provincia de Buenos Aires.
En el plan de energías renovables de Los Patrios se detalla que se instalarán una totalidad de 43 aerogeneradores o turbinas eólicas (WTG, por sus siglas en inglés) de 6,2 MW cada uno, otorgando al proyecto una generación nominal de 266,6 MW de potencia.
La altura de buje que conforma el equipo del molino será de 125 metros. El proyecto contempla la construcción de nuevos caminos viales internos del parque para acceder a las posiciones de los futuros aerogeneradores, donde se construirán las fundaciones y plataformas de montaje correspondientes.
Los aerogeneradores serán conectados entre sí mediante redes colectoras eléctricas en 33 kV, las cuales transmitirán la energía generada del parque a la estación transformadora de Cnel. Vidal 33/132 kV. A su vez dicha estación se vinculará al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) mediante una línea aérea doble terna en 132 kV, capaz de evacuar la energía generada por el parque eólico.
La operación del lugar estará a cargo de Genneia S.A. y una vez finalizada la instalación contará en el área con un equipo de 3 a 6 técnicos, dependiendo de las tareas a realizar, ya que el parque se manejará en forma autónoma. Es decir que únicamente se realizarán tareas de mantenimiento periódico.
El Gobierno prorrogó la emergencia del sector energético nacional, que vencía en diciembre, hasta el 9 de julio de 2024. La entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes de la revisión tarifaria de energía eléctrica bajo jurisdicción federal y de gas natural no podrá exceder la nueva fecha. Mientras tanto, habrá adecuación transitoria de precios.
La medida se implementó a través del Decreto 1023/2024, publicado este miércoles en el Boletín Oficial con la firma del presidente Javier Milei y todo su gabinete.
El texto expresa que “resulta indispensable y urgente” extender la declaración de emergencia para “permitir que los órganos competentes continúen adoptando las medidas necesarias para asegurar la continuidad en la prestación de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y de gas natural”.
Además, aclara que el objetivo de la prórroga es contar con el tiempo suficiente para “obtener resultados satisfactorios en el marco de la emergencia”, con el fin de unificar tiempos, acciones y objetivos previstos.
Asimismo, el decreto encomienda a la Secretaría de Energía la tarea de mantener los ingresos en términos reales y de cubrir las necesidades de inversión. Esto busca garantizar que los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural se sigan prestando en condiciones técnicas y económicas adecuadas, tanto para los prestadores como para los usuarios.
Por su parte, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), que mantendrán su intervención, dispusieron adecuaciones transitorias de tarifas para los sectores del transporte y la distribución de energía eléctrica y gas natural, respectivamente. La Secretaría de Energía deberá a su vez, iniciar el proceso de selección de los miembros de su directorio.
Por otro lado, dentro de la resolución, el Poder Ejecutivo menciona el “Plan de Contingencia y Previsión para meses críticos del período 2024/2026”, con la finalidad de evitar, reducir o mitigar la crítica condición de abastecimiento de energía para los días críticos del período 2024/2026, en los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica.
El plan había sido anunciado en octubre y establece que se realizarán todas las acciones que permitan obtener la importación de energía y competencia de países limítrofes en horas de elevada exigencia de días críticos que oportunamente definirá CAMMESA (compañía administradora del mercado mayorista eléctrico) y crucialmente en horas pico.
Prorrogan la emergencia del sector energético nacional: qué pasará con las tarifas
El decreto pospone hasta mediados del próximo año la vigencia de los cuadros tarifarios resultantes de los procesos de revisión iniciados en 2023. En ese marco, la normativa establece que “la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes no podrá exceder del 9 de julio de 2025” y se dispone que en el proceso de adecuación tarifaria se apliquen “mecanismos que posibiliten la participación ciudadana”.
A su vez, el Gobierno adelantó que revisará el mecanismo de actualización tarifaria basado en la inflación pasada y se sustituirá por uno que contemple la inflación futura que permita mantener “los valores tarifarios en valores reales y los más constantes posibles”, señala el texto, que también afirma que el proceso de adecuación tarifaria deberá contemplar las audiencias públicas.
En cuanto a las inversiones que debían ocuparse las empresas, el Gobierno reconoció que pese a la recomposición transitoria de tarifas no se llegaron a materializar las inversiones necesarias, “por tratarse de obras de envergadura que demoran largos plazos para materializarse”.
Por último, la norma invita a las provincias a coordinar acciones con la Secretaría de Energía para reforzar la prestación de los servicios eléctricos bajo sus jurisdicciones.
La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) redujo nuevamente su pronóstico de crecimiento en la demanda mundial de petróleo para 2024 y 2025, reflejando un entorno económico global más débil de lo esperado. Según el último informe del cártel, el crecimiento interanual estimado en el consumo de crudo para 2024 ha sido recortado en un 20% desde julio, marcando la cuarta corrección consecutiva.
Pronósticos para 2024: menos demanda de lo esperado
La OPEP prevé ahora que la demanda mundial de petróleo en 2024 alcanzará los 104,03 millones de barriles diarios (mb/d), lo que representa un incremento de 1,82 mb/d respecto a 2023. Sin embargo, este crecimiento es 107.000 barriles diarios menor al proyectado en octubre.
En cuanto a las regiones:
OCDE: Se anticipa un crecimiento de 0,2 mb/d, una ligera mejora respecto al mes anterior, reflejando una mayor estabilidad en las economías desarrolladas.
Países no OCDE: Se proyecta un aumento de 1,7 mb/d, una corrección a la baja frente a los 1,8 mb/d previos, debido a un menor dinamismo en mercados emergentes clave como China e India.
Previsión para 2025: crecimiento moderado
Para 2025, la OPEP anticipa que la demanda global de crudo alcanzará un promedio de 105,7 mb/d, lo que implica un crecimiento de 1,5 mb/d respecto a 2024. Sin embargo, este incremento también se revisó a la baja en 103.000 barriles diarios frente a las estimaciones de octubre.
El crecimiento continuará impulsado principalmente por:
Países no OCDE, con un aumento proyectado de 1,4 mb/d, ligeramente inferior a los 1,5 mb/d del informe anterior.
OCDE, donde se espera un aumento marginal de 0,1 mb/d, reflejando una estabilización en la demanda energética de las economías desarrolladas.
El papel de China en la demanda global
China, la segunda mayor economía mundial, sigue siendo un actor crucial en el panorama energético global. No obstante, su consumo de petróleo en septiembre creció solo en 57.000 barriles diarios, muy por debajo de los 83.000 barriles diarios de agosto.
La OPEP se muestra cautelosa respecto al impacto de los planes de estímulo del gobierno chino, que incluyen grandes inversiones en infraestructura y medidas fiscales para dinamizar el consumo interno. Aunque se espera que estas acciones tengan un impacto positivo en la demanda, los resultados concretos aún están por verse. Según el informe, los efectos podrían consolidarse en el cuarto trimestre de 2024 y extenderse al primer trimestre de 2025.
Factores que influyen en la revisión
La desaceleración en las proyecciones de demanda obedece a múltiples factores:
Desaceleración económica global, con signos de enfriamiento en economías clave como Estados Unidos, Europa y China.
Inflación persistente, que sigue afectando el poder adquisitivo de los consumidores y los costos operativos de las empresas.
Conflictos geopolíticos, que generan incertidumbre y afectan tanto la oferta como la demanda de petróleo.
Impacto en los precios y la producción
Con esta nueva corrección, los precios del petróleo se han mantenido en un rango relativamente estable de 65 a 75 dólares por barril, aunque sujetos a presiones constantes. Los movimientos de OPEP+, encabezada por Arabia Saudita y Rusia, serán clave para equilibrar el mercado, especialmente si las condiciones económicas globales siguen deteriorándose.
La secretaría de Ambiente de la provincia de Neuquén, dependiente del ministerio de Energía y Recursos Naturales, junto con el Consejo Federal de Inversiones (CFI), realizó la jornada “Hidrógeno de bajas emisiones: desafíos y oportunidades para el desarrollo de Neuquén y la Patagonia”, un evento clave en el que se compartieron los principales hallazgos del Plan Hidrógeno Patagonia.
La actividad se llevó a cabo en el Auditorio IJAN de la ciudad de Neuquén y convocó a representantes de los ministerios de Energía y Recursos Naturales; Economía, Producción e Industria; e Infraestructura, y organismo como el Copade, ADI-NQN, INTI, EPEN, GyP, y el equipo técnico de la subsecretaría de Cambio Climático.
El ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, Gustavo Medele, habló sobre el potencial de la provincia en el desarrollo de hidrógeno, destacándolo como un combustible limpio que podría ser clave para la transición energética. “Claramente se puede producir hidrógeno en la provincia, tenemos todos los recursos, resta hacer una evaluación seria, objetiva teniendo en cuenta los distintos vectores: transporte, energías limpias, etc”, afirmó.
La jornada comenzó con las palabras de bienvenida de la secretaria de Ambiente, Leticia Esteves, quien destacó la importancia del evento y agradeció “al CFI, que ha estado siempre a disposición y es aliado en todo lo que venimos trabajando en esta gestión, en particular con este programa donde ya podemos empezar a mostrar resultados. Estamos muy contentos de ver los resultados de este trabajo que les llevó tanto tiempo y que empiece a ser el tema del momento“.
El jefe de Área de Infraestructura del CFI, Guillermo della Crocce, presentó los objetivos y avances del Plan Hidrógeno Patagonia, remarcando la colaboración interprovincial y el potencial de la región en la producción de hidrógeno de bajas emisiones.
Durante la mañana, Federico Facio, de la consultora Humano, expuso los resultados de los estudios de nivelación y la identificación de necesidades específicas para Neuquén en su camino hacia una hoja de ruta de desarrollo del hidrógeno.
En la segunda parte, Gustavo Mange, de Neo Ambiental, abordó los aspectos socioambientales del proyecto, subrayando la relevancia de un enfoque que considere los criterios multicriterio y de Sistemas de Información Geográfica (SIG) en la evaluación ambiental.
A lo largo de la jornada, se integraron los resultados y se establecieron propuestas de acción concretas, dando lugar a un espacio de debate sobre las metas y prioridades de Neuquén en este sector.
Esteves destacó las gestiones del Gobierno de la Provincia “para generar las condiciones y que las inversiones lleguen y los proyectos no queden solamente en eso, sino que se conviertan en una realidad, pero también celebro que mientras nosotros estamos haciendo todo esto a nivel nacional, en el Congreso de la Nación también se está debatiendo un proyecto que es el marco normativo para el hidrógeno, que está precisamente impulsado por una patagónica que es Ana Clara Romero, diputada nacional por la provincia de Chubut, están todas las condiciones dadas para que Neuquén se pueda sumar a esa agenda y ser una parte estratégica de todo lo que se ve en el futuro“.
El cierre estuvo a cargo de Santiago Nogueira, subsecretario de Cambio Climático, quien recalcó la importancia de esta jornada como parte del compromiso de Neuquén con la acción climática. En este sentido, recordó la creación reciente de la Subsecretaría de Cambio Climático, una entidad que representa un hito en la política provincial impulsada por el gobernador Rolando Figueroa y que se rige bajo la Ley Provincial 3454.
Nuevas oportunidades de desarrollo convencional y prospectividad no convencional (Fm. Vaca Muerta), inversiones genuinas, contratación de mano de obra local e ingresos por regalías de nueva producción, son algunos de los beneficios que brindará esta adjudicación para la Provincia de Mendoza.
La empresa Petrolera Aconcagua Energía (PAESA), del grupo económico de capitales 100% argentino, continua con su plan de expansión y posicionamiento en el segmento convencional de petróleo y gas; aunque también con oportunidades en el desarrollo del no convencional en Vaca Muerta en la provincia de Rio Negro y Mendoza.
De esta forma la empresa dio a conocer que mediante el Decreto Nro. 2324/2024 de la provincia de Mendoza, obtuvo la licencia por 25 años de concesión del área Payún Oeste. La adjudicación de la nueva área le permitirá a la empresa conformar un nuevo bloque integrado de desarrollo de hidrocarburos constituido por el área Payún Oeste – Confluencia Sur (más de 145 Km2 de superficie) aprovechando las sinergias de las facilidades de producción y servicios existentes.
“Estamos muy contentos con esta adjudicación y con poder continuar contribuyendo al desarrollo de la industria”, señaló el Ing. Diego Trabucco, presidente & CEO del grupo empresario. “La adquisición de Payún Oeste nos permitirá integrarnos con un área que ya tenemos en el departamento de Malargüe (Confluencia Sur) y así hacer sinergia, optimizar operaciones y generar más oportunidades de empleo”, agregó el socio fundador de Aconcagua Energía, quien además felicitó al Gobierno mendocino y a todo el equipo del Ministerio de Energía y Ambiente de la provincia por el excelente proceso de licitación realizado, el cual buscó maximizar las oportunidades que ofrece la provincia en materia energética hidrocarburífera.
Características generales de Payún Oeste y su potencial
Perteneciente a la Cuenca Neuquina, la nueva área adjudicada a Aconcagua Energía ocupa una superficie de 179 km2, Payún Oeste cuenta con 13 pozos perforados por operadoras anteriores que alcanzan profundidades de hasta 2500 m, donde se evaluaron diferentes niveles productivos convencionales y no convencionales de hidrocarburos. El área tiene descubrimientos de petróleo, gas y condensados en formaciones Convencionales y testeada productividad en Vaca Muerta con el pozo La Fija.x-1.
De acuerdo con información técnica, Payún Oeste es un área con un alto potencial de desarrollo convencional sobre la faja plegada, y para su desarrollo se realizarán trabajos de perforación de pozos nuevos y reparaciones en pozos claves, que brindarán mayor y valiosa información para cuantificar las reservas y planificar el plan de explotación o desarrollo.
Como parte del plan de desarrollo en la nueva área, Aconcagua Energía prevé hacer foco también en la apertura de nuevas fronteras exploratorias en Vaca Muerta (potencial reservorio No Convencional), en una zona donde ya se investigó dicha formación con resultados positivos. Cabe destacar que en el año 2012 se comprobó en Payún Oeste, mediante la perforación del pozo La Fija.x-1, la productividad en vertical de Vaca Muerta con resultados muy positivos y levemente inferiores a los de centro de desarrollo (medidos en términos de acumuladas por etapas el cual rondan los 5.000 m3/etapa de fractura y/o 900k Bbl para un pozo horizontal de rama de 2.500 mts y 30 etapas de fractura). De igual manera al sur del yacimiento, en CN-VII A y Paso Bardas Norte, recientemente YPF obtuvo resultados positivos en 2 pozos horizontales de rama corta (1.000 mts) confirmando las productividades antes mencionadas en petróleo y como dato destacado con una relación gas-petróleo del orden de 1.000 m3/m3, lo que podría redundar en una mejora en los económicos del potencial desarrollo compensando la productividad secundaria en petróleo.
En el mismo sentido, Aconcagua Energía realizará nuevos trabajos de reinterpretación de la información sísmica, adquisición de nueva información y un primer pozo piloto horizontal a la Fm. Vaca Muerta, que contribuirá a disminuir el riesgo en un gran sector del bloque y permitirá el futuro desarrollo del No Convencional en una importante región de la provincia de Mendoza.
De esta forma Aconcagua Energía continúa consolidándose como uno de los grupos económicos y energéticos independientes más dinámico y atractivos de la Argentina, y referente en las cuencas productivas y regiones donde opera, manteniendo una estrategia de crecimiento y consolidación sostenible en todas sus líneas de negocio: Upstream, Midstream, Servicios y Generación.
Referentes del INTI llevaron a cabo una agenda que apunta a consolidar vínculos entre instituciones y empresas dedicadas al desarrollo regional basado en el aprovechamiento de biomasa. En este marco, el presidente del Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI), Daniel Afione, participó en Tucumán de la inauguración del Laboratorio de Biocombustibles (LBC) a cargo del departamento de Energías Renovables de la Subgerencia Operativa NOA. En las nuevas instalaciones se podrán caracterizar la biomasa y los biocombustibles sólidos, líquidos y gaseosos, impulsando así el potencial exportador de las pymes en el mercado emergente de la bioenergía. El evento convocó a referentes tecnológicos, responsables de políticas públicas y actores privados del sector bioenergético local.
El INTI también suscribió un acuerdo con el Instituto de Promoción del Azúcar y Alcohol de Tucumán (IPAAT) que tiene como misión impulsar la producción de alcohol elaborado a partir de caña de azúcar, el desarrollo de bioetanol combustible, el fomento de la exportación de los saldos de azúcar y alcohol y el fortalecimiento de los productores cañeros. A través de esta articulación se busca contribuir al desarrollo económico de la actividad sucro-alcoholera regional.
A fin de promover esta iniciativa con actores productivos en materia bioenergética, el titular del instituto visitó, junto al subgerente regional NOA, Ramiro Casóliba, y al gerente de Metrología y Calidad, Héctor Laiz, la Estación Experimental Agroindustrial Obispo Colombres. Allí se rubricó otro convenio con el objetivo de impulsar trabajos de gasificación de biomasa y sumar capacidades analíticas al Programa de Certificación de Biocombustibles del INTI.
A su vez, visitaron la Compañía Azucarera Los Balcanes CIA, un ingenio que inauguró recientemente su central térmica de generación con biomasa. Posteriormente, recorrieron las plantas pilotos que el instituto dirige en la Universidad Nacional de Tucumán y visitaron la planta industrial Metalúrgica Dibacco y CIA para conocer los procesos y requerimientos de transformación industrial.
En otro orden, en la provincia de Santiago del Estero, el INTI incorporó a su red SAC de laboratorios supervisados, al Instituto de Tecnologías Aplicadas (ITA) de la Facultad de Ciencias Exactas y Tecnologías (FCEyT) de la UNSE, que lo habilita oficialmente para llevar cabo calibraciones y mediciones eléctricas, siendo el primero de este tipo en el norte grande.
El acto culminó con la entrega formal de los certificados que oficializan la incorporación del Laboratorio de Metrología Eléctrica del ITA al Sistema Argentino de Calibración y Medición (SAC), destacando un importante avance en las capacidades tecnológicas de la Universidad. Afione ponderó la importancia del trabajo conjunto con la universidad, una institución clave donde se “genera capital humano y conocimiento”.
En diálogo con el gobernador Gerardo Zamora, se destacó la importancia de ampliar los servicios del Nodo Tecnológico en beneficio de las industrias locales. La agenda concluyó con una reunión ampliada del Sistema Integrado de Ciencia, Tecnología e Innovación, la Unión Industrial local y cámaras empresarias.
El potencial energético de Vaca Muerta, la formación geológica argentina rica en gas y petróleo no convencional, ha puesto a Sudamérica en el centro de la escena energética mundial. En un hito histórico para la región, Argentina y Brasil firmaron un acuerdo que permitirá que el gas natural argentino llegue al mercado brasileño, diversificando la matriz energética de ambos países y fortaleciendo los lazos comerciales.
En el marco de la cumbre del G20, los gobiernos argentino y brasileño sellaron un memorando de entendimiento que establece un marco para la exportación de gas natural de Vaca Muerta a Brasil. Este acuerdo, que prevé un aumento gradual de los envíos hasta alcanzar los 30 millones de metros cúbicos diarios en cinco años, representa un punto de inflexión para la integración energética regional. Luis Caputo firmó por la Argentina y el ministro de Minas y Energía brasileño, Alexandre Silveira, por Brasil.
Qué significa para ambos países
Para Argentina: La exportación de gas a Brasil permitirá aprovechar de manera más eficiente las reservas de Vaca Muerta, generando ingresos adicionales para el país y fortaleciendo su posición como exportador de energía.
Para Brasil: El acceso al gas argentino contribuirá a diversificar la matriz energética brasileña, reduciendo la dependencia de otras fuentes de suministro y estabilizando los precios del gas en el mercado interno. Además, permitirá impulsar la industria y generar empleo en diversos sectores.
Las rutas del gas
El acuerdo contempla el análisis de cinco posibles rutas para transportar el gas argentino a Brasil, cada una con sus propias características y desafíos:
Gasoducto Brasil-Bolivia (Gasbol): Esta es la opción más directa, pero requiere adaptaciones para revertir el flujo del gas.
Corredor Paraguay: Esta alternativa, que no involucra a Bolivia, ofrece una mayor flexibilidad y podría ser una opción a largo plazo.
Ruta Formosa-Asunción-Campo Grande: Esta opción es más corta y permitiría abastecer tanto a Paraguay como a Brasil.
Desafíos y oportunidades
La implementación de este proyecto representa un desafío logístico y financiero significativo. Se requerirán inversiones importantes en infraestructura, así como la coordinación de múltiples actores a nivel gubernamental y privado. Sin embargo, las oportunidades que ofrece este acuerdo son enormes, tanto para Argentina como para Brasil.
La exportación de gas de Vaca Muerta a Brasil es un paso fundamental hacia la construcción de un mercado energético regional integrado y sostenible. Este proyecto no solo fortalecerá los lazos comerciales entre ambos países, sino que también contribuirá a la transición energética global, promoviendo el uso de fuentes de energía más limpias y eficientes.
El acuerdo entre Argentina y Brasil marca el inicio de una nueva era en la cooperación energética regional. Vaca Muerta se posiciona como un actor clave en la matriz energética de Sudamérica, ofreciendo nuevas oportunidades de desarrollo y crecimiento económico para toda la región.
A partir de la aceleración en el desarrollo de Vaca Muerta, la puesta en marcha de obras de infraestructura de transporte y la consolidación de las ventas a Chile, YPF se convirtió en la principal empresa exportadora de petróleo de Argentina.
Desde junio 2024, la compañía encabeza el ranking de envíos de crudo al exterior. Según los resultados presentados, las exportaciones de petróleo Medanito aumentaron en el tercer trimestre, promediando los 40.000 barriles día, lo que representa un crecimiento del 37% respecto al segundo trimestre y un 111% respecto al período anterior.
El volumen exportado por YPF representa un 15% de la producción total de la compañía y generó ingresos por 200 millones de dólares en el período. El principal país de destino de exportación fue Chile, gracias a la puesta en marcha el Oleoducto Trasandino luego de 17 años de estar fuera de servicio. Las ventas a ese país se componen mayormente de crudo de Vaca Muerta, donde la compañía incrementó un 36% su producción interanual neta en el tercer trimestre.
En caso del petróleo de la Cuenca Austral, además de Chile, se suman Estados Unidos y Holanda como destinos, en este caso vía transporte marítimo.
La compañía realiza este año una de las campañas más importantes de pozos de su historia en la ventana de petróleo, con la intención de aumentar la producción de la Cuenca Neuquina. Este objetivo forma parte del plan 4×4, que busca posicionar a YPF como exportadora de crudo de la mano de proyectos estratégicos como los oleoductos Vaca Muerta Norte y Sur.
La empresa de bandera YPF confirmó ante la Comisión Nacional de Valores (CNV) el cambio de directorio y se sumó otra baja de un funcionario en la gestión de Javier Milei. A través de una carta de notificación, informó que el contador público José Guillermo Terraf renunció a su cargo de Director Titular por la Clase D por razones personales.
Su reemplazante será Ignacio Ezequiel Bruera, quien hasta el momento se desempeñaba dentro del órgano de decisión de la empresa como director suplente.
Con más de 25 años de experiencia en asesoramiento económico y financiero, el hoy ex funcionario había asumido el cargo frente a la compañía energética en abril de 2024.
En el marco de la COP29 en Azerbaiyán, el principal asesor climático de la Casa Blanca, Ali Zaidi, destacó que el aumento en la producción de petróleo y gas en Estados Unidos no solo es compatible con los objetivos climáticos, sino que también actúa como un facilitador de la transición hacia energías limpias.
El enfoque de la administración Biden
Zaidi explicó que la estrategia del gobierno de Joe Biden busca garantizar la disponibilidad de energía para satisfacer la demanda actual sin generar shocks en el mercado ni presionar al alza los precios. “Esto facilita la descarbonización, no la retrasa”, aseguró durante una entrevista con Bloomberg TV.
Aunque la administración saliente ha impulsado políticas y gastos récord en energías de bajas y cero emisiones, el país también ha alcanzado niveles históricos de producción de petróleo y gas. Actualmente, Estados Unidos lidera el mundo en producción de crudo, superando a países como Arabia Saudita.
Zaidi defendió este equilibrio, argumentando que el mix energético actual no debe ser un obstáculo para avanzar en la lucha contra el cambio climático. “No importa cuál sea tu mix energético hoy; todos podemos avanzar hacia el objetivo de mantener el calentamiento global por debajo de 1.5 grados”, subrayó.
Preocupaciones por el futuro climático con la nueva administración
Estas declaraciones llegan en un momento crucial, ya que el presidente electo Donald Trump ha prometido retirar nuevamente a Estados Unidos del Acuerdo de París y desmantelar regulaciones clave para reducir las emisiones de carbono.
Sin embargo, Zaidi insistió en que los avances en la transición energética de EE.UU. son irreversibles, gracias a una economía política robusta en torno a la inversión en energías limpias. “Hay una irreversibilidad en nuestro impulso aquí”, afirmó, aludiendo a los más de un billón de dólares en inversiones privadas y proyectos intensivos en capital que se están desarrollando en todo el país.
Un futuro enfocado en la inversión limpia
Zaidi destacó que el sector privado, la industria y el mercado laboral en Estados Unidos están alineados para aprovechar las oportunidades de la transición energética. “Existe un enfoque singular en el sector privado para capturar esta oportunidad, y EE.UU. seguirá avanzando con rapidez en esta dirección”, concluyó.
A pesar de las incertidumbres políticas, Estados Unidos busca asegurar a la comunidad internacional que su compromiso con la transición energética es sólido. El país está decidido a liderar el cambio, demostrando que el auge petrolero puede ser compatible con un futuro de energías limpias y sostenibles.
El secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Marcelo Rucci, volvió a expresar su preocupación por la reciente resolución de la Secretaría de Ambiente de la provincia que elimina la obligatoriedad del uso de mantas oleofílicas en las operaciones petroleras. En una entrevista reciente, Rucci calificó esta medida como un grave error que perjudica tanto al medio ambiente como a las familias que dependen de esta industria.
Un Retroceso con Consecuencias Graves
Según el dirigente, la nueva normativa no introduce mejoras ni avances tecnológicos en la gestión de residuos, sino que representa un retroceso a prácticas obsoletas que en el pasado causaron graves daños ambientales. “Volvemos a viejas prácticas que tan mal le han hecho al medio ambiente y a la industria”, subrayó.
El dirigente señaló que, al suprimir el uso de mantas oleofílicas, se genera un perjuicio directo para unas 500 familias que dependen de esta actividad. “No fue previsto qué va a pasar con estas familias. Volvemos 20 años para atrás con la aplicación de esta normativa, entonces no mejoramos”, lamentó.
Beneficios para las empresas, perjuicios para todos los demás
Rucci enfatizó que el único beneficiado por esta resolución son las empresas operadoras, que ya no tendrán que asumir los costos asociados al uso de mantas oleofílicas. “El único ganador acá son las empresas que evitan un gasto, mientras que el medio ambiente y las familias trabajadoras resultan perjudicados”, declaró.
Desconocimiento, no mala intención
A pesar de la dureza de sus palabras, Rucci aclaró que no cree que haya habido mala intención en la decisión, sino un desconocimiento de las consecuencias. Sin embargo, insistió en que la medida debe ser revisada de inmediato para evitar mayores perjuicios.
Diálogo con el Gobernador
Rucci confirmó que ya discutió el tema con el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, quien se comprometió a abordar la situación con la Secretaría de Ambiente. “El gobernador dijo que lo iba a conversar y que, si hay que solucionarlo, se soluciona”, indicó.
El líder sindical destacó que el enfoque del sindicato no es buscar conflictos, sino encontrar soluciones. “Nosotros no estamos buscando problemas, estamos buscando soluciones. Queremos resolver un problema importante que tiene solución”, afirmó.
El Contexto de la Resolución
La normativa que elimina la obligatoriedad del uso de mantas oleofílicas surge en un contexto de presión para reducir costos operativos en la industria petrolera. Sin embargo, esta decisión ha generado fuertes críticas por su impacto ambiental y social. Las mantas oleofílicas son una herramienta clave para contener derrames de hidrocarburos y minimizar la contaminación del suelo.
Además del daño ambiental, la medida amenaza la estabilidad laboral de cientos de trabajadores que se dedican a la fabricación, instalación y gestión de estas mantas, un sector que ha sido fundamental en la gestión responsable de residuos en la industria petrolera de la región.
No problemas, soluciones
El futuro de esta resolución dependerá del análisis y las decisiones que tome el Gobierno provincial en las próximas semanas. Mientras tanto, la posición del sindicato es clara: se debe priorizar la protección ambiental y la seguridad laboral por encima de cualquier reducción de costos. “Si hubo un error, se debe corregir. No se trata de alargar el problema, sino de solucionarlo”, concluyó Rucci.
La reciente solicitud del Instituto Americano del Petróleo (API) al presidente electo Donald Trump para revertir las políticas climáticas de Joe Biden pone de manifiesto la tensión persistente entre las ambiciones de la industria energética y los compromisos de Estados Unidos con la lucha contra el cambio climático. Según un informe de Reuters, el API, principal representante del sector petrolero y gasífero, ha pedido una serie de medidas que podrían transformar radicalmente la política energética de la nación.
El contexto energético: tensiones entre regulación y producción
Bajo la administración Biden, Estados Unidos ha buscado acelerar la transición energética hacia fuentes limpias, implementando regulaciones estrictas sobre emisiones de metano, impulsando la electrificación del transporte y limitando el desarrollo de combustibles fósiles en tierras federales. Sin embargo, y paradójicamente, la producción de petróleo y gas ha alcanzado niveles récord. Este aumento subraya la capacidad de la industria para adaptarse a nuevas realidades regulatorias mientras maximiza la explotación de recursos.
Mike Sommers, director ejecutivo de API, ha señalado que los resultados electorales recientes reflejan un rechazo a políticas consideradas excesivamente restrictivas por parte del electorado. “La energía estaba en la papeleta”, afirmó Sommers, refiriéndose a decisiones clave en estados como Michigan y Pensilvania, donde los votantes habrían favorecido políticas menos restrictivas hacia la industria.
La agenda presentada por API incluye la eliminación de varias iniciativas clave de la administración Biden:
Regulaciones de emisiones para vehículos eléctricos (EV): API considera que los mandatos para aumentar la producción de vehículos eléctricos representan una amenaza para la industria automotriz tradicional y la cadena de suministro de combustibles fósiles.
Facilitación de permisos para exportaciones de gas natural licuado (GNL): Con el auge de la demanda global de GNL, especialmente en Europa y Asia, el sector busca eliminar restricciones que ralentizan la capacidad de exportación.
Eliminación de la tasa sobre emisiones de metano: Una regulación clave de Biden para mitigar el impacto climático de la perforación. Según API, esta medida impone costos que podrían disuadir la inversión en nuevos proyectos.
Ampliación de la exploración y explotación en el Golfo de México y tierras federales: API busca revertir la pausa en nuevas subastas de licencias para perforación, cruciales para mantener la capacidad productiva del país.
Impactos geopolíticos y energéticos
El giro propuesto por API no solo tiene implicaciones domésticas, sino también en la dinámica global del mercado energético. Facilitar la exportación de GNL podría reforzar la posición de Estados Unidos como proveedor clave en el mercado internacional, especialmente frente a la dependencia de Europa del gas ruso.
Sin embargo, una marcha atrás en las políticas climáticas podría erosionar el liderazgo global de Estados Unidos en la lucha contra el cambio climático, debilitando alianzas con países que priorizan la transición energética. La posible revocación de normas ambientales críticas también podría generar tensiones en el interior del país, donde estados como California han sido pioneros en estándares ambientales más estrictos.
Una encrucijada energética
La administración de Trump se encuentra ante una decisión fundamental: satisfacer las demandas de la industria energética y priorizar la producción a corto plazo o mantener el equilibrio alcanzado bajo Biden, que combina expansión energética con objetivos climáticos.
La presión de la API refleja una industria que, a pesar de los récords de producción, siente el peso de las regulaciones climáticas y busca maximizar oportunidades en un entorno internacional competitivo. Sin embargo, el desafío radica en encontrar un camino que no solo asegure la seguridad energética de Estados Unidos, sino que también mantenga su liderazgo en la transición hacia un futuro más limpio.
El gobernador Rolando Figueroa presidió hoy una reunión de trabajo con representantes de las empresas operadoras de Vaca Muerta y miembros del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, encabezados por su secretario general Marcelo Rucci.
Durante el encuentro, que se desarrolló en instalaciones del sindicato en la ciudad de Neuquén, Figueroa convocó a los representantes gremiales y de las empresas a “trabajar todos como un solo equipo” con el gobierno provincial, más allá de los intereses particulares de cada sector.
“Es la última gran oportunidad, pero no tenemos todo el tiempo del mundo. Tenemos a lo sumo 30 años para aprovechar nuestro recurso”, recordó ante los presentes y dijo que “tenemos que estar concentrados en qué va a hacer cada una de las partes del equipo para poder ser exitosos”.
Figueroa indicó que en este equipo cada uno tiene distintos objetivos, “el del Gobierno de la provincia es que a los neuquinos les vaya bien”, y destacó que el foco de la gestión está en que el desarrollo “esté acompañado por la sustentabilidad social”. En ese sentido, recordó que trabajan junto a YPF para solventar el déficit histórico que tiene Añelo para la provisión de gas “a las familias de los trabajadores que día a día permiten llevar este servicio al resto del país”; al igual que a localidades que hoy no cuentan con el servicio.
Gobierno, empresas y sindicato coincidieron en la importancia de este tipo de reuniones y valoraron el ámbito de diálogo que se genera. “El diálogo es el camino”, manifestó el gobernador. Además, hablaron de temas prioritarios como la necesidad de fortalecer la formación para el empleo y la infraestructura para la seguridad vial.
Destacaron la relevancia de Vaca Muerta y el impacto positivo que le genera al país y también abordaron obras de infraestructura que se consideran prioritarias. Además, hablaron de la seguridad y de avanzar con el trabajo en la Mesa de los sectores público y privado.
El gobernador agradeció el aporte de las empresas para el plan provincial de Becas Gregorio Álvarez, al que consideró como “el más importante en la historia de la provincia”. Además, puntualizó la necesidad de fortalecer “las capacitaciones para los neuquinos” y las tareas para la generación de trabajo de manera coordinada a través del plan Emplea Neuquén.
Argentina volvió a importar esta semana gas natural desde Bolivia para abastecer a siete provincias del norte, a pesar de que hace poco más de una semana había inaugurado la obra de Reversión del Gasoducto Norte, con el que esperaba reemplazar el fluido que llegó desde el Estado Plurinacional durante los últimos 18 años.
La información surge de datos del parte diario del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) a los que tuvo acceso Infobae, los cuales arrojaron que el martes de esta semana ingresaron despachos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) por 1,5 millones de metros cúbicos día, al igual que el miércoles. La proyección de Enargas prevé ingresos similares para jueves, viernes y sábado.
De acuerdo a la información recopilada por el medio Río Negro, “la importación se dio a raíz de una necesidad de reforzar el suministro de gas natural en esas provincias del norte del país. Y si bien no se precisó por qué razón no se puede cubrir esa demanda con gas de Vaca Muerta, se indicó que lo que se buscó fueron importaciones”.
Las importaciones de gas natural desde Bolivia se habían interrumpido a mediados de septiembre, en la víspera de la finalización del contrato que comenzó en 2006 durante las presidencias de Néstor Kirchner y Evo Morales. En ese período la Argentina gastó USD 20.000 millones para abastecer las demandas de siete provincias en el norte. En las últimas semanas se utilizó gas natural proveniente de Chile.
“La clave por la cual, a una semana de la inauguración de la reversión del Gasoducto Norte se volvió a importar gas desde Bolivia estaría en el precio. Es que mientras el GNL que se importó desde Chile habría tenido un costo cercano a los 20 dólares por millón de BTU, la oferta reciente de gas de Bolivia habría sido mucho más económica, ubicándose en torno a los 8 dólares por millón de BTU, cerca de un 50% menos que lo que se venía cobrando con el viejo contrato”, detalló el mencionado medio.
El Congreso de la Nación fue el escenario de un evento clave para el futuro energético de Argentina: “La Energía Nuclear en la Transición Energética”. Organizado por el diputado Pablo Cervi (UCR, Neuquén) junto a las legisladoras Gabriela Brouwer de Koning y Margarita Stolbizer, el encuentro reunió a expertos, legisladores y representantes de la industria nuclear para analizar el papel de esta fuente energética en un modelo más sustentable.
Argentina y su legado nuclear
En su discurso de apertura, Pablo Cervi destacó la histórica capacidad de Argentina en el sector nuclear, subrayando que el país no solo produce reactores, sino también el combustible necesario, respaldado por un capital humano altamente calificado. “En el reactor Atucha II, mientras empresas extranjeras estimaban un parate de tres años, la inventiva argentina logró completar las reparaciones en solo 10 meses”, señaló Cervi, ilustrando el potencial nacional para innovar y superar desafíos técnicos complejos.
El diputado también enfatizó la reciente decisión de declarar la energía nuclear como combustible de transición, al mismo nivel que el gas. “Esto nos posiciona estratégicamente, no solo en términos energéticos sino también en la geopolítica global”, afirmó.
Perspectiva geopolítica: el lugar de Argentina en el mundo
Uno de los momentos más destacados del evento fue la intervención del Dr. Diego Guelar, ex embajador y actual consejero del Consejo Argentino para las Relaciones Internacionales (CARI). Guelar situó el desarrollo nuclear argentino en un contexto internacional, subrayando que el dominio de esta tecnología puede consolidar la posición del país frente a desafíos globales como el cambio climático y la seguridad energética. “La energía nuclear no solo es una herramienta de sostenibilidad, sino también de soberanía. Argentina tiene la oportunidad de ser un jugador clave en el tablero energético global”, afirmó.
Beneficios tangibles: de la industria a la medicina
El Ing. Germán Guido Lavalle, presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), profundizó en las aplicaciones de la energía nuclear más allá de la generación eléctrica. Resaltó la importancia de la industria nuclear en la producción de radioisótopos para la medicina, utilizados en diagnósticos y tratamientos avanzados. “Cada reactor no solo genera energía, sino que también impulsa desarrollos científicos que impactan en la calidad de vida de la población”, explicó Lavalle.
En el ámbito industrial, destacó la contribución de la tecnología nuclear a procesos más eficientes y menos contaminantes, como el uso de agua pesada en plantas industriales, que Argentina produce en la Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP).
El capital humano: un recurso invaluable
Diego Garde, gerente de los sitios nucleares Atucha I y II, se refirió al factor humano como el principal activo del sector nuclear argentino. “El conocimiento y la experiencia acumulada en nuestras plantas son únicos. Para enfrentar los desafíos del futuro, debemos seguir invirtiendo en formación y desarrollo técnico”, sostuvo Garde.
Desde la perspectiva laboral, representantes de la Asociación de Trabajadores del Estado (ATE) abordaron la relevancia del sector nuclear en la generación de empleo. Señalaron que tanto la PIAP como la empresa Diositek S.A. son ejemplos de cómo la energía nuclear fomenta una cadena de valor robusta que beneficia a miles de trabajadores.
Seguridad y regulación: pilares de confianza
La seguridad fue un tema central en el debate, con la Agencia de Regulación Nuclear desempeñando un rol crucial en la supervisión y garantía de los proyectos. Este aspecto fue destacado por diversos expositores, quienes resaltaron la importancia de mantener los más altos estándares para asegurar la confianza pública y la continuidad de los proyectos.
Una transición verde con sello argentino
El evento concluyó con un llamado a profundizar el debate sobre el rol estratégico de la energía nuclear en la transición energética de Argentina. La combinación de experiencia técnica, infraestructura desarrollada y talento humano coloca al país en una posición privilegiada para liderar esta transformación.
“La transición energética no es solo una cuestión de tecnología, sino de visión estratégica. Argentina tiene todo lo necesario para ser un referente global en el uso de la energía nuclear como una fuente segura, sustentable y económicamente viable”, concluyó Cervi.
En un contexto global marcado por la urgencia climática y las tensiones geopolíticas, la energía nuclear emerge como un pilar fundamental. Argentina, con su vasta experiencia y capacidad, tiene la oportunidad de consolidarse como líder en este ámbito, contribuyendo no solo a su desarrollo interno, sino también al escenario internacional.
La petrolera estatal YPF y el gobierno de Santa Cruz se encuentran en una compleja negociación por el futuro de los yacimientos petroleros en la provincia.
La idea de la empresa comandada por Horacio Marín es dejar de operar los pozos que tiene en la provincia patagónica pero según precisa el portal especializado en energía, Econojournal, la iniciativa se frenó por la negativa del gobernador Claudio Vidal a aceptar una reestructuración operativa y achicamiento de las áreas. YPF quiere forzar su salida de yacimientos a partir de enero de 2025.
A pesar de los múltiples intentos de YPF por ceder la operación de estos campos, las diferencias entre ambas partes han impedido alcanzar un acuerdo.
La negativa del gobernador Claudio Vidal a aceptar una reestructuración operativa y la pérdida millonaria de YPF en la provincia complican aún más la situación.
La decisión de YPF de abandonar la operación de los yacimientos en Santa Cruz tiene importantes implicaciones económicas para la provincia y para la empresa. De hecho la petrolera estatal perderá nada más ni nada menos que 300 millones de dólares invertidos en 2023, pero desde la empresa sostienen que quedarse les hará perder aún más dólares a futuro.
La pérdida de miles de empleos y la necesidad de encontrar nuevos operadores para mantener la producción son algunos de los desafíos que plantea esta situación. La empresa CGC, principal productora de hidrocarburos en la provincia ya mostró interés por quedarse con los activos y hasta diseñó un proyecto completo para avanzar con la explotación de los pozos, pero
La petrolera estatal ha implementado diversas estrategias para transferir la operación de sus yacimientos en Santa Cruz a otras empresas, pero se encontró obstáculos en las negociaciones con el gobierno provincial.
La falta de acuerdo entre las partes podría generar un impacto negativo en la producción de hidrocarburos y en la economía de la región.
Venezuela declaró un promedio de producción de crudo de 989.000 barriles, la más alta de todo el año, según se detalla en el informe mensual publicado hoy martes de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).
La cifra declarada por Venezuela fue un promedio de 46.000 barriles diarios más alta que la reportada en septiembre anterior.
Por fuentes secundarias, el informe de la OPEP refleja un alza de la producción venezolana, aunque de menor magnitud, con un promedio de producción en octubre de 895.000 barriles diarios, 7.000 más que en septiembre de este año.
Tanto por fuentes directas como por secundarias, Venezuela registró en octubre de este año un desempeño en su producción de crudo, superior a los promedios de los primeros tres trimestres de 2024.
Las cifras actuales del sector petrolero venezolano también son muy superiores al promedio del año 2023, cuando por fuentes directas se promedió 783.000 barriles diarios y por fuentes secundarias 749.000 barriles al día.
El informe de la OPEP revela también que el precio del crudo de referencia de Venezuela, el Merey, se mantuvo al alza en octubre con una cotización promedio de 58,30 dólares por barril.
La exportación de hidrocarburos ha sido tradicionalmente la principal vía de ingreso de divisas para Venezuela, sin embargo, en años recientes la industria petrolera del país sudamericano sufrió un notorio retroceso.
Para el Gobierno venezolano, las dificultades en su industria de los hidrocarburos obedecen a las sanciones estadounidenses contra la estatal Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA).
El ministro de Energía y Minería de Santa Cruz, Jaime Álvarez, días atrás y por indicación del gobernador Claudio Vidal, llevó adelante una agenda de trabajo que involucró visitas a la terminal de regasificación de Gas Natural Licuado en Zeebrugge, en Bélgica; al parque eólico off shore Middelgrunden, en Dinamarca; como así también, al barco regasificador de Gas Licuado ubicado en Brunsbuttel, Alemania.
Invitado el Gobierno Provincial por la Dirección General de Energía de la Comisión Europea, este tour de Diplomacia Energética, tuvo lugar desde el 4 al 8 de noviembre, con el objetivo de “continuar con la implementación del Memorando de Entendimiento firmado en Julio de 2023 entre la Unión Europea y Argentina, durante la cumbre EU-CELAC”, tour al que Santa Cruz asistió junto a representantes de Córdoba, Mendoza, Neuquén, Río Negro y Chubut, como así también de la Secretaría de Energía de la Nación, de YPF Luz e YPF Nuevos Negocios.
Esta agenda – programada y auspiciada por la Unión Europea – contó con visitas técnicas y reuniones en torno a temas de cooperación contenidos en el Memorando, entre los que se destacan energías renovables, eficiencia energética, hidrógeno y gas natural licuado.
En detalle, el responsable de la cartera energética y minera provincial, en la ciudad de Bruselas, Bélgica, participó de un Taller sobre eficiencia energética; sobre minerales estratégicos, hidrógeno y gas natural licuado; además de reuniones sobre posibilidades de inversión en hidrógeno verde en Argentina; como así también visitó la terminal de regasificación de GNL en Zeebrugge.
Por otro lado, en la ciudad de Copenhague, Dinamarca, mantuvo reuniones con empresas desarrolladoras de inversiones en energías renovables y con la Agencia Danesa de Energía; como así también, realizó una visita al parque eólico off shore Middelgrunden.
Finalmente, en la ciudad de Hamburgo, Alemania, el ministro Álvarez junto a la delegación argentina, realizaron una visita al barco regasificador de gas licuado ubicado en Brunsbuttel.
En la jornada de este lunes 11 de noviembre, el gobernador Marcelo Orrego recibió a Ricardo Martínez, director Ejecutivo de Minas Argentinas SA, empresa integrante del AISA Group, quien le presentó un Plan de Inversión de USD 1.000 millones para ejecutarse bajo el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).La operadora de la Mina Gualcamayo se convirtió en la primera empresa con base en San Juan en adherirse formalmente y es, hasta ahora, el mayor monto de dinero comprometido bajo este sistema en toda la región. Además, es el cuarto del país.
De esta reunión también participaron el ministro de Minería, Juan Pablo Perea, ministro de Producción,Trabajo e Innovación, Gustavo Fernández; Marcelo Agulles, gerente de Comunicaciones y Relaciones Comunitarias; Gabriel Corvo, gerente General de Minas Argentinas.
Hay que resaltar que esto no hubiese sido posible sin el compromiso político del gobernador Marcelo Orrego, para adherir la provincia de San Juan al RIGI y la posterior adhesión de los distintos municipios. Un dato para tener en cuenta es que Gualcamayo era una mina que estaba en proceso de cierre. Esto significa la reactivación definitiva de la mina con una proyección de 30 años de operación.
Cabe destacar que el VPU (Vehículo de Proyecto Único) presentado contempla distintos iniciativas e inversiones. La más importante de ellas es, sin dudas, la que corresponde al Proyecto Carbonatos Profundos.
De este modo, Carbonatos Profundos producirá unas 120 mil onzas de oro anuales durante un período no menor a 17 años. La inversión estimada es de USD 485 M, previendo la generación de unos 1000 puestos de trabajo durante la construcción y 400 para la etapa de operación.
Por otro lado, se informó que se realizarán inversiones en Exploración del orden de los USD 50 M durante los próximos 5 años. Hay que resaltar que la compañía ya encontró fuertes indicios geoquímicos del potencial de uno o más pórfidos de Molibdeno, Oro y Cobre.
Otros puntos clave
El plan de inversiones presentado en el RIGI incluye, también, la Producción de Cales Industriales. Para desarrollar este proyecto será necesario realizar un gasoducto desde San Juan a Jáchal y a Gualcamayo, lo cual también permitirá extender el abastecimiento de gas natural a la región norte de la provincia, generando un impacto social y económico sin precedentes, que se realizará a mediano largo plazo. La inversión estimada es de USD 75 millones, a iniciarse cuando se complete el proyecto ejecutivo del gasoducto.
En este primer VPU presentado por Minas Argentinas se incluyó la primera etapa del Parque Fotovoltaico que se construirá en Gualcamayo.
Si bien el proyecto integral contempla una producción de 800 Mb, en este primer RIGI se comprometió la construcción de un parque de 50 Mb para uso exclusivo de las necesidades eléctricas de la mina con una inversión de USD 37 millones a iniciarse el año próximo.
El plan de inversiones de Minas Argentinas se completa con labores de ampliación, refuncionalización y repotenciación de su actual sistema de lixiviación, lo cual permitirá, a partir de 2025, producir oro y plata durante los próximos años.
En todos estos conceptos, los trabajos demandarán inversiones del orden de los USD 360 millones, aproximadamente.
En este contexto, Ricardo Martínez dijo: “Estamos muy felices por el avance que estamos teniendo en Gualcamayo. Esta era una mina en proceso de cierre hace un año y hoy está alumbrando inversiones millonarias que nos darán, por lo menos, 3 décadas más de trabajo. Cuando se crean las condiciones adecuadas, se forman los equipos correctos y, sobre todo, se cuenta con el empuje de una familia como la de Juan José Retamero decidida a invertir para generar más desarrollo, el único camino es el del crecimiento, y a eso apostamos en Minas Argentinas”.
Es importante destacar que el proceso formal de presentación del VPU se completó horas atrás. Ahora, el Gobierno Nacional deberá evaluar el plan de inversiones, solicitar ampliación de datos, si lo considera oportuno, y emitir una resolución de aprobación o rechazo en un plazo de 45 días hábiles.
Recién con el visto bueno del Ministerio de Economía, Minas Argentinas estará habilitada a iniciar las labores bajo las condiciones establecidas en el RIGI recientemente sancionado y al cual la provincia de San Juan adhirió oportunamente.
En septiembre de 2024 el balance comercial de minerales de Argentina presentó un superávit de USD 257 millones, según datos de la Dirección Nacional de Promoción y Economía Minera.
Según destaca la Secretaría de Energía de la Nación, este monto representa un crecimiento mensual interanual del 61,2%, y es un 30,6% superior al superávit promedio de los últimos 24 meses.
Así el sector minero, uno de los más consentidos por las políticas del ministerio de Economía, le sigue dando buenas noticas al gobierno nacional. Y más importante aún, le entrega dólares frescos a las arcas públicas.
La falta de diésel amenaza de manera grave la seguridad alimentaria en Bolivia, afectando tanto la cosecha como la siembra de productos agropecuarios, alertó hoy lunes el presidente de la Asociación de Productores de Oleaginosas y Trigo (Anapo), Fernando Romero.
En entrevista con Xinhua, Romero afirmó que cientos de empresas en el oriente boliviano están en riesgo de quiebra y puso como ejemplo que solo el 20 por ciento de los productores de arroz ha iniciado la siembra.
“La falta de diésel paraliza los trabajos agrícolas. Tenemos mucha soya lista para cosechar, que podría echarse a perder si no contamos con diésel. La siembra también está en peligro; por eso estamos en emergencia”, explicó.
El presidente de la Anapo señaló que, sin diésel, “no habrá producción y, por tanto, tampoco habrá comida”.
Enfatizó que los ciclos agrícolas no esperan y que el sector atraviesa dos momentos críticos: la cosecha de invierno, paralizada por la falta de combustible, y la siembra de verano, que debería realizarse en noviembre y diciembre.
“La falta de diésel puede afectar gravemente ambas temporadas y lógicamente a la seguridad alimentaria del país”, agregó.
El presidente boliviano, Luis Arce, declaró la víspera que en un plazo de 10 días se normalizará el suministro de carburantes en el país y que los precios de los alimentos, afectados por un bloqueo de carreteras de 24 días, comenzarán a estabilizarse.
“Poco a poco vamos a empezar a regularizar esos precios, ya van a ir cayendo los precios de los principales productos de la canasta familiar en los mercados, para alivio de las amas de casa”, aseguró durante el acto de la firma de convenios para la ejecución de proyectos de agua potable, saneamiento básico y manejo de cuencas en el departamento de Potosí (suroeste).
Marcelo Rucci, secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, arremetió contra la reciente decisión de la Secretaría de Ambiente de Neuquén de eliminar la obligatoriedad del uso de mantas oleofílicas en las locaciones petroleras. Rucci calificó la medida como un retroceso ambiental y social, y advirtió sobre las consecuencias laborales para cientos de trabajadores.
En una entrevista en LU5, Rucci no escatimó críticas al referirse a la resolución. “Sacar las mantas oleofílicas para seguir con las viejas prácticas del pasado, que han dejado un desastre ecológico en la provincia, me parece una aberración”, declaró.
El dirigente subrayó la importancia de las mantas oleofílicas en la industria como una herramienta clave para mitigar el impacto ambiental. “Si hubiera algo nuevo que fuera mejor que las mantas oleofílicas, yo estaría de acuerdo, pero lo que hicieron no mejora nada, al contrario, volvemos a prácticas que ya demostraron ser nocivas para el medio ambiente”, añadió.
El impacto social: 500 familias en riesgo
Rucci alertó sobre el impacto laboral que esta decisión podría tener. “Hoy hay más de 500 familias ligadas directamente a las mantas. La mitad de esas personas son mujeres, entre 250 y 300 mujeres directas. ¿Alguien pensó en ellas? Nadie nos dijo qué va a pasar con esas personas si cierran las empresas de mantas oleofílicas”, expresó con preocupación.
El dirigente cuestionó la falta de planificación por parte de las autoridades: “No se habló de reubicación, no hay un plan. ¿Cómo se puede tomar una decisión tan apresurada sin considerar el impacto social? Creo que se equivocaron y se apuraron”.
Dudas sobre la motivación de la medida
Durante la entrevista, Rucci también puso en duda las motivaciones detrás de la resolución. “La secretaria de Ambiente ni siquiera estaba en el país cuando se tomó esta decisión. Entonces, la pregunta es: ¿a quién beneficia esto? Porque claramente no es al medio ambiente ni a los trabajadores”, enfatizó.
“Esto favorece únicamente a las empresas productoras. Se eliminó una herramienta que ayudaba a contener los derrames, y ahora estamos retrocediendo. ¿Cuál es el beneficio aquí? No lo entiendo”, agregó.
El líder sindical hizo un llamado a las autoridades provinciales para que reconsideren la medida. “Si se utiliza el sentido común, esto tiene que retrotraerse. Lo que se está implementando no es beneficioso para el medio ambiente, ni para la gente que depende de este trabajo”, afirmó.
Además, advirtió que, de no haber una rectificación, el sindicato tomará medidas: “Si no, sí vamos a reclamar. ¿Cómo no vamos a reclamar? Estamos hablando de cientos de familias que dependen de esta actividad para vivir”.
MarceloRucci envió un mensaje contundente: “Esperamos que la Secretaría de Ambiente tome acciones y revierta esta situación. No podemos permitir que se juegue con el medio ambiente ni con el trabajo de nuestra gente”.
El pasivo ambiental en la mira
Rucci también aprovechó la entrevista para reflexionar también sobre la problemática del pasivo ambiental en la provincia. “No podemos ignorar los desastres ecológicos que ya hemos tenido en Neuquén. Esta resolución nos lleva de vuelta a un tiempo en el que no se controlaban los derrames como se debe. No es un avance, es un retroceso”, subrayó.
Una medida controvertida
Un recurso presentado por los representantes legales de una de las empresas afectadas ante el Ministerio de Energía de la provincia argumenta que la Secretaría de Ambiente carece de facultades para modificar normativas ambientales relacionadas con actividades hidrocarburíferas. Según la Ley 3420, la autoridad competente en esta materia es el Ministerio de Energía y Recursos Naturales. La emisión de la resolución por parte de un órgano no autorizado viola los principios de jerarquía administrativa.
La inversión en el Gasoducto Vicuñas, que transportará gas natural desde Vaca Muerta hasta los principales salares del norte argentino, representa un hito en el desarrollo de la región. Este proyecto, impulsado por Transportadora de Gas del Norte, permitirá abastecer de energía a los proyectos mineros de litio y estimular la actividad económica en la zona.
La construcción del Gasoducto Vicuñas, de 304 kilómetros de extensión, fortalecerá la infraestructura energética del país y permitirá conectar los recursos de Vaca Muerta con los proyectos mineros de litio en el norte. Según informó El Tribuno, esta obra que representa un paso fundamental para el desarrollo de la industria minera en la región, se prevé que esté operativa en 2027.
Transportadora de Gas del Norte avanza en la construcción del Gasoducto Vicuñas
TGN anunció el inicio de los estudios de impacto ambiental para el Gasoducto Vicuñas, un proyecto clave para conectar los yacimientos de Vaca Muerta con los salares de litio en el norte argentino. Con una inversión estimada de 370 millones de dólares, este ducto de 304 kilómetros permitirá garantizar el suministro de gas natural a 17 proyectos mineros y estimular el desarrollo de la región.
La reelección de Donald Trump podría desencadenar importantes cambios en la economía global, con implicaciones significativas para la industria petrolera. Según un informe de Wood Mackenzie, la imposición de nuevas tarifas por parte de la administración Trump podría desacelerar el crecimiento económico en Estados Unidos y el mundo, reduciendo la demanda global de petróleo en hasta 500,000 barriles diarios (bpd) en 2025.
Un cambio radical en políticas económicas y climáticas
Simon Flowers, analista jefe de WoodMac, señaló que el regreso de Trump a la Casa Blanca marcaría un giro radical en temas clave como aranceles, política climática y relaciones internacionales. Si bien se espera que un gobierno republicano apoye un aumento en la producción de combustibles fósiles y retroceda en compromisos de carbono cero, las tarifas podrían generar costos adicionales para las empresas de petróleo y gas.
Este impacto potencial representa un tercio del crecimiento esperado en la demanda global de petróleo para 2025, según WoodMac. Flowers indicó que esta reducción en la demanda podría llevar a una disminución de los precios del petróleo de entre 5 y 7 dólares por barril, suponiendo que no surjan otros riesgos geopolíticos, como un aumento de las tensiones entre Israel e Irán.
La industria refinera en Estados Unidos, un posible beneficiario
A pesar de la posible caída en la demanda global de petróleo, los refinadores estadounidenses podrían beneficiarse de una mayor protección arancelaria. Según Flowers, “la protección mediante tarifas podría permitir que los refinadores de Estados Unidos superen en desempeño a sus competidores internacionales”.
Sin embargo, el panorama podría cambiar drásticamente si Israel ataca la infraestructura nuclear y petrolera de Irán. En tal escenario, los precios del petróleo podrían subir bruscamente hasta que se activen las capacidades productivas disponibles, que actualmente rondan los 6 millones de bpd.
El papel de la OPEP en la estabilización de los mercados
Goldman Sachs, en un informe reciente, proyectó que una interrupción de 2 millones de bpd en el suministro iraní podría llevar temporalmente el precio del Brent hasta los 90 dólares por barril si la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) compensa rápidamente la escasez. Sin la intervención de la OPEP, los precios podrían superar los 95 dólares.
“Gran parte de la capacidad de producción adicional del mundo está concentrada en Medio Oriente”, señaló Daan Struyven, de Goldman Sachs. Esto plantea dos preguntas clave: ¿podrán los productores de la región llevar ese petróleo al mercado, y estarán dispuestos a hacerlo?
Producción petrolera en Estados Unidos bajo Trump
A pesar del apoyo de Trump a la expansión de la producción petrolera y gasífera en Estados Unidos, WoodMac anticipa que esto no impulsará un crecimiento inmediato.“Para las grandes empresas de exploración y producción (E&P), que controlan la mitad de los equipos en la región de Lower 48, las decisiones de inversión seguirán dictadas por marcos de retorno de capital”, explicó Flowers.
Además, las tarifas podrían exponer a la industria a una mayor inflación de costos. Si bien se espera que la administración de Trump suavice las regulaciones sobre emisiones, muchas empresas ya han implementado medidas voluntarias para reducir sus emisiones de alcance 1 y 2.
Por otro lado, simplificar los procesos de permisos podría alentar una mayor perforación en tierras federales. Flowers también destacó que un entorno favorable para el capital podría mejorar las condiciones para nuevas inversiones en la industria.
Escenario de incertidumbre y oportunidades
El regreso de Trump podría traer consigo una combinación de riesgos y oportunidades para el sector petrolero. Mientras que las tarifas amenazan con frenar la demanda mundial de petróleo y aumentar los costos operativos, la política pro-energética de Washington podría fortalecer la posición de los productores estadounidenses, especialmente en un mercado global cada vez más volátil.
El futuro de la industria dependerá de cómo se equilibren estos factores y de la capacidad de los actores internacionales, como la OPEP, para responder a los desafíos emergentes.
Un camión cisterna de YPF, cargado con combustible para aeronaves, colisionó contra un vehículo estacionado en Puerto Iguazú, Misiones, provocando un derrame de material altamente inflamable. El incidente, ocurrido el lunes por la noche, activó la intervención de Bomberos Voluntarios, quienes controlaron la situación y limpiaron la zona para evitar riesgos mayores.
El siniestro ocurrió detrás del estacionamiento de camiones próximo a la Opessa, cuando un camión cisterna de la empresa YPF, cargado con combustible, colisionó contra un vehículo Volvo de patente brasileña que se encontraba estacionado.
El choque provocó graves daños en el contenedor del camión de la petrolera, lo que derivó en el derrame de JP1, un combustible altamente inflamable utilizado en aviación. La situación generó preocupación tanto en el conductor del transporte, identificado como Sergio S. como en los vecinos del lugar.
Ante la gravedad del derrame y el riesgo de un posible incendio, personal de Bomberos Voluntarios de Puerto Iguazú se presentó rápidamente en la zona. Como medida de prevención, se procedió a limpiar el material derramado y a controlar el tránsito vehicular para evitar mayores riesgos. Según informaron fuentes policiales, no se reportaron heridos ni daños materiales adicionales.
El conductor de YPF relató que el impacto ocurrió mientras maniobraba el camión, cuando la parte trasera de su tanque cisterna chocó con el camión estacionado. El impacto generó una fisura en el tanque, por la cual comenzó a derramarse el combustible en la vía pública.
Para garantizar la seguridad en la zona y evitar incidentes mayores, la empresa YPF envió otro camión cisterna al lugar. Este vehículo se encargó de realizar el traspaso del combustible restante del tanque dañado, con el objetivo de reducir el riesgo de un nuevo derrame.
La estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA) informó este lunes que el incendio que se produjo en horas de la mañana, en el Complejo Operativo Muscar, en el oriental estado Monagas, “lo perfilan como un ataque a nuestra industria”.
“Hasta el momento, se han atendido en centros de salud a cinco trabajadores con lesiones a causa de la explosión; garantizándoles la atención médica especializada y brindando todo el apoyo requerido”, detalló la petrolera estatal en un comunicado difundido en su canal de la red social Telegram.
Indicó que un equipo conformado “por diversas organizaciones de la industria petrolera, Protección Civil, Guardia Nacional Bolivariana, Bomberos del estado Monagas y de PDVSA, se mantienen en el sitio desde el momento en que fue reportado el incidente para llevar a cabo las labores pertinentes y mitigar el evento”.
Agregó que se realizan las maniobras para resguardar a las personas, conforme con los protocolos de seguridad, y que el equipo técnico trabaja para el control de la emergencia y determinar las circunstancias del incendio.
El gobernador de Río Negro,Alberto Weretilneck, y la secretaria de Energía provincial, Andrea Confini, recorrieron las instalaciones de la primera exploración no convencional de la parte rionegrina de Vaca Muerta.
Los funcionarios visitaron Confluencia Norte, el área a cargo la empresa Phoenix Global Resources, que puso recientemente en producción el primer PAD de tres pozos shale en la provincia patagónica.
La visita, guiada por el CEO de la compañía Pablo Bizzotto, tuvo como principal objetivo recorrer las instalaciones y mostrar los aprendizajes de esta primera experiencia, remarcó la empresa.
El primer PAD implicó la perforación de un pozo piloto vertical para la adquisición de datos y posteriormente se perforaron tres pozos horizontales con ramas laterales de 3.000 metros según el compromiso asumido, alcanzando una profundidad final de 6.300 metros cada uno. Estos primeros sondeos fueron fracturados con técnicas avanzadas de estimulación de alta intensidad en base a la curva de aprendizaje y a los resultados de Vaca Muerta a nivel regional, ejecutándose un total de 135 etapas.
Este primer PAD exploratorio, que entró en producción a mediados de octubre, confirma la presencia del reservorio Vaca Muerta en el extremo oeste de esa área, con características petrofísicas y de espesor similares a los pozos ejecutados por Phoenix en Mata Mora Norte. Hasta el momento, la producción asciende a 4.000 barriles diarios de petróleo dentro del período de flowback y well testing.
Phoenix informó que como parte del compromiso exploratorio asumido para las áreas de Confluencia Norte y Sur, se procedió además a registrar y procesar 228 km2 de sísmica 3D, actualmente en fase de interpretación. “Este nuevo dato adquirido es fundamental para la definición de futuros pozos en la zona”, destacaron en un comunicado de prensa enviado a Energy Report. En esas dos áreas ingresó como socia días atrás la empresa latinoamericana GeoPark Limited con una participación del 50%.
“Los resultados iniciales son favorables y vamos a seguir analizando los parámetros del subsuelo para verificar las características de Vaca Muerta en el área. Desde Phoenix estamos orgullosos de poder acompañar a la provincia en este hito que podría mejorar notablemente la producción de Río Negro y, personalmente como rionegrino, estoy muy entusiasmado de poder contribuir con mi provincia”, expresó Bizzotto.
Esta primera fase exploratoria forma parte de los compromisos asumidos con la provincia, junto con la exploración del bloque Confluencia Sur por una inversión que supera los u$s85 millones.
Actualmente, Phoenix posee unos 500 km2 de productividad comprobada, con una producción alcanzada de 15.500 barriles de petróleo no convencionales. La actividad de Confluencia Sur se encuentra dentro de los compromisos exploratorios de la compañía para 2025.
El expresidente de YPF, Pablo González, cuestionó la decisión del Gobierno de Javier Milei de renombrar el gasoducto Néstor Kirchner como Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno, afirmando que la medida tiene como objetivo “tapar e invisibilizar” las obras impulsadas durante la gestión peronista.
Consultado por AM750, González explicó que el gasoducto es una obra que “se ejecutó en el Gobierno anterior” y que permitió “monetizar el incremento de gas de Vaca Muerta desarrollado durante el Gobierno de Cristina Kirchner”, en un proyecto liderado por YPF.
En la última gestión se avanzó considerablemente con la primera de las dos etapas del proyecto, completando 573 kilómetros de tendido, lo cual posibilitó transportar 11 millones de metros cúbicos de gas y contribuir a mejorar la balanza energética de Argentina.
Sin embargo, González alertó que, bajo la nueva administración, la segunda etapa —que se prevé conectar Salliqueló con San Jerónimo, un tramo clave por su potencial para la exportación de gas a Brasil— no está recibiendo las inversiones necesarias.
“El Gobierno la viene chocando toda. Si hubieran invertido 40 millones de dólares en la ampliación del gasoducto, no habrían tenido que salir a comprar barcos de GNL por 500 millones de dólares”, sentenció González.
El expresidente de YPF también expresó incertidumbre sobre el futuro de la segunda etapa del gasoducto, ahora rebautizado. “Dicen que lo van a financiar con capitales privados, pero aún no hay nada concreto al respecto”, comentó.
En un posicionamiento claro, González subrayó: “Para nosotros, YPF debe cumplir el rol de Mosconi (primer presidente de la empresa). Debe ser el motor de la industria nacional, un vector de crecimiento mediante la explotación de recursos no renovables, que pertenecen a todos los argentinos”.
Por último, señaló el cambio de enfoque del Gobierno actual: “Milei deja de lado el paradigma del autoabastecimiento, que siempre fue un objetivo nacional. El Gobierno quiere que el país sea una plataforma de exportación de crudo y que volvamos a ser simplemente un exportador de materias primas”, concluyó.
Tras anunciar la millonaria inversión en el otoño del 2022 y llevar adelante su construcción a lo largo del 2023, la empresa de energía Genneia confirmó que el parque eólico La Elbita del partido de Tandil entrará en operaciones comerciales.
El proyecto representa un hito significativo en la expansión de la capacidad de generación eólica de la compañía y es el más grande de la firma en territorio bonaerense.
Ubicado a 42 kilómetros de la ciudad de Tandil en una extensión de 1.464 hectáreas, el parque La Elbita está equipado con 36 aerogeneradores de última generación de 120 metros de altura con una capacidad de producción diseñada para abastecer la demanda de grandes usuarios industriales en el mercado a término de energías renovables.
Con una inversión superior a los 240 millones de dólares, el desarrollo de La Elbita fue posible gracias a un financiamiento mixto que incluyó tanto fondos internacionales como locales.
En el ámbito internacional, Genneia contó con el respaldo de FMO, el banco de desarrollo de los Países Bajos, y FinDev Canadá, el banco de desarrollo canadiense, que otorgaron un préstamo corporativo de 85 millones de dólares a 10 años. A nivel local, los inversores participaron mediante emisiones de bonos verdes.
El proyecto tendrá un impacto directo en la comunidad ya que generará 705.000 MWh de energía renovable al año, equivalente al consumo anual de 175.000 hogares.
Además, se estima que evitará la emisión de más de 370.000 toneladas de dióxido de carbono, contribuyendo al propósito de luchar contra el cambio climático.
“Nos enorgullece anunciar el inicio de las operaciones en el parque eólico La Elbita, un proyecto clave que refuerza el compromiso con la energía renovable y el desarrollo sustentable en Argentina. La puesta en marcha de este parque representa un nuevo paso en nuestro esfuerzo por reducir las emisiones y fomentar una matriz energética más limpia y sostenible” expresó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.
A principios de año, la compañía superó los 1.000 MW (1 GW) de capacidad instalada y, con la entrada en operación del nuevo parque eólico en Tandil, consolida su liderazgo en el sector de energías renovables: a la fecha, Genneia cuenta con una participación de mercado de 20% en términos de potencia instalada solar y eólica.
Una explosión en una importante instalación de producción de gas natural dirigida por la empresa estatal venezolana Petróleos de Venezuela (PDVSA) ha limitado en más del 60% el suministro de combustible al país.
La explosión tuvo lugar en la planta Muscar, ubicada cerca de la ciudad de Punta de Mata, en el estado de Monagas y dejó a 5 personas heridas y provocó que se detuviera el procesamiento de petróleo en la zona para controlar el incendio resultante, dijeron dos personas con conocimiento de la situación que no estaban autorizadas a hablar públicamente.
#VENEZUELA: Explosión en gasoducto de Muscar en Punta de Mata.
Una explosión en el gasoducto de Muscar en Punta de Mata, Venezuela, ha dejado múltiples heridos y desaparecidos, según reportes de usuarios en redes sociales. Las autoridades aún no confirman cifras oficiales. pic.twitter.com/aL62X0TREI
Según publicó la agencia Bloomberg, no hubo detalles disponibles sobre qué proporción de la producción petrolera se verá afectada. PDVSA no respondió de inmediato a una solicitud de comentarios.
El lugar de la explosión, el Centro de Operaciones Muscar en el este de Venezuela, suministra el 63% del gas natural que se consume en el país, incluso para la red eléctrica, la petroquímica y la producción de mineral de hierro, según otra persona con conocimiento del asunto.
Otras instalaciones de PDVSA suman un 11% al suministro, mientras que empresas privadas, incluidas la española Repsol y Cardon IV de la italiana Eni, representan más del 26% del suministro.
La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de Río Negro emitió la resolución que aprueba el Estudio de Impacto Ambiental (EsIA) del Proyecto Minero “Calcatreu”, autorizando la fase de explotación. Este proyecto, desarrollado por Minera Calcatreu S.A.U., permitirá la extracción de oro y plata en un área de 16.291 hectáreas en el suroeste de la provincia, específicamente en los departamentos de 25 de Mayo y Ñorquinco.
La resolución establece una serie de observaciones y compromisos ambientales que la empresa deberá cumplir rigurosamente. Entre estos, destacan los planes de revegetación progresiva, la gestión de residuos peligrosos y el monitoreo continuo de los factores ambientales. Estos requisitos tienen el objetivo de asegurar la sostenibilidad del proyecto y minimizar su impacto sobre el ecosistema local, abarcando la calidad del agua, aire, flora y fauna circundante.
El proyecto tiene una capacidad de procesamiento de 2.500 toneladas diarias y una vida útil inicial de cinco años, con posibilidad de extenderse. Las operaciones implicarán el uso de un proceso de lixiviación en pilas con soluciones cianuradas, lo que demandará un estricto control y cumplimiento de las normativas ambientales vigentes en Argentina.
Como parte fundamental del proceso de evaluación, se llevó a cabo una audiencia pública presencial el 30 de agosto en Ingeniero Jacobacci, donde la comunidad y otros actores interesados expresaron sus posturas sobre el proyecto Calcatreu. Con una participación de 247 oradores inscriptos, se consiguió promover un diálogo abierto y plural, en el que se escucharon opiniones tanto a favor como en contra del desarrollo minero. La audiencia fue un espacio clave para la transparencia y el consenso, integrando así la perspectiva social en la evaluación ambiental del proyecto.
La aprobación de Calcatreu refuerza el compromiso de la provincia con el desarrollo minero responsable, alineado con los estándares nacionales e internacionales en cuanto a sostenibilidad y control ambiental.
Río Negro avanza así en su posicionamiento estratégico en el ámbito minero, con un enfoque en la promoción de proyectos que generen desarrollo económico y empleo sin comprometer el entorno natural.
China y la Unión Europea (UE) han avanzado en las negociaciones sobre un plan de compromiso de precios propuesto para los vehículos eléctricos chinos, informó hoy viernes un portavoz del Ministerio de Comercio del país asiático.
Los equipos técnicos de China y la UE sostuvieron cinco rondas de conversaciones en Beijing del 2 al 7 de noviembre, participando en discusiones en profundidad sobre los detalles del plan que fue presentado por la Cámara de Comercio de China para la Importación y Exportación de Maquinaria y Productos Electrónicos, confirmó un portavoz de la cartera en un comunicado en línea, en respuesta a preguntas de los medios.
La parte china cree que el avance general de las negociaciones sobre la base del plan de la cámara, que se ha propuesto en nombre de la industria, ayudará a mantener la confianza mutua, facilitar la creación de consenso y resolver las diferencias por medio de consultas, para evitar así una escalada de las fricciones comerciales, dijo el vocero.
Las dos partes han acordado continuar las negociaciones a través de videoconferencias u otros medios, agregó.
El equipo de perforación del pozo LLL-1861(h) de YPF, ubicado en el yacimiento de Loma Campana, ha alcanzado un nuevo récord al perforar una rama lateral de 4948 metros, la más larga registrada en el proyecto No Convencional en Vaca Muerta.
Este hito no solo resalta la destreza del equipo, sino también la eficiencia y la integración de tecnologías avanzadas, como el sistema de monitoreo “Real Time”. Esta tecnología permitió realizar ajustes en tiempo real al diseño original del pozo, optimizando el proceso de perforación. Con una longitud total del pozo que alcanzó los 8264 metros, YPF demuestra su capacidad para realizar perforaciones más largas y complejas en tiempos más cortos y con menores costos.
La operación, que se completó en un tiempo récord de 27 días, forma parte de los esfuerzos continuos de la compañía para incrementar la producción en la Cuenca Neuquina, un objetivo clave para aumentar la oferta de petróleo en el mercado interno y fortalecer las reservas del país. Con este logro, YPF reafirma su liderazgo en la explotación de recursos no convencionales, evidenciando mejoras sustanciales en los costos operativos y los tiempos no productivos, factores críticos en el negocio del shale oil.
Este avance, parte de la campaña de perforación más importante de la historia reciente de YPF, subraya el compromiso de la empresa en el desarrollo de nuevas tecnologías para optimizar las operaciones en Vaca Muerta, un campo clave para la industria energética argentina.
La compañía prevé realizar este año una de las campañas más importantes de pozos de su historia en la ventana de petróleo, con la intención de aumentar la producción de la Cuenca Neuquina.
El Gobierno nacional imputó a 95 empresas por cobrar tasas municipales dentro de las facturas de servicios públicos, modalidad que se prohibió a partir de la resolución 267/2024 del Ministerio de Economía y que podría implicar multas de hasta $2.130 millones.
La Secretaría de Industria y Comercio abrió 244 expedientes, uno por cada localidad donde las empresas incumplieron la norma e incluyeron en las facturas tasas o cargos ajenos al contrato entre el proveedor y el consumidor.
Las actuaciones corresponden a facturas con vencimiento posterior al 11 de octubre, aunque el Gobierno anunció que continuará con la instrucción de sumarios para los próximos vencimientos de noviembre y diciembre. Hasta el momento se recibieron 2.705 denuncias en el correo electrónico habilitado para reclamos.
Las empresas imputadas operan en la Ciudad de Buenos Aires y en las provincias de Buenos Aires, Misiones, San Juan, Entre Ríos, Santa Fe, Córdoba, Santa Cruz, Chubut, Chaco, Jujuy, Neuquén, Río Negro, Mendoza, Corrientes, Tierra del Fuego, Salta, San Luis, Santiago del Estero y Tucumán.
En el listado figuran las distribuidoras de electricidad Edenor, Edesur, Edelap, EPE (Santa Fe), EPEC (Córdoba) y EDEMSA (Mendoza); Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi Gas del Sur, Metrogas, Ecogas y Litoral Gas; y Aguas Cordobesas, Aguas Santafesinas y Aguas del Norte, entre otras.
Las empresas tendrán cinco días hábiles para hacer su descargo a partir del momento en que reciban la notificación. Cumplido ese plazo, la Secretaría de Industria y Comercio las sancionará de acuerdo a lo previsto por la Ley 24.240 de Defensa del Consumidor, que contempla multas de hasta $2.130 millones.
El Gobierno Nacional oficializó este lunes el cambio de nombre del gasoducto “Néstor Kirchner”. A partir de ahora, su nuevo nombre será gasoducto “Perito Francisco Pascasio Moreno”.
La medida se oficializó en el Boletín Oficial Nacional, a través de la resolución 326. La misma fue firmada por la secretaria de Energía, María Carmen Tettamanti.
“La denominación y/o identificación de obras de infraestructura pública, monumentos históricos, edificios y afines en ningún caso debería responder a intereses políticos, atento a que se desvirtuaría la finalidad y el significado cultural de estos, confundiendo lo público con lo partidario y le harían perder la neutralidad propia de estos bienes, excluyendo a aquellos que no comparten una misma mirada política y conspirando contra el objetivo de constituir la unión nacional, señalada en el Preámbulo de la Constitución Nacional”, señalaron en los considerandos de la norma.
Agregaron que “es imperioso en la actual situación de recomposición de valores básicos y fundacionales transmitir a las generaciones presentes y futuras el espíritu y la acción de los próceres de la Patria y lo que hoy guía en la acción pública: la libertad, la educación y el respeto por las instituciones”.
El “Gasoducto Presidente Néstor Kirchner” cambia su nombre: a partir de ahora se llamará “Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno”.
“Corresponde relacionar de otra manera al gasoducto que transporta gas natural con punto de partida desde las proximidades de Tratayén en la Provincia del Neuquén, atravesando las Provincias de Río Negro y La Pampa, pasando por Salliqueló en la Provincia de Buenos Aires, hasta las proximidades de la Ciudad de San Jerónimo, en la Provincia de Santa Fe, de modo tal que su asociación refleje los valores fundamentales de la República Argentina”.
Y marcaron sobre el nuevo nombre, al asegurar que el trabajo del Perito Francisco Pascasio Moreno “contribuyó al desarrollo y consolidación de la soberanía argentina, a la integración de todo el territorio nacional, así como a la creación y fortalecimiento de instituciones trascendentes para la Nación”.
El cambio de nombre ya lo había anunciado el vocero presidencial, Manuel Adorni este fin de semana. “El ‘Gasoducto Presidente Néstor Kirchner’ cambia su nombre: a partir de ahora se llamará ‘Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno’. Fin.”, escribió el funcionario en su cuenta de la red social X
El presidente Javier Milei se reunió esteeste jueves en la Casa Rosada con los directivos de la empresa petrolera Shell en el marco de su campaña por promover la llegada de grandes inversiones al país, sobre todo en materia energética.
Acompañaron al mandatario durante el encuentro el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, y el ministro de Economía, Luis Caputo. Del otro lado, participaron en nombre de la compañía el presidente de Shell Argentina, Chile y Uruguay, Germán Burmeister; la directora de Integrated Gas & Upstream, Zoe Yujnovich; el vicepresidente de Aguas Profundas, Richard Howe, y la Gerente de Relaciones Corporativas y Gobierno de Shell Argentina, Chile y Uruguay, Verónica Staniscia.
Se trata del segundo encuentro de Milei con importantes figuras del sector en tres meses, tras su visita a Vaca Muerta en el pasado agosto. En ese entonces, el mandatario se reunió por más de una hora con los CEOs y dueños de las petroleras más importantes del país con presencia en el yacimiento: YPF, PAE, CGC, Chevron Argentina, Exxon, Pampa Energía, Pluspetrol, Shell, Tecpetrol, Total y Vista.
El buen trato con el sector energético es fundamental para el Gobierno, ya que junto con el agro y la minería, se posiciona como uno de los actores con mayor peso a la hora de facilitar el ingreso de divisas al país debido a su capacidad exportadora.
TotalEnergies, una de las mayores empresas energéticas de Europa, y Sinopec, la estatal petrolera china, han firmado un contrato de suministro de gas natural licuado (GNL) de 5 millones de toneladas anuales por un periodo de 15 años, con inicio en 2028. Este acuerdo, establecido en el marco de la Exposición Internacional de Importaciones de China (CIIE), es un hito clave para ambas empresas en sus estrategias de expansión en Asia y de descarbonización.
El objetivo de este suministro es fortalecer la disponibilidad de GNL en China, el principal mercado mundial de importación de este combustible, que en 2023 alcanzó 71 millones de toneladas de importación y que, de acuerdo con proyecciones, podría llegar a 163 millones hacia 2040.
La entrega de GNL por parte de TotalEnergies —que ya suministra unos 5 millones de toneladas anuales a China— representa un pilar importante en su crecimiento en el mercado asiático y responde a la creciente demanda de este recurso, impulsada por la transición energética de China. Como principal sustituto del carbón en la generación eléctrica, el gas natural es una pieza clave para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en el país asiático. Stéphane Michel, presidente de Gas, Renovables y Energía en TotalEnergies, subrayó que el acuerdo con Sinopec reafirma la competitividad de la empresa en el mercado de GNL y contribuye a su posición de liderazgo en Asia.
Este contrato se suma a la reciente renovación del convenio de TotalEnergies con la estatal china CNOOC, ampliado hasta 2034, lo cual muestra el compromiso de ambas partes por asegurar un suministro estable a largo plazo. Sin embargo, el crecimiento de los contratos de GNL podría llevar a un excedente de este recurso en China a medida que las compras superen el consumo proyectado, lo que impulsaría a empresas como Sinopec y CNOOC a incursionar en la comercialización de GNL hacia otros mercados emergentes, consolidándose así como jugadores clave en el comercio mundial de gas natural.
Un acuerdo muy oportuno
En 2023, Estados Unidos exportó aproximadamente 14 millones de toneladas de gas natural licuado (GNL) a China, representando un crecimiento de su mercado de exportación a medida que las empresas chinas demandan más energía para abastecer a una economía en expansión. China se ha convertido en el segundo mayor importador de GNL de EE. UU., superada solo por países como Japón y Corea del Sur, y el intercambio entre ambos países sigue siendo robusto, a pesar de los desafíos diplomáticos y comerciales intermitentes.
Este contexto resalta la relevancia del acuerdo de 15 años firmado entre Sinopec y TotalEnergies, que brinda a China una opción más estable y diversificada para su abastecimiento de GNL. La relación energética entre EE. UU. y China es vulnerable a posibles aranceles y restricciones, especialmente con el triunfo de Donald Trump, en las elecciones presidenciales en 2024.
Durante su anterior mandato, Trump implementó aranceles a productos chinos, lo cual afectó temporalmente las exportaciones de gas hacia el país asiático. Una nueva administración que reactive este tipo de medidas podría elevar los costos del GNL estadounidense, incentivando a China a depender más de socios europeos o de países como Rusia.
Por lo tanto, el acuerdo con TotalEnergies, que garantiza un suministro de GNL de Europa, podría ser estratégico no solo para diversificar proveedores, sino también para evitar fluctuaciones en precios causadas por tensiones geopolíticas.
La compañía energética Pampa Energía anunció un ambicioso plan de inversiones para los próximos años, con foco en el desarrollo de sus operaciones en Vaca Muerta.
Pampa Energía busca así consolidarse como uno de los principales productores de shale oil en Argentina, con una inversión de US$ 1.500 millones destinada a multiplicar por diez su producción en Rincón de Aranda.
La empresa energética presentó resultados positivos para el tercer trimestre, destacando un fuerte crecimiento en la producción de gas y un plan de inversión de US$ 1.500 millones para el desarrollo de Vaca Muerta. Estos resultados confirman el sólido desempeño de Pampa Energía y su compromiso con el crecimiento sostenible.
Con esta inversión, Pampa Energía busca alcanzar una producción de 50.000 barriles de petróleo por día en 2027, consolidándose como uno de los principales actores del sector en Argentina.
Se concretó una nueva reunión de la Mesa de Trabajo conformada por el gobernador, Sergio Ziliotto, para analizar la situación del área denominada “El Medanito”. El objetivo del grupo de trabajo es diseñar una propuesta de pliego que contenga las condiciones de borde, comerciales, fiscales, planes de inversión y trabajo a los fines de solicitar autorización a la Legislatura provincial para avanzar con la mejor alternativa de desarrollo del área hidrocarburífera.
Este cuarto encuentro se llevó adelante en la localidad de 25 de Mayo y consistió en una recorrida por las instalaciones del área “El Medanito”, para conocer la zona de baterías, la planta de generación de energía, la de tratamiento de gas y la de tratamiento de crudo y unidad de medición. La jornada culminó con una charla de los directivos de la empresa Petroquímica Comodoro Rivadavia que tienen a cargo la operación del área.
Integración de la Mesa de Trabajo
La mesa se conforma con 13 integrantes representantes del Poder Ejecutivo, el Poder Legislativo, autoridades de localidad de 25 de Mayo y de la empresa Pampetrol.
Esta acción ratifica la decisión del Ejecutivo Provincial, de que los recursos que la Provincia obtenga de la producción de hidrocarburos se destinarán a avanzar en la transición de las energías tradicionales a las renovables.
Estuvieron presentes en esta oportunidad el secretario de Energía y Minería, Matías Toso; la presidenta de Pampetrol, María de Los Ángeles Roveda; el subsecretario de Hidrocarburos y Miniería, Gonzalo Sondon junto al director de Minería e inspecciones, Cristián Buss; el intendente de la localidad de 25 de Mayo, Leonel Monsalve Ferrer; el diputado provincial por el PRO-MID, Enrique Juan; representantes del equipo de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático, y asesores legislativos.
La Mesa de Trabajo se creó por Decreto 1.286 para analizar la situación del área “El Medanito”, cuyo contrato de concesión finaliza en el mes de junio de 2026 y es uno de los contratos más importantes de la Provincia.
Desde el Poder Ejecutivo se trabaja con todos los actores involucrados para diseñar una propuesta y plasmarla en un proyecto de ley a ser remitido al Poder Legislativo Provincial.
Licitación o prórroga
El Gobierno provincial considera como primera alternativa la de convocar a una licitación pública a través de la cual se determiné quien continuará con la explotación del yacimiento, pero en el marco de la mesa de trabajo también se analiza el pedido de prórroga del actual concesionario, la empresa Petroquímica Comodoro Rivadavia.
“La prórroga de la concesión también fue solicitada por la empresa y analizada por el intendente de 25 de Mayo, Leonel Monsalve, en virtud de las inquietudes de distintos sectores de la localidad oesteña vinculados a la actividad petrolera”.
Si bien la Mesa de Trabajo avanza en el análisis de las distintas variables será la Cámara de Diputados la que definirá como prosigue la actividad en el yacimiento Medanito, el tema se definirá a través de un proyecto de Ley que deberá sancionar la legislatura pampeana.
Ante los dos escenarios posibles (prórroga o licitación), la misión fundamental de la Mesa de Trabajo es analizar el modelo de producción del área y cómo van a influir las regalías y demás condiciones contractuales.
La producción de petróleo shale promedió 126 mil barriles día, durante el tercer trimestre del año, y representa un crecimiento del 36% interanual y del 11% respecto al segundo trimestre de 2024. La cifra equivale al 49% de la generación total de YPF.
Por su parte, las exportaciones de petróleo Medanito aumentaron en el trimestre un 111% respecto al mismo período de 2023 y un 37% en relación con los tres meses anteriores. Además, las exportaciones promediaron los 39 mil barriles día, un 15% de la producción total de petróleo.
Durante este período, YPF invirtió u$s1.353 millones y más del 70% de ese total fueron al segmento Upstream, principalmente en actividades shale para perforación y workover, en línea con la estrategia 4×4.
Por otra parte, en materia financiera, el EBITDA ajustado fue de u$s1.366 millones , crecimiento secuencial impulsado, principalmente por mayores ventas estacionales de gas, suba en la producción de hidrocarburos shale y mejor precio local de combustibles, compensados parcialmente por mayores costos en términos reales y menor producción convencional.
En términos interanuales, el notable crecimiento del EBITDA del 47% se explica principalmente por la recuperación en el precio local de combustibles, y el crecimiento en la producción shale y los niveles de procesamiento de las refinerías, parcialmente compensados por mayores costos en moneda local y menor producción convencional.
La situación de los principales proyectos de YPF
La empresa petrolera informó que en el Proyecto Andes se firmaron nueve acuerdos de compraventa por 25 áreas. Recientemente, se sumaron otras siete, ubicadas en Tierra del Fuego. Además, se obtuvo la aprobación provincial por uno de los clusters en Chubut.
Por otra parte, se lleva adelante el proyecto de construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur. Allí se alcanzó un grado de avance del 50% en la construcción del primer tramo entre Vaca Muerta– Allen, que tiene 130 kilómetros. La inversión total es cercana a los u$s200 millones.
El segundo segmento está compuesto por un oleoducto dedicado a exportaciones entre las localidades rionegrinas de Allen y Punta Colorada, que están separadas por 440 kilómetros. La inversión es de alrededor de u$s2.500 millones de dólares. YPF informó que la compañía se encuentra a pocos meses de iniciar su construcción.
El Ente Regulador Provincial Eléctrico de Mendoza (EPRE) impuso una multa de $2.085 millones a Edemsa debido a las constantes interrupciones en el servicio eléctrico durante el primer semestre del año.
Esta sanción, una de las más altas en la historia de la provincia, busca resarcir a los usuarios afectados y garantizar una mejor calidad del servicio en el futuro.
Los usuarios de Edemsa recibirán una compensación económica por los numerosos cortes de luz sufridos durante los primeros meses del año. El EPRE ha impuesto una multa millonaria a la empresa distribuidora, cuyos fondos serán destinados a bonificar a los clientes afectados.
Esta medida busca garantizar que los usuarios sean resarcidos por las molestias y perjuicios causados por las interrupciones en el servicio.
Los fondos recaudados a través de la mencionada multa serán destinados a compensar a los usuarios afectados y a fortalecer el fondo compensador eléctrico.
Francia busca reducir en un 50% las emisiones de gases de efecto invernadero para 2030. Para llegar a este objetivo, se apostará a la presencia de los coches eléctricos y la energía nuclear para vectores, además de un importante plan de renovación de edificios, según explicaron desde el Ejecutivo.
El Ministerio de Francia de Transición Ecológica indicó también que busca alcanzar la neutralidad de carbono para 2050. Esto fue mencionado durante la presentación de su trayectoria plurianual de la energía y su respectiva estrategia de descarbonización.
Las autoridades acercaron esta hoja de ruta después de un año de demora, producto de las citas electorales y dificultades para formar Gobierno. La trayectoria presentada marca una aceleración en la reducción de emisiones contaminantes.
En concreto, si entre 2017 y 2022 el ritmo fue del 2 % anual, Francia se compromete a asumir la ambición europea para pasar a un ritmo del 5% hasta 2030. En otros números, se busca el paso de las 373 millones de toneladas equivalentes de dióxido de carbono (CO2) el año pasado a 270 millones dentro de seis años.
Agnès Pannier-Runacher, la ministra de Transición Ecológica, admitió una ralentización en el ritmo de reducción de las emisiones, en parte producto de las condiciones climáticas adversas. De todos modos, lo tomó de ejemplo para “la necesidad de acelerar” en el proceso.
Francia busca reducir las emisiones
El plan francés prevé disminuir en un 31 % hasta 2030 las emisiones ligadas a los transportes, responsables de dos tercios del total, para lo que la gran apuesta es el coche eléctrico. En ese horizonte, dos tercios de las ventas de automóviles tendrían que ser eléctricos, y pasar de las 140.000 estaciones de recarga actuales a 400.000.
Además, el Gobierno aspira a incrementar un 25 % los transportes públicos y duplicar el transporte de mercancías por tren y los kilómetros de carriles bici, para llegar a los 100.000, además de generalizar el teletrabajo e incrementar progresivamente la tasación de las emisiones de carbono en el transporte aéreo.
En los próximos seis años, Francia se pretende acabar con el 75 % de las calderas de gasóleo, lo que supone 300.000 hogares al año. También se quieren suprimir entre el 20 y el 25 % de las de gas, e instalar un millón de bombas de calor y aumentar las ayudas a la renovación energética.
La industria debe bajar en un 42 % sus emisiones y decantarse por la electricidad, la biomasa y el hidrógeno, además del almacenamiento de CO2.
Sobre la producción energética, el plan pretende limitar la dependencia de fuentes fósiles, lo que significa recortar en un 28,6 % el consumo, apostar por las renovables, esencialmente la eólica, y un relanzamiento de la nuclear. Este último punto se sustancia en la construcción de seis reactores de nueva generación EPR 2 y el estudio de otros ocho, para alcanzar una producción de hasta 400 terawatios hora anuales.
El Ministerio de Economía estudia eliminar la segmentación para los consumidores de energía eléctrica y gas y solo haya usuarios con o sin subsidio.
“Lo que se está evaluando es prorrogar por otros seis meses el esquema de transición actual, en el cual se van a ir bajando los topes de subsidio hasta que queden solo los dos tipos de usuarios”, dijeron fuentes oficiales de la Secretaría de Energía al diario La Nación.
Hasta ahora, rige la segmentación en tres niveles, que toma en cuenta los ingresos familiares, que diseñó el exministro de Economía Martín Guzmán y que se implementó con la llegada de Sergio Massa.
Si bien el Ministerio de Economía había publicado el decreto 465/2024, en el cual se establecía el esquema de tarifas segmentadas hasta el 30 de noviembre, con posibilidad de extenderlo por seis meses más, en el Gobierno admiten que este esquema de subsidios no se va a implementar.
Actualmente, en gas, los usuarios de ingresos bajos (N2) tienen una bonificación de 64% del valor de referencia sobre un bloque de consumo y los de ingresos medios (N3), el 55%, respectivamente. Luego pagan el precio pleno de referencia sobre el excedente de ese bloque de consumo.
La idea del Gobierno es ir bajando los topes de bonificación en los próximos seis meses, para que cada vez los hogares paguen una mayor parte del valor de referencia.
Igualmente, el precio de referencia sigue subsidiado también: actualmente equivale a US$3,085 el millón de BTU (medida inglesa que se utiliza en el sector), cuando el costo promedio del gas en la Argentina este 2024 fue US$4,77 el millón de BTU.
Por lo tanto, las industrias, comercios y los hogares de altos ingresos (N1) también reciben transferencias y pagan el 64% del costo del gas. Con las bonificaciones sobre un valor de referencia ya subsidiado, los N2 cubren el 23% del costo del gas y los N3, el 29%. El resto lo financia el Ministerio de Economía con subsidios.
En electricidad, los usuarios N2 y N3 tienen un consumo bonificado hasta un bloque máximo, que es de 350 kwh por mes para los hogares de ingresos bajos y de 250 kwh para los de ingresos medios. Hasta ese tope de consumo, los usuarios N2 tienen una bonificación de 72% y los N3, el 56%.
Al igual que en gas, como el valor de referencia también está subsidiado (es $63.187 el MWh de un costo sin subsidios de $68.016), las industrias, comercios y hogares de altos ingresos pagan el 93% de lo que cuesta la generación eléctrica; mientras que los usuarios residenciales N2 pagan el 26% hasta 250 kwh de consumo por mes y 93% sobre el excedente, y los N3, el 41% por el consumo bonificado hasta 350 kwh y 93% sobre el excedente.
YPF lanzó laAcademia de Proveedores, un innovador programa de capacitación orientado a desarrollar la competitividad de sus proveedores, fortaleciendo su rol en la cadena de suministro. Con más de 5,000 proveedores y la compra de más de 100,000 productos y servicios, YPF depende en gran medida de su red de proveedores, quienes participan en más del 60% de sus operaciones. La Academia busca así profundizar la relación y optimizar el funcionamiento de toda la cadena de valor.
Este programa se estructura en cuatro pilares clave:
Vinculación: En esta fase, los proveedores tienen acceso directo a presentaciones con equipos de YPF, facilitando un vínculo cercano y efectivo que les permita entender mejor las expectativas de la empresa y adaptarse a sus estándares.
Masterclass: A través de estas clases magistrales, YPF nivela el conocimiento de los proveedores en temas relevantes para el sector energético, como estándares de calidad y seguridad. Esto resulta fundamental para que puedan cumplir con los requisitos operativos exigidos.
Programas específicos: Estas capacitaciones intensivas profundizan en temas técnicos, permitiendo a los proveedores obtener habilidades y conocimientos críticos para enfrentar desafíos específicos de la industria.
Pilar Experto: Para los proveedores estratégicos, YPF ofrece una formación personalizada en áreas estratégicas, con un acompañamiento cercano por parte de expertos de la compañía.
Este enfoque de capacitación busca asegurar que los proveedores actuales y potenciales cumplan con los estándares de calidad y seguridad de YPF, basados en su modelo de Excelencia Operacional y Programa de Integridad.
Además, YPF trabaja en conjunto con varias provincias, como Entre Ríos, para integrar más empresas locales en su red de proveedores, impulsando la creación de empleos y el desarrollo económico en la región..
Este proyecto es parte de la visión de YPF de transformar a Argentina en un exportador de energía, con una meta de ingresos por exportación de 30,000 millones de dólares para el 2030.
Mesa de desarrollo “Redes de Valor”
Durante la reciente AOG Patagonia 2024, las empresas YPF, Tecpetrol y Shell firmaron un acuerdo para establecer la mesa de desarrollo“Redes de Valor”. Este proyecto busca fortalecer la cadena de valor en la industria de hidrocarburos de Vaca Muerta, impulsando la productividad y competitividad de sus proveedores.
Con el respaldo de los gobernadores de Neuquén y Río Negro, la mesa tiene el objetivo de generar sinergias y fomentar el desarrollo industrial local, mediante inversiones y capacitaciones en colaboración con autoridades y cámaras empresariales locales.
Los ejecutivos de las tres empresas resaltaron la importancia de trabajar en conjunto con los proveedores locales como socios estratégicos. Entre los objetivos específicos de la mesa, se encuentran mejorar la calidad y el compromiso en la cadena de valor, optimizar la infraestructura existente y reducir cuellos de botella en el suministro, siempre cumpliendo con altos estándares de seguridad y cuidado ambiental.
El sector minero argentino continúa demostrando su dinamismo y potencial. Según datos de la Dirección Nacional de Promoción y Economía Minera, dados a conocer por la Secretaría de Minería de la Nación, durante el mes de septiembre de 2024, las exportaciones mineras alcanzaron un valor histórico de USD 404 millones, lo que representa un incremento interanual del 33,8%.
Este crecimiento sostenido refleja la fortaleza del sector y su capacidad para generar divisas para el país. De todos modos representa un retroceso con respecto al mes inmediatamente anterior. En agosto de 2024, el sector minero realizó exportaciones por USD 550 millones, representando un crecimiento interanual del 79,9%.
La mayor parte de los envíos al exterior del sector, el 83,3%, corresponde a minerales metalíferos, que representaron USD 337 millones y marcaron un aumento interanual de 38,4% en relación a septiembre de 2023. Continuando la tendencia de meses anteriores, se destaca la participación del oro con USD 250 millones (62% del total exportado), cuyo precio anotó recientemente un nuevo máximo histórico al valorizarse en USD 2.790 por onza. Por este motivo, las exportaciones avanzaron 47,9% interanual.
Así, en lo que va del año, los minerales metalíferos sumaron exportaciones por USD 2.613 millones. “Esto implica un incremento interanual del 18,6%, donde el oro aportó USD 2.125 millones (67% del total exportado), la plata USD 437 millones (14% del total exportado) y el resto de los minerales metalíferos USD 51 millones (2% del total exportado). Esto le permitió a este rubro representar el 82,7% de las exportaciones mineras”, precisaron desde la cartera de minería.
En el caso del litio, se exportaron USD 52 millones durante septiembre, lo que implicó un crecimiento del 15,9%. Se trata del primer repunte luego de 8 meses consecutivos de bajas, como resultado de un aumento en los volúmenes exportados del 132% ya que el precio continúa lejos del récord de 2022.
De este modo, el llamado “oro blanco” explicó el 13% de las exportaciones mineras totales en el mes. En el acumulado de 2024, las ventas del mineral al exterior se ubicaron en USD 428 millones, disminuyendo un 30,9% interanual.
La consultora global de minería CRU aseguró en un informe: “Durante varios años, se ha anticipado que Argentina se convertiría en uno de los principales actores mundiales del litio, pero los desafíos técnicos, las condiciones del mercado y los problemas económicos internos han resultado en retrasos en los proyectos y expectativas no cumplidas. Ahora parece que el país está al borde de lograrlas”.
La demanda creciente de cobre, impulsada por la transición energética, podría generar un déficit de más de 200.000 toneladas en 2025, según un informe la de consultora financiera de origen Suizo, UBS.
Esta escasez, combinada con una oferta cada vez más ajustada, llevaría los precios del cobre a niveles récord, alcanzando entre 10.500 y 11.000 dólares por tonelada en los próximos dos años.
La creciente demanda de cobre en sectores como la energía renovable, la electromovilidad y la tecnología, sumada a una oferta limitada debido a bajos costos de tratamiento, está impulsando al alza los precios del metal rojo.
Según UBS, esta tendencia podría generar un déficit de cobre en 2025 y mantener los precios elevados en los próximos años.
Este nuevo análisis de UBS advierte sobre un posible déficit de cobre en 2025, impulsado por una demanda creciente y una oferta limitada. La firma suiza estima que los precios del cobre podrían alcanzar niveles récord en los próximos dos años, superando los 10.000 dólares por tonelada.
Este escenario se explica por la creciente demanda en sectores como la energía renovable y la tecnología, así como por la disminución de la oferta debido a bajos costos de tratamiento para las fundiciones.
La ex secretaria de Energía, Flavia Royón, cuestionó el plan de contingencia que presentó el Gobierno para atender el exceso de demanda energética que se producirá en el verano al asegurar que es “pagarles para no usen energía”.
“El plan de contingencia que se plantea para el verano es pagarle a las empresas para que no usen energía y ahora no hay tiempo de hacer un mantenimiento”, afirmó la ex funcionaria.
En declaraciones a Radio Splendid, Royón sostuvo “hay un problema de estructura que se deben solucionar a mediano plazo”, pero al mismo tiempo estimó que “es difícil que veamos cortes muy prolongados”. “En lo inmediato no hay solución. Puede que haya o no cortes. No hay certezas”, recalcó.
Respecto del tema tarifario, Royón sostuvo que es difícil quitar los subsidios por completo “con los niveles de pobreza que tenemos”.
“La política energética no hay que verla por separado del contexto del país. Hay que darle tiempo a nuestro país para que pueda estabilizar las cuentas”, afirmó la ex secretaria de Energía.
Royón recalcó que “la generación de energía se soluciona con planificación, no un mes antes. Más allá de solucionar el problema inmediato, hay que planificar a mediano plazo tener un modelo energético competitivo”.
En medio de la fuerte suba de la inflación en la primera parte del año, los precios de la nafta y el gasoil medidos en dólares son los más altos de los últimos seis años, según un estudio de la consultora Economía y Energía.
La suba de precios provocó una caída en la venta de combustibles, también generada por la recesión. Los combustibles sufrieron un fuerte salto desde diciembre tras la liberalización de precios que habilitó el gobierno de Javier Milei.
Según Economía y Energía, en octubre los precios se ubicaron 20% debajo de los valores que habían alcanzado durante el primer mes del año.
“El precio de los combustibles en surtidor, medido en pesos constantes, se ubicó un 7% por debajo de los valores que se habían alcanzado en promedio entre 2019 y 2023. Sin embargo, medido en dólares, los precios aumentaron: fueron un 25% mayores al promedio registrado entre 2019 y 2023″, indicó esa consultora.
Además, el precio del petróleo en el mercado local se ubica en la actualidad con un valor similar al de paridad de exportación, en línea con la búsqueda del Gobierno y el pedido que tenían desde hace años las petroleras.
Ese alineamiento se debió a que el precio del crudo en el mercado internacional se ubica en mínimos desde 2021, a US$ 70 por barril.
En los primeros nueve meses del año las ventas de combustibles cayeron 6% respecto del mismo período del 2023. La mayor caída se observó en las premium, cuyas ventas cayeron 21%, mientras que la súper tuvo una merma del 2% interanual.
Eso muestra una migración de los consumidores hacia alternativas más baratas. Las ventas de gasoil, en tanto, disminuyeron en promedio un 6% en idéntico período.
INCENDIO EN AÑELO
Un impresionante incendio se registra en la tarde de este sábado en la empresa INDARSA de Añelo, en Vaca Muerta. En el lugar trabaja personal de la Policía de Neuquén y Bomberos.
Los detalles 
: Explosión en gasoducto de Muscar en Punta de Mata.
