La central hidroeléctrica Itaipú Binacional fue premiada con el Récord Mundial Guinness en la categoría de “Mayor” producción acumulada de energía en 40 años, desde el inicio de sus operaciones en 1984, anunció hoy la compañía localizada en Brasil y Paraguay.
Itaipú Binacional, que es la segunda hidroeléctrica del mundo solamente por detrás de la china Tres Gargantas, recibió el reconocimiento mundial al generar 3.038 millones de megavatios-hora (MWh).
La generación acumulada de energía eléctrica reportada para el récord se compara con la posibilidad de abastecer al mundo durante casi un mes y medio.
“Se trata de una marca histórica que ninguna otra usina hidroeléctrica en el mundo consiguió”, difundió Itaipú Binacional, ubicada entre Brasil y Paraguay, en el corazón de la cuenca del río Paraná y la región de las Cataratas del Iguazú.
El anuncio lo hizo en una ceremonia la representante oficial de Guinness, Natalia Ramírez Talero, en la sede de la compañía binacional.
El director general de la parte de Brasil, Enio Verri, destacó en el acto el enorme compromiso de los trabajadores que construyeron esta obra que “genera riqueza, desarrollo y una sociedad más justa”.
En tanto, el director general de la parte de Paraguay, Justo Irún, dijo que el premio llega al cumplir 50 años de que fue creada la entidad binacional Itaipú para la administración de su construcción y a 40 años del inicio de las operaciones.
En 2023, la central hidroeléctrica fue responsable del 10 por ciento de la energía consumida en Brasil y del 88 por ciento en Paraguay, según datos oficiales.
El Departamento de Justicia de los Estados Unidos presentó un escrito en el que le pide a la jueza de la Corte del Distrito Sur de Nueva York, Loretta Preska, rechazar la solicitud de los fondos Burford y Eton Capital de quedarse con activos de YPF para cobrar el fallo en el juicio por la expropiación de la petrolera que obliga a la Argentina a pagar US$ 16.000 millones. La noticia se conoció el mismo día en que Donald Trump fue anunciado como ganador de las elecciones presidenciales.
El Departamento de Justicia norteamericano dijo que la orden de ‘turnover’ de las acciones de YPF que piden los demandantes “viola las normas de inmunidad soberana de Estados Unidos” y le pide a Preska que la rechace”, según informó el abogado Sebastián Soler en X con una imagen de la nota presentada el gobierno de los Estados Unidos a la jueza que lleva el caso YPF.
Caso YPF: Importante: El Justice Department de EEUU presentó recién un escrito en que le dice a la jueza Preska que la orden de “turnover” de las acciones de YPF que piden los demandantes viola las normas de inmunidad soberana de Estados Unidos y le pide a Preska que la rechace. pic.twitter.com/MT4kmg40D3
“Este amicus curiae del Gobierno de los Estados Unidos en el caso de la expropiación de YPF era esperado”, dijo Sebastián Maril, quien sigue el día a día del derrotero judicial de la Argentina ante distintos tribunales internacionales.
Maril dijo que el gobierno norteamericano sostiene que se violan ciertas leyes locales norteamericanas y al mismo tiempo se abre las puertas para que haya algún tipo de reciprocidad y la Argentina en el futuro haga lo mismo con alguna empresa o un activo soberano norteamericano. “Esto no afecta el fallo de los US$ 16.000 millones, esto no afecta al alter ego y esto no afecta la apelación”, explicó el director Regional de Latam Advisors.
Los fondos Burford y Eton Capital, quienes ganaron el juicio por la expropiación de YPF, ocurrida en 2012, en primera instancia, solicitaron que la Argentina entregue un tercio de las acciones de YPF como garantía de pago de la sentencia, mientras que ocurre en forma paralela el proceso de apelación en la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York.
La defensa argentina se negó y los demandantes comenzaron un proceso para detectar activos que puedan ser embargados.
En este contexto, la Procuración del Tesoro se puso en contacto con el gobierno de Joe Biden para ponerlo al tanto del juicio y explicar las posibles implicancias de que un juez federal de Estados Unidos solicite el embargo de activos que están en otra jurisdicción, según dijeron fuentes oficiales.
Las acciones que tiene la Argentina de YPF están registradas en la Caja de Valores de Buenos Aires, no tiene tenencia de activos que cotizan en Nueva York.
En septiembre, el gobierno estadounidense había pedido tiempo para evaluar si presentaría un escrito acerca del pedido de los demandantes de que la Argentina entregue sus acciones de YPF. En concreto, había pedido poder dar su opinión justamente hoy, 6 de noviembre, un día después de las elecciones presidenciales en EE.UU.
Al momento de la estatización, Eton Park era accionista de YPF. La petrolera cotiza en la bolsa de Nueva York desde 1993. Burford Capital, en cambio, compró el derecho a litigar en la Justicia española, cuando las empresas Petersen –que habían fundado la familia Eskenazi en ese país y que eran accionistas de YPF– entraron en quiebra.
Los fondos sostuvieron que el gobierno de Cristina Kirchner no lanzó una OPA sobre el total de las acciones, como dice el estatuto de YPF presentado en Estados Unidos cuando salió a cotizar en Bolsa. Según el artículo 7º del estatuto, cuando un inversor compra más del 15% de las acciones, debe hacer una oferta de adquisición al resto de los accionistas.
En su momento, la Argentina no hizo la OPA y el entonces viceministro de Economía, Axel Kicillof, que era interventor en YPF, dijo en el Congreso, antes de votarse la ley de expropiación: “Créanme que si uno quería comprar acciones para entrar a la compañía y pasaba el 15%, pisaba la trampa del oso y tenía que comprar el ciento por ciento a un valor equivalente a US$ 19.000 millones. ¡Porque los tarados son los que piensan que el Estado tiene que ser estúpido y comprar todo según la ley de la propia YPF, respetando su estatuto! ¿Si no dónde está la seguridad jurídica? Señores, fue una empresa, se reunieron y dijeron: ‘¿Cómo podemos hacer para que nadie nunca intervenga en el control de la compañía?’”.
Tanto los demandantes como la jueza Preska citaron esa frase para justificar los alegatos y el fallo. “La República obligó a los demandantes a otorgarle un préstamo masivo después de expulsar por la fuerza a los miembros del directorio de YPF, el 16 de abril de 2012, lo que provocó que los representantes de Repsol en YPF huyeran del país. El Sr. Kicillof declaró descaradamente que sería ‘estúpido’ cumplir ‘la ley de la propia YPF’ o ‘respetar sus estatutos’”, dijo la magistrada.
La defensa argentina planteó en todo momento que la Constitución está por encima del estatuto de una empresa y que se rigieron por la ley de Expropiación. Durante el juicio, el Estado también detalló que Burford pagó 15,1 millones de euros al fisco de España y un 30% de la indemnización que resulte de la sentencia por el derecho a demandar, luego de que las empresas Petersen Energía y Petersen Inversora quebraran en ese país, donde fueron constituidas.
El gobierno inauguró este lunes las obras del Gasoducto de Integración Federal Tío Pujio-La Carlota, que unen el Gasoducto del Centro con el Gasoducto del Norte, que forman parte de la Reversión del Norte. Según precisaron fuentes oficiales, el ducto ya se encuentra inyectando gas de Vaca Muerta hacia el norte del país.
Esta obra ejecutada por Energía Argentina permite revertir el sentido del flujo de gas, logrando transportar hasta 15 millones de m3 de gas para cubrir la demanda de la región centro y norte y reemplazar el gas que se venía importando desde Bolivia.
De esta manera, Argentina se ahorrará divisas por 1.000 millones de dólares anuales; se potenciará el desarrollo nuevas actividades industriales como la minería de litio; y, en una segunda etapa, se podrá exportar el gas nacional hacia otros países de la región.
“Argentina eligió dónde invertir 700 millones de dólares para que eso revierta en más riqueza. Con el gas seguro, no intermitente, se va generar un bienestar que hasta el momento no teníamos. Vamos a usar nuestro gas, a un tercio del valor que usábamos hasta el momento para importar. Hemos venido para celebrar una obra de esta envergadura, que empezó y terminó en tiempo récord el gobierno de Milei”, señaló el jefe de Gabinete, Guillermo Francos.
Por su parte, el ministro de Economía destacó: “Desde el Ministerio de Economía trabajamos junto a las empresas privadas para destrabar el primer tramo de la obra que estaba sin adjudicar y los otros dos tramos que ni siquiera se habían licitados. Vamos a recuperar el autoabastecimiento energético que fue destruido por la gestión anterior”.
Cuando asumió la gestión el presidente Javier Milei, el primer tramo de la obra estaba sin adjudicar y con sobreprecio, mientras que los otros dos tramos ni siquiera se habían licitado. En febrero de este año, por decisión del Gobierno Nacional, se iniciaron los trabajos y 9 meses después la obra está finalizada y abasteciendo de gas de Vaca Muerta a 7 provincias de la Argentina: Córdoba, Salta, Jujuy, Santiago del Estero, Catamarca, La Rioja y Tucumán.
En esa línea, el gobernador de Córdoba, Martín Llaryora indicó: “Y cuando hablamos de los números, este gasoducto, hablando desde Córdoba, porque hablar desde Córdoba es, por supuesto, bajarle el nivel, porque este gasoducto representa mucho para el argentino. Mucho más que para Córdoba también. Pero para los cordobeses nos va a permitir garantizar primero un precio menor para nuestras industrias, salir de la intermitencia a veces en esas coyunturas que teníamos, y aparte salir para nosotros de algo que todos sabemos que Bolivia ya no va a ser en un par de años tal vez un proveedor fiable, sino que Bolivia viene bajando su capacidad de producción de gas, con lo cual podemos pasar de ser un importador a un exportador no solo con Bolivia, sino con Brasil”.
Damian Mindlin, presidente de SACDE y representante de la UTE con Techint: “Hoy estamos viviendo una inauguración histórica. Le damos fin a un hecho sin sentido. La Argentina importó 20.000 millones de dólares de gas boliviano en los últimos 20 años, cuando podíamos abastecer el norte con el gas de Vaca Muerta, con trabajo argentino, con inversiones en nuestro país y sin dilapidar divisas. El sector energético necesita y requiere más proyectos como este para alcanzar su máximo potencial, que le permita exportar su energía al mundo y contribuir al crecimiento económico del país”.
“Argentina está viendo como el enorme potencial de Vaca Muerta puede llegar no solo a Córdoba, sino a provincias del norte, sustituyendo energía que ya no teníamos porque, lamentablemente, la cuenca del noroeste se fue debilitando. Por esta obra se va a transportar el 10% del gas generado por la Argentina y gracias a este gasoducto tenemos gas y energía eléctrica para muchísimos años”, explicó Daniel González.
De la puesta en marcha de la Reversión también participaron la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti; directivos de Energía Argentina (ENARSA); el diputado nacional por Córdoba Gabriel Bornoroni; el presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin; y el director de Operaciones de Techint, Alejo Calcagno, entre otros.
La obra representó una inversión de 740 millones de dólares, de los cuales 540 millones fueron financiados por un préstamo de la CAF. Entre las principales tareas, la Reversión incluyó la construcción de un gasoducto de 122,8 kilómetros de 36 pulgadas de diámetro entre La Carlota y Tío Pujio para conectar los Gasoductos Centro-Oeste y Norte, y dos ampliaciones (loops) entre Tío Pujio y Ferreira de 64 kilómetros, con cañerías de 30 pulgadas de diámetro.
Los trabajos se completarán con la automatización de cuatro plantas compresoras ya existentes (Lumbrera, Lavalle, Dean Funes y Ferreyra), que se realizarán en el primer semestre de 2025.
El Gobierno de Javier Milei formalizó este lunes los nuevos aumentos que sufren las tarifas de luz y gas desde el 1° de noviembre. La electricidad se incrementará 2,5%, mientras que el gas lo hará en 2,7%, según quedó establecido a través del Boletín Oficial.
En ambos casos, las subas estarían por debajo de la inflación esperada con el fin de no meter presión en los precios. Sin embargo, el precio final dependerá de los niveles de consumo de cada caso y de la categoría del usuario.
“La tarifa a usuario final deberá ser incrementada en un 2,5%, debiéndose entonces reflejar de ese modo las actualizaciones de las tarifas de transporte y distribución de energía eléctrica en su incidencia correspondiente para alcanzar tal resultado”, reflejan las resoluciones 905/2024 y 906/2024, correspondientes a Edenor y Edesur, respectivamente.
Los documentos, firmados por Darío Arrué, expresan también que “el Valor Agregado de Distribución (VAD) correspondiente al segmento distribución y la tarifa de transporte se incrementará en un 6%”.
Todo esto, porque para el Gobierno “resulta razonable y prudente continuar para el mes de noviembre con el sendero de actualización de los precios y tarifas del sector energético”, después de postergarla en los meses de mayo, junio y julio, respectivamente.
“Para el consumo base de los usuarios Residenciales Nivel 2 y Nivel 3, se aplicarán las bonificaciones establecidas por la Secretaría de Energía como Autoridad de Aplicación del Decreto Nº 465 de fecha 27 de mayo de 2024, al valor consignado a los usuarios Residenciales Nivel 1, como así también el límite de consumo de la categoría por sobre el cual se aplicará un precio diferenciado, si correspondiere”, se indicó en los considerandos.
En paralelo, se estableció que a partir de las 0 horas del 1 de noviembre de 2024, el valor de la tarifa media asciende a 109,753 $/kWh y se aprobaron las tarifas de usuarios residenciales que se deberán aplicar a los clubes de barrio y del pueblo que integran un listado confeccionado por el Ministerio de Turismo y Deportes, y entidades de bien público.
Suba en el gas
Por su parte, la Resolución 737/2024 del Ente Regulador del Gas aprobó los cuatros tarifarios a aplicar por Metrogas que comenzarán a regir desde este lunes.
El incremento de 2,7% se compone del precio del gas en sí (denominado PIST), que se incrementa a la par del dólar oficial, y los cargos de transporte y distribución (VAD o valor agregado de distribución), que subirán 3,5%.
“Para el caso de que la entrada en vigencia de la presente Resolución se produzca durante el transcurso de un período de facturación, será de aplicación lo dispuesto en el Punto 14 (k) del Reglamento de Servicio de Distribución, aprobado por Decreto N° 2255/92 (T.O. Resolución ENARGAS N° I-4313/17 y sus modificatorias)”, aclaró el documento.
El Ministerio de Economía, a través de la Secretaría de Coordinación de Energía y Minería, estableció los precios mínimos de adquisición del biodiesel y del bioetanol para su mezcla obligatoria con combustibles fósiles durante noviembre de 2024, mediante las resoluciones 16/2024 y 17/2024.
Según la Resolución 16/2024, el precio del biodiesel se fijó en $1.023.649 por tonelada. Esta normativa, vigente desde su publicación en el Boletín Oficial, establece un plazo de pago de hasta siete días corridos a partir de la fecha de la factura correspondiente.
Por su parte, la Resolución 17/2024 determinó los precios del bioetanol: $683,305 por litro para el bioetanol a base de caña de azúcar y $626,273 por litro para el de maíz. Ambos precios regirán hasta que sean reemplazados por nuevos valores. El pago de estas operaciones deberá realizarse en un máximo de 30 días corridos desde la emisión de la factura.
Estas medidas buscan ajustar los precios a los costos reales de producción y prevenir distorsiones en los precios del combustible, en línea con la Ley N° 27.640.
La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación fue sede de la segunda reunión del Comité de Seguimiento de Implementación del Plan de Contingencia para meses críticos 2024-2026.
Participaron representantes de esa área en conjunto con Jefatura de Gabinete, CAMMESA, ENRE, las asociaciones ATEERA, AGEERA y AGUEERA y las empresas distribuidoras Edesur y Edenor.
El objetivo de la reunión fue revisar los avances en las situaciones críticas identificadas y definir los siguientes pasos para avanzar con la resolución de problemas cruciales antes del inicio del verano.
Uno de los temas abordados fue la identificación de nodos críticos en todo el país y la posibilidad de resolver su criticidad. En ese sentido, se trabajó con las empresas de transporte y distribución y se resolvió incorporar nuevos transformadores que permitan la repotenciación de las estaciones transformadoras, lo que brindará soluciones efectivas a corto y largo plazo.
Por otro lado, se revisaron las obras con un grado de avance con el objetivo de concluir los trabajos pendientes para, de esta forma, otorgar soporte al sistema durante los meses de mayor consumo.
De esta manera, el Gobierno nacional sigue trabajando de manera anticipada y planificada para poder tener una rápida respuesta ante picos de demanda.
La Fundación Encuentro calculó que serán unos 2.500 MW los faltantes para cubrir las demandas de la época de más calor del año en Argentina, más del doble de lo que estimó el Gobierno de Javier Milei.
De cara a un verano en el que se espera, según el Servicio Meteorológico Nacional, que la provincia de Buenos Aires sea la que más “sufra” el calor, ahora un informe de la fundación vinculada a Sergio Massa aseguró que serán unos 2.500 MW los faltantes para cubrir las demandas en el inicio del 2025, pero que los problemas se podrían repetir en 2026 y 2027. Cabe destacar que la administración libertaria estimó que el faltante para este verano será de 1.000 MW.
Alcanzar una oferta de “31.771 MW sería un escenario realizable como está el sistema de transmisión hoy pero que no ocurrirá porque los países vecinos tendrán oferta limitada para exportar por probables sequías y altas temperaturas en sus países, a lo que se suma la indisponibilidad de Atucha I hasta 2027”, indicó el informe.
EL VERANO LLEGA CON AJUSTES. Este verano, Argentina enfrentará un grave déficit energético: faltarán 2,500 MW para cubrir la demanda eléctrica proyectada. #Energía#Verano2025#crisisenergetica
En esta misma línea, planteó que “este verano el Gasoducto Néstor Kirchner operará a la mitad de su capacidad disponible por dos motivos”. Pero los problemas, podrían extenderse a los meses de calor de los próximos años: 2026 y 2027.
Como parámetro de análisis, el faltante de 2.500 MW para cubrir el pico equivale al consumo promedio de 3.125.000 hogares de cualquier parte del país en la franja horario de alto consumo en verano de 14 horas a 24 horas durante olas de calor. Aunque también podría ser el equivalente al 100% del consumo total de potencia declarada por los Grandes Usuarios de Energía Eléctrica (todo tipo de industrias, shoppings, aeropuertos, mineras, etcétera), que compran directo a CAMMESA.
Por un lado, el informe señaló que “cuando se realizó la masiva instalación de parques eólicos y solares entre 2016 y 2019 mediante la monetización de contratos muy rentables no se previeron y realizaron las obras de transmisión (líneas eléctricas y estaciones transformadoras) lo que impide actualmente evacuar sin restricciones toda la potencia disponible del sistema a la vez, con lo cual como la energía eólica y solar no se puede almacenar entonces hay que despacharla y se restringe el despacho de la potencia térmica y el resto disponible.
En segundo punto indicaron que “el Gobierno actual de Milei anuló la adjudicación de 3.000 MW térmicos a gas natural del Programa TERCONF adjudicados en noviembre 2023 de los cuales una parte hubiese ingresado durante este verano y el resto antes de junio de 2025. Esta potencia se iba a instalar directamente en los puntos críticos del sistema a los que por las restricciones comentadas del sistema de transmisión no se puede llegar actualmente con más energía”.
En ese sentido, Encuentro afirmó que “al momento de la asunción de Milei los 3.000 MW estaban adjudicados listos para firmar contratos y se preveía una parte ingresar en los próximos meses y el resto antes de junio de 2025. La gestión de Milei anuló la licitación” y eso termina influyendo de manera directa en la cantidad de energía disponible para el verano.
“Esta decisión no solo afecta este próximo verano porque una buena parte de los 2.500 MW que faltarán para cubrir el pico podrían haber sido abastecidos sino que al día de hoy no hay licitación de nueva potencia térmica ni de obras de transmisión (líneas y estaciones transformadoras), por lo que se verán afectados también los veranos 2026 y 2027”, agregó la organización
La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático provincial convocó a la audiencia pública en la que se analizará el Estudio de Impacto Ambiental del proyecto FLNG en el Golfo San Matías. La audiencia será el miércoles 4 de diciembre en San Antonio Este y brindará a la población la oportunidad de expresarse sobre los alcances y posibles impactos de la instalación de una unidad flotante de licuefacción de gas natural.
Según la resolución de la convocatoria publicada hoy en el Boletín Oficial, la audiencia se llevará a cabo a partir de las 9 en el Gimnasio Municipal de San Antonio Este, ubicado en la intersección de las calles Primeros Pobladores y Luis Piedrabuena.
Se trata de una instancia de participación ciudadana donde todas las personas, organizaciones y entidades interesadas podrán expresar sus opiniones y realizar aportes al proyecto. Si bien las opiniones que se registren son de carácter consultivo y no vinculante, serán consideradas en la fundamentación de la resolución final.
Cualquier persona interesada puede acceder al expediente y revisar el Estudio de Impacto Ambiental presentado por la empresa Southern Energy S.A., titular del proyecto FLNG en Río Negro. Se puede hacer vía digital a través del sitio web de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático, o en formato físico en la delegación Alto Valle en Cipolletti.
Quienes deseen intervenir en la audiencia pública deberán inscribirse previamente en el formulario en línea disponible en https://forms.gle/tHiii3xCHWxTm9Wv9 hasta 72 horas antes de la realización de la audiencia. Cada intervención tendrá un tiempo máximo de cinco minutos.
La secretaria de Ambiente y Cambio Climático, Judith Jiménez, quien presidirá la audiencia, destacó la importancia de la convocatoria: “Esta es una oportunidad única para que la ciudadanía participe activamente en el proceso de toma de decisiones sobre un proyecto de esta magnitud. Queremos escuchar las voces de todos los actores, tanto del sector público como privado, así como de la comunidad rionegrina en general, para garantizar un proceso transparente e inclusivo”.
Sobre el proyecto
El proyecto consiste en la instalación de una unidad flotante de licuefacción de gas natural en aguas del Golfo San Matías, a una distancia de 4 a 6 kms de la costa, con una capacidad de producción de 2,4 millones de toneladas anuales (MTPA) de gas natural licuado (GNL). En tierra, el proyecto incluirá una cabecera de gasoducto y un sistema de transporte terrestre y submarino que permitirá el traslado del gas natural hacia el sistema de licuefacción. La unidad de licuefacción, instalada en el lecho submarino a una profundidad de -35 mLAT, será responsable de producir el GNL que luego será cargado en buques metaneros para su exportación.
La actividad se desarrollará a unos 50 km al sur de San Antonio Oeste y promete convertirse en un eje de desarrollo energético para Río Negro, al permitir la expansión de la industria del gas y petróleo en la región. Según el informe preliminar de evaluación, el proyecto es técnicamente factible y se enmarca fuera de cualquier Área Natural Protegida. Entre otros beneficios, se espera que impulse la economía local a través de la creación de empleos directos e indirectos, nuevas infraestructuras y la llegada de proyectos industriales asociados.
Luciano Fucello, director de la fundación Contactos Energéticos y country manager de NCS Multistage en Argentina, destaca la importancia del número de etapas de fractura como un indicador clave para medir el desarrollo productivo en Vaca Muerta. En un contexto de crecimiento proyectado para 2025, este parámetro se convierte en un barómetro esencial para la industria, reflejando tanto la actividad económica como las tendencias a largo plazo del sector energético argentino.
Las etapas de fractura como termómetro de Vaca Muerta
A medida que Vaca Muerta continúa consolidándose como una de las reservas no convencionales de petróleo y gas más significativas de Argentina y el mundo, las etapas de fractura se han convertido en un barómetro preciso para medir la actividad económica y técnica en los yacimientos.
Luciano Fucello, director de la fundación Contactos Energéticos, destacó recientemente que estos números son clave para interpretar las tendencias productivas y de mercado en el corto y mediano plazo. El conteo de etapas de fractura es una métrica cuantificable y objetiva que refleja no solo el movimiento de recursos y la dinámica logística, sino también la proyección de crecimiento a nivel sectorial.
“Los estudios han demostrado que existe una correlación directa entre el número de etapas de fractura y la futura producción de hidrocarburos”, explica Fucello. Esto se debe a que cada etapa representa un conjunto de operaciones que preparan al pozo para extraer hidrocarburos, lo que lo convierte en un indicativo fiable para prever la producción inmediata, tanto a nivel general como para cada empresa.
¿Qué es una etapa de fractura?
Una etapa de fractura es el proceso mediante el cual se inyectan grandes cantidades de arena y agua en un pozo para fracturar las formaciones rocosas y liberar así el petróleo y gas atrapados. Este procedimiento es altamente intensivo en recursos y equipos. Cada etapa de fractura en Vaca Muerta requiere, en promedio, aproximadamente 250 toneladas de arena y 1,500 m³ de agua, los cuales son inyectados a una presión de más de 10,000 PSI en la boca del pozo.
Este nivel de presión y los materiales necesarios conllevan un despliegue logístico de envergadura. Además del transporte de arena y agua, las operaciones requieren de equipos específicos y de personal capacitado para realizar la fracturación. De esta forma, cada etapa de fractura refleja no solo la actividad económica del sector, sino también la complejidad técnica y la logística implicadas en las operaciones en Vaca Muerta.
Proyecciones para 2024 y 2025
Las proyecciones de etapas de fractura en Vaca Muerta anticipan un crecimiento significativo. Según datos de la fundación Contactos Energéticos, en 2024 se prevé que el número de etapas de fractura alcance las 17,524, lo que implicaría un incremento del 19% en comparación con el año anterior.
Pero el mayor salto proyectado está previsto para 2025, cuando se espera un aumento del 37% en las etapas de fractura, llegando a un total de 24,008 etapas. Esta expansión se vincula directamente con la demanda de hidrocarburos a nivel nacional y regional, así como con el posicionamiento de Argentina en el mercado global de energía.
Infraestructura de fractura: el rol de las empresas de servicios
La capacidad instalada para realizar fracturación hidráulica en Vaca Muerta en 2025 estará distribuida entre diversas empresas de servicios. Halliburton lidera la lista con 4 sets de fractura, seguida por SLB (anteriormente Schlumberger) con 3 sets, mientras que Calfrac y Tenaris operan con 2 sets cada una, y Weatherford completa el grupo con 1 set.
Estos 12 sets de fractura reflejan la infraestructura técnica necesaria para sostener el crecimiento proyectado del 37% en las etapas de fractura para el próximo año. Cada set de fractura representa una instalación completa y autónoma capaz de realizar operaciones de fractura en un pozo, que incluye tanto los equipos como el personal especializado. Esta infraestructura permite a las empresas adaptarse a la demanda creciente y distribuir de forma óptima sus operaciones en Vaca Muerta.
Vaca Muerta: un pilar energético estratégico
El crecimiento proyectado de las etapas de fractura subraya la magnitud de la expansión en Vaca Muerta, consolidando a esta cuenca como un pilar clave para la industria energética de Argentina. Con estas cifras y proyecciones, Vaca Muerta no solo se posiciona como un centro productivo fundamental para la autosuficiencia energética del país, sino también como un actor estratégico en el ámbito internacional.
“Argentina debe entender que Vaca Muerta es uno de los activos energéticos más valiosos que tiene hoy en día”, indicó Fucello. “Estas proyecciones nos permiten dimensionar el impacto económico y la relevancia estratégica de estos recursos”. La expectativa es que este crecimiento en las etapas de fractura se traduzca en una mayor capacidad de producción de petróleo y gas, lo que a su vez permitirá una mayor participación de Argentina en el mercado global de energía y contribuirá a la estabilidad económica nacional.
Un futuro de crecimiento sostenido
Las cifras y el contexto logístico, sumado a la inversión en infraestructura de fracturación, colocan a Vaca Muerta en el foco del desarrollo hidrocarburífero del país y de la región. Con una inversión sostenida y un compromiso de las empresas de servicios para mantener la infraestructura necesaria, se prevé que Vaca Muerta siga siendo una fuente crucial de ingresos y estabilidad económica para Argentina, además de un actor clave en la geopolítica energética.
El seguimiento del número de etapas de fractura se convierte, por tanto, en una herramienta indispensable para proyectar la productividad y crecimiento de esta industria. La combinación de recursos, tecnología e inversión en infraestructura refleja una visión a largo plazo para Vaca Muerta, en la cual Argentina encuentra no solo un motor económico, sino también un instrumento para asegurar su posición en el ámbito energético mundial.
(Artículo realizado por el Servicio de Noticias de Canal 7 Neuquén).
Un importante acuerdo de obras fue anunciado en Añelo con la presencia de figuras destacadas como el gobernador Rolando Figueroa y el presidente de YPF, Horacio Marín.
En un acto que congregó a funcionarios, empresarios y vecinos, se oficializó el inicio de un proyecto que contempla la construcción de 90 kilómetros de asfalto en una de las rutas más transitadas de la región, vital para la conectividad del norte neuquino y la industria de Vaca Muerta. Este acuerdo no solo representa un avance en infraestructura, sino también en sustentabilidad económica y mejora de la calidad de vida para los habitantes.
El acuerdo incluye la participación de distintos referentes regionales, entre ellos Nicolás Albarracín, intendente de Chos Malal; Pedro Cuyul, intendente de Buta Ranquil; y Luis Sepúlveda, intendente de Huinganco. Además, estuvieron presentes delegados de Vaca Muerta como Milton Morales y Tito Landete, así como el comerciante Víctor Landete y el presidente de Infraestructura de YPF, Víctor Gallino.
TODO AÑELO CONTARÁ CON GAS NATURAL POR RED EN 2025
La primera etapa del gasoducto que construye @YPFoficial estará finalizada en marzo y la segunda a mediados del año próximo.
Es un acto de justicia para los vecinos de Añelo. Ya llegamos a 500 familias y en una segunda etapa… pic.twitter.com/24liT4wE3f
El gobernador Figueroa destacó la importancia de este proyecto, no solo en términos de infraestructura vial, sino como un paso hacia la autodeterminación económica de la provincia. “Es una obra que permitirá reducir los tiempos de viaje en una hora y media hacia el norte neuquino, promoviendo el desarrollo social y económico de la región”, afirmó. Este avance forma parte de una visión a largo plazo, en la que se busca acortar una deuda histórica en infraestructura, evaluada en 4 mil millones de dólares.
Plazo de ejecución y detalles de la obra
La ruta, que conecta la Ruta 7 con la Ruta 40, comenzará su construcción en los próximos meses, con un plazo estimado de dos años para su finalización. El proyecto ejecutivo se encuentra en sus últimas etapas y se espera iniciar la obra en el verano. Además de los 90 kilómetros de asfalto financiados por YPF, se proyecta la inversión en otros 20 kilómetros adicionales, buscando nuevas fuentes de financiamiento para completar la traza.
Impacto económico y social
La obra promete traer beneficios significativos, tanto para la industria petrolera de Vaca Muerta como para la comunidad neuquina. La ruta será un eje clave para el transporte de bienes y personas, facilitando el acceso a zonas productivas y reduciendo el aislamiento de comunidades del norte. El gobernador Figueroa subrayó el compromiso de la provincia con un desarrollo que no solo sea económico, sino también social y ambientalmente sustentable.
Declaraciones destacadas
Horacio Marín, presidente de YPF, resaltó que uno de los pilares fundamentales para la empresa es la productividad y eficiencia, y enfatizó que “no hay eficiencia sin infraestructura.” Según Marín, la coincidencia con el Gobierno provincial en este aspecto es clara: se debe desarrollar infraestructura en Neuquén para impulsar la venta y exportación de gas y petróleo, con el objetivo de alcanzar en 2021 los 30.000 millones de dólares en exportaciones. Marín también compartió una experiencia personal, recordando su interés desde joven en conocer la zona debido a un tío que trabajaba allí en la ganadería. “Ver la emoción de todos ustedes me hace sentir que estamos en el camino correcto”, expresó, visiblemente conmovido.
Perspectivas futuras
Este proyecto de infraestructura representa una nueva etapa para Neuquén, que se encamina hacia la construcción de una red vial moderna y eficiente. Con un superávit proyectado de 800 millones de dólares para el próximo año, la provincia se ha planteado reducir su deuda en infraestructura y destinar 800 millones a obras públicas. Este plan de desarrollo busca cerrar la brecha de 100 años en infraestructura, un retraso que la actual administración está comprometida a superar. Se espera que, para el 2026, esta ruta esté totalmente asfaltada, transformando la conectividad y facilitando el acceso a los recursos y servicios en el norte de Neuquén.
El gigante energético francés TotalEnergies experimentó una caída del 23% en sus beneficios netos en los primeros nueve meses de 2024, alcanzando los 13.900 millones de dólares.
La baja, atribuida principalmente a la caída en los precios del sector y a un fuerte descenso en el margen del refinado en Europa, ilustra los desafíos que enfrenta la empresa en el contexto actual de precios a la baja en los mercados internacionales de gas y petróleo. Sin embargo, la compañía ha destacado el incremento de su producción en energías renovables como una de las claves para mitigar el impacto de estas condiciones y adaptarse a un futuro menos dependiente de los hidrocarburos.
Presión en el refinado y precios a la baja en los hidrocarburos
TotalEnergies explicó que el margen de refinado en Europa se redujo un 66% durante el tercer trimestre, un factor que contribuyó a la baja general de sus resultados financieros. Esta caída refleja el impacto de la volatilidad de precios en el mercado energético global y subraya las dificultades que enfrentan las compañías petroleras tradicionales en un entorno de demanda cambiante y mayores exigencias regulatorias en Europa.
A pesar de este contexto, TotalEnergies obtuvo un beneficio de 4.100 millones de dólares en el tercer trimestre del año, lo que representa un descenso interanual del 12%. Según el consejero delegado de la empresa, Patrick Pouyanné, estos resultados “demuestran la resiliencia del modelo integrado multienergías” de la compañía, que apuesta tanto por los hidrocarburos como por la expansión en energías renovables.
Crecimiento acelerado en energías renovables
Mientras la producción de hidrocarburos (crudo y gas) disminuyó un 2%, con una producción diaria de 2,43 millones de barriles equivalentes, el sector de las energías renovables en TotalEnergies experimentó un crecimiento exponencial. La producción de energía limpia aumentó un 45%, alcanzando los 19,6 teravatios hora (TWh) en los primeros nueve meses del año. Este salto en el desarrollo de energía renovable se alinea con los esfuerzos de la compañía para diversificar sus fuentes de energía y avanzar en su compromiso con la transición energética.
Estrategia multienergía y proyecciones futuras
La fuerte apuesta de TotalEnergies por la producción renovable responde a una visión estratégica de largo plazo que busca transformar su modelo de negocio hacia un perfil multienergía menos dependiente de las fluctuaciones en los mercados de hidrocarburos. Al expandir su presencia en el sector renovable, la empresa reduce su exposición al riesgo asociado con la baja en los márgenes de refinado y con los precios de los combustibles fósiles.
TotalEnergies ha invertido significativamente en infraestructuras para la generación de energías limpias en Europa y otros mercados estratégicos, contribuyendo a su objetivo de alcanzar un mix energético más equilibrado y sostenible. La compañía ha anunciado que su plan de expansión incluye tanto proyectos de energía eólica y solar como nuevas iniciativas en hidrógeno, con la intención de alcanzar un objetivo de neutralidad en carbono hacia mediados del siglo.
Este balance entre el negocio tradicional y el crecimiento en renovables pone de manifiesto un cambio profundo en el sector energético y en cómo empresas históricamente centradas en el petróleo y gas están reconfigurando sus operaciones para enfrentar los desafíos ambientales y las exigencias de un mercado cada vez más enfocado en la sostenibilidad.
La empresa minera que tiene a su cargo el proyecto Hombre Muerto Oeste (HMW) confirmó una nueva inversión de 200 millones de dólares (incluyéndose dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones -RIGI-) para avanzar de fase en el emprendimiento litifero que tiene en la Puna catamarqueña.
El gobernador Raúl Jalil celebró esta nueva inversión asegurando que “significa más mano de obra para los catamarqueños, más contratación de servicios para los proveedores y, sobre todo, más desarrollo para nuestra provincia gracias a la minería”.
De esta manera, Catamarca se convierte en la segunda provincia en todo el país en implementar un proyecto con el esquema del RIGI, ya que la primera provincia fue Mendoza que confirmó la inversión de 220 millones de dólares por parte de la firma YPF Luz.
El proyecto HMW está muy cerca de otros proyectos de litio de categoría mundial propiedad de Arcadium Lithium y Posco, y tiene por objetivo la producción de cloruro de litio de alta calidad, el cual puede ser convertido a carbonato de litio de grado batería.
Actualmente se encuentra en construcción la Fase 1 del proyecto. El período de construcción de la nueva fase, que integra el objeto de la aplicación para el RIGI, comienza su construcción este año y esperan completarlo en 2026, estimando que la producción de cloruro de litio comience en 2027 con una proyección para producir hasta 20.850 toneladas por año de carbonato de litio equivalente (LCE).
El monto de capital a invertir es de US$200 millones que se utilizarán para la construcción de 250 hectáreas de piscinas de evaporación, una planta de reactivos para el tratamiento de la salmuera, planta de generación de energía eléctrica, infraestructura para suministro de agua, campamento, oficinas, talleres, entre otras obras de infraestructura.
La cantidad estimada de personal que será empleado de manera permanente en el proyecto HMW, alcanza las 250 personas. Durante el período de construcción, se estima que el proyecto empleará al menos 750 personas hasta terminar su construcción.
Por último, se debe destacar que el Proyecto HMW también tiene potencial para expansiones adicionales de la producción, a través de las Fases 3 y 4 que pueden aumentar la producción anual de LCE hasta 40 y 60 mil toneladas.
En un auto con motor a combustión (nafta o gasoil) el viaje a Mar del Plata desde la Ciudad de Buenos Aires por la Ruta 2 suele demorar, en condiciones de tránsito normales, unas cuatro horas y media como mínimo, aunque en los autos eléctricos -que recientemente se han puesto de moda- ese trayecto suele durar un tiempo más debido a que su autonomía en lo que respecta a kilometraje es menor.
Esto se debe a que los autos eléctricos son impulsados a baterías de litio y suelen tener una autonomía de 300 kilómetros por lo que, para llegar desde CABA hasta Mar del Plata, ineludiblemente hay que pensar que se deberá parar para recargar energía y luego seguir camino.
A diferencia de los vehículos impulsados a nafta, los autos eléctricos usualmente tienen su punto de carga en la parte delantera de su parrilla y reciben energía de un surtidor eléctrico. Hay distintas potencias de carga, pero los aparatos que se utilizan en las rutas son de alta potencia y pueden llegar a recargar una batería de litio hasta un 80% en un espacio de 45 minutos.
Por eso, es necesario planificar bien el viaje y saber previamente en que localidad se va a parar: teniendo en cuenta esa arista y sabiendo que una carga de energía rápida para un vehículo eléctrico lleva su tiempo, lo mejor es ir a la cafetería de la estación de servicio, o del punto de recarga privado, mientras el auto recibe energía y queda listo para continuar camino.
Teniendo en cuenta lo que es el trayecto desde la Ciudad de Buenos Aires hasta Mar del Plata, hay un punto clave en la Ruta 2 -y equidistante entre ambos destinos- en el que se pueden recargar los autos eléctricos y además de disfrutar de distintos servicios como restaurante, cafetería, plaza, baños y espacio al aire libre.
Se trata de la estación de servicio de YPF que está ubicada en la localidad de Dolores, en el kilómetro 202 de la Ruta Provincial 2, y que cuenta con un un punto de recarga eléctrica de alta potencia y tiene cargadores rápidos de 50 Kw. y los ultras rápidos de hasta 160 Kw.
También existe una red de cargadores privada llamada ChargeBox que se puede utilizar en la Ruta 2: uno de sus puntos está en la localidad de Chascomús a la altura del kilómetro 113, luego esta firma tiene otros dos puntos de recarga en el Hotel Howard Johnson de Dolores y finalmente un punto de recarga en un supermercado Carrefour de Mar del Plata.
Algunos autos eléctricos que circulan actualmente en las rutas argentinas y no pagan patente en CABA son:
Nissan Leaf
Renault Kwid E-Tech
Renault Mégane E-Tech
Renault Kangoo Z.E.
Renault Kangoo E-Tech
Corradir Tito y Tita
Ford Mustang Mach-E
Audi Q8 e-tron
Audi e-tron
Audi e-tron Sportback
Audi RS e-tron GT
Mercedes-Benz EQA 350 4MATIC
Volvo C40
Porsche Tayca
Los otros puntos del país dónde se pueden cargar autos eléctricos
En total la Estación de Servicio de bandera, YPF, ya cuenta con más de 20 ubicados estratégicamente en el país. Además de la Costa Atlántica, en Pilar (Bs. As.) en Av. Constituyentes y General Paz (CABA) y Vicente López en Av. Libertador y Melo como en la histórica estación de Echeverría y Alcorta también existen estos puntos eléctricos. También, otro de los puntos importantes del país productivo donde este servicio se presta está en el corredor que une a la Capital Federal con Rosario y Córdoba a lo largo de la Ruta Nacional N°9.
Estos modelos de autos no pagan peajes en Ciudad de Buenos Aires, pero están habilitados para transitas las rutas
El siguiente listado detalla 15 autos totalmente eléctricos que no pagan peaje en las autopistas de la Ciudad de Buenos Aires, pero no pueden circular por las rutas de Argentina.
Las exportaciones de gas a Europa hechas a través de gasoductos de Rusia aumentaron más de 15 por ciento para llegar a 26.520 millones de metros cúbicos en los primeros diez meses de este año, informó este sábado la agencia de noticias TASS.
Para todo el año 2023, la cifra ascendió a unos 28.150 millones de metros cúbicos, según el informe.
En los primeros diez meses de este año, las exportaciones de gas por gasoductos de Rusia a Europa occidental y central a través de Ucrania totalizaron 12.850 millones de metros cúbicos, un aumento interanual del siete por ciento.
El presidente ucraniano, Volodímir Zelenski, anunció que Ucrania no renovará su acuerdo de tránsito con el gigante del gas ruso Gazprom, que finalizará a finales de este año.
Los expertos dijeron que aunque una renovación del acuerdo de tránsito parece poco probable debido a las tensiones entre Rusia y Ucrania, los países de la Unión Europea aún podrían asegurar el gas ruso a través de subastas, reservas de capacidad y puntos de entrega de gas revisados.
La empresa Edesur emitió un comunicado en donde informó oficialmente que continuará cobrando la tasa municipal de alumbrado público en su factura de electricidad en los diferentes distritos que hicieron presentaciones ante la Justicia.
“A raíz de un amparo judicial se mantendrá el cobro de la tasa municipal de algunos municipios. Esto se debe a la presentación realizada por los distintos intendentes en contra de la medida y el fallo favorable que recibieron en los tribunales”, informa el texto.
Cabe destacar que dichas acciones fueron impulsadas por los diferentes municipios después de la medida del Gobierno Nacional que buscaba impedir que los municipios impongan tasas en las boletas de los servicios públicos.
“Recordá que Edesur solo actúa como ente recaudador de estos impuestos, que después vuelcan al municipio. Te mantendremos al tanto ante cualquier novedad respecto a la facturación de las tasas municipales en los próximos meses”, remarcaron desde Edesur.
Además, detallaron los Municipios con fallos a favor hasta el momento: Almirante Brown, Lomas de Zamora, Lanús, Quilmes, Esteban Echeverria, Ezeiza, Cañuelas y San Vicente. Quienes tengan alguna duda o consulta pueden realizarla a través del número de WhatsApp 11 6187 6995 o de atención comercial: 0810 222 0200.
El Diario de la Energía publicó un informe clave sobre el futuro energético de India, en el que se destaca que la demanda interna de gas natural en el país asiático se duplicará para 2040. Sin embargo, la producción doméstica resultará insuficiente, lo que llevará a India a una mayor dependencia de las importaciones, particularmente de gas natural licuado (GNL).
Esta tendencia pone en relieve los desafíos que enfrenta la nación en su búsqueda de un equilibrio entre seguridad energética, crecimiento económico y sostenibilidad ambiental. La búsqueda de nuevos socios comerciales por parte de India representa una oportunidad para nuevos actores en el mercado global de GNL, como Argentina.
Vaca Muerta: un pilar del proyecto argentino de GNL
Argentina ha desarrollado su capacidad de producción de shale gas a partir de los yacimientos en Vaca Muerta, la segunda mayor reserva de gas no convencional del mundo. Sin embargo, la infraestructura actual del país aún no permite la exportación masiva de GNL, lo que ha limitado el impacto de Vaca Muerta en los mercados internacionales.
El desarrollo de proyectos de licuefacción de gas es crucial para convertir a Argentina en un jugador clave en la exportación de GNL. En este contexto, Tecpetrol y otros actores como YPF avanzan en planes para construir terminales en Bahía Blanca. Estas instalaciones permitirán convertir el gas producido en Vaca Muerta en GNL listo para la exportación a mercados lejanos como Asia.
Crecimiento exponencial en la demanda de gas
El estudio de Rystad Energy, citado en la noticia, proyecta que el consumo de gas natural en India se incrementará de 65.000 millones de metros cúbicos (Bcm) en 2023 a 113.700 Bcm en 2040, impulsado por varios factores:
1. Crecimiento demográfico y desarrollo industrial, que aumentan las necesidades energéticas del país.
2. Transición hacia energías más limpias, donde el gas se posiciona como una alternativa al carbón.
Este aumento responde al compromiso de India con un modelo energético más sostenible, aunque la proporción de gas en el mix energético sigue siendo limitada, actualmente en torno al 2%. En el corto plazo, India ha logrado incrementar su producción de gas en un 51% desde 2020, alcanzando los 36,7 Bcm en 2025, pero esta cifra aún está lejos de cubrir su demanda proyectada.
Seguridad energética: contratos a largo plazo y dependencia del GNL
Ante la necesidad de asegurar el suministro, India ha firmado acuerdos a largo plazo con proveedores internacionales que se extienden más allá de 2030. Estas alianzas ayudan al país a protegerse de la volatilidad de los precios globales y las interrupciones en las cadenas de suministro.
Además, el país está reforzando su posición en el mercado internacional de GNL, apostando por estrategias comerciales con productores de Oriente Medio, una región que ofrece ventajas por su proximidad y gran disponibilidad de gas sin contratos a futuro. Según Kaushal Ramesh, vicepresidente de Rystad Energy, para 2035 Oriente Medio tendrá 100 millones de toneladas anuales (Mtpa) de GNL sin comprometer, lo que abre oportunidades estratégicas para India.
Persistencia del carbón y rol del gas en el mix energético
Aunque el gas natural es visto como una opción más limpia, India sigue dependiendo significativamente del carbón para la generación eléctrica. Las recientes olas de calor han forzado un aumento temporal en el consumo de carbón y GNL, lo que muestra la dificultad de abandonar las fuentes convencionales en el corto plazo.
Se espera que la energía generada con carbón continúe dominando al menos hasta 2040, salvo que futuras políticas públicas favorezcan la sustitución progresiva del carbón por gas o la aplicación de un esquema de tarificación del carbono.
Aplicaciones industriales: fertilizantes, refinerías y GNC
Un sector clave para la demanda de gas en India es la industria de fertilizantes, particularmente la producción de urea, que utiliza gas natural como insumo principal. La seguridad alimentaria es una prioridad para el gobierno, que mantiene subsidios a la producción de urea, garantizando así una demanda estable de gas, más allá de las fluctuaciones de precios.
En 2023, India produjo 30 millones de toneladas de urea, aunque la demanda nacional fue de 35 millones de toneladas, lo que refleja el potencial de crecimiento del sector en los próximos años. Asimismo, se proyecta que la capacidad de refinación aumentará hasta 335 Mtpa en 2030, con ampliaciones estratégicas cerca de terminales de GNL para optimizar la logística.
El sector del gas natural comprimido (GNC) también está creciendo rápidamente, con la red de estaciones de GNC expandiéndose más de cinco veces desde 2015, alcanzando 5.710 puntos de abastecimiento en 2023. Además, las conexiones de gas natural canalizado (GNP) superan ya las 12 millones y se espera que cubran casi todo el territorio del país tras las últimas rondas de licitación.
Obstáculos al crecimiento: infraestructura y riesgos comerciales
Pese al optimismo, el crecimiento del sector gasista enfrenta varios desafíos:
1. Renegociación de contratos: Los compradores indios tienden a buscar flexibilidad en los acuerdos, lo que genera incertidumbre para los proveedores y podría limitar la inversión extranjera en GNL.2. Lentitud en el desarrollo de infraestructura: Las terminales de regasificación siguen concentradas en el oeste del país, y la expansión de la red de gasoductos ha sido inconsistente, dificultando la distribución hacia regiones más alejadas.3. Competencia de las energías renovables: India está canalizando recursos significativos hacia proyectos de energía solar y eólica, lo que podría ralentizar las inversiones en infraestructura gasista.
India se enfrenta a un complejo panorama energético en su camino hacia 2040. Si bien la duplicación de la demanda de gas ofrece oportunidades, especialmente en sectores como fertilizantes y refinación, la dependencia del carbón y la necesidad de infraestructura robusta son desafíos importantes. El país seguirá apostando por el GNL como un pilar estratégico para asegurar su suministro energético, pero las tensiones entre seguridad, sostenibilidad y rentabilidad marcarán el rumbo de su política energética en las próximas décadas.
Este escenario coloca a India en una posición estratégica en el mercado global del GNL, pero exigirá un delicado equilibrio entre sus objetivos económicos y ambientales para garantizar una transición energética eficaz.
Pluspetrol, una de las más importantes firmas petroleras en Argentina, ejecutó una operación multimillonaria por la adquisición de los activos petroleros de ExxonMobil en Vaca Muerta, Neuquén.
Se trata de una operación que involucró un movimiento de alrededor de US$ 1.700 millones, según precisiones del portal Econo Journal.
“Se han acordado los términos y condiciones para la venta de Exxon Mobil Exploration Argentina a favor de Pluspetrol”, consignó a través de un comunicado la petrolera norteamericana Exxon Mobil. “Continuamos trabajando junto con el comprador y el Gobierno de Neuquén para lograr la alineación de los resultados deseados. Como práctica corporativa, Exxon Mobil no comenta sobre los detalles comerciales de las transacciones”.
La venta de estas áreas hidrocabruríferas que operan en Vaca Muerta se lanzó hace ya un año y varias firmas irrumpían en la negociación como “favoritas” para cerrar esta millonaria operación, entre ellas Pan American Energy (PAE), con el respaldo de YPF, así como Tecpetrol, otro de los oferentes que formuló una oferta en forma conjunta con Vista.
Sin embargo, ExxonMobil no se marchará del país, teniendo en cuenta que coordina desde Buenos Aires uno de los principales centros de operaciones en la región.
De este modo, ExxonMobil se desprendió de los activos petroleros que gestionaba en Vaca Muerta a través de la sociedad ExxonMobil Exploration Argentina, de la cual maneja el 70% de las acciones, mientras que el otro 30% pertenece a la empresa Qatar Energy. A propósito de la operación, se indicó que el área Sierra Chata se negociará “por separado”.
Se estima que la explotación del yacimiento Bajo del Choique (punto neurálgico del desarrollo de shale oil en Vaca Muerta) demandará a la firma local una voluminosa apuesta en términos de inversiones, considerando que sólo la infraestructura para poder evacuar la producción de petróleo requeriría más de US$ 500 millones, calcularon en Econo Journal.
El parque solar fotovoltaico El Quemado, desarrollado por YPF en trabajo conjunto con la Empresa Mendocina de Energía (Emesa), es el primer proyecto de energía eléctrica renovable presentado al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
Estará ubicado en Las Heras, a 13 kilómetros de la localidad de Jocolí, en una zona de alta radiación. En esta primera etapa, contará con más de 330.000 paneles bifaciales de última generación, instalados en una superficie de 350 hectáreas. Tendrá una inversión de 220 millones de dólares y se realizará en dos etapas hasta alcanzar una capacidad instalada total de 305 MW.
El proyecto fue desarrollado originalmente por Emesa, que trabaja de forma constante en la planificación y ejecución de proyectos energéticos para atraer inversiones a la provincia. En 2023, YPF Luz adquirió el proyecto.
La potencia que tendrá este parque en Mendoza equivale a la energía que utilizan más de 274.000 hogares. De esta forma, se evitará la emisión de más de 455.378 toneladas de dióxido de carbono al año.
La puesta en marcha de la primera etapa se prevé para el primer trimestre de 2026, con un plazo de construcción de 18 meses.
Mendoza con energía limpia
El objetivo para Mendoza, anunciado por el Gobernador Alfredo Cornejo, es llegar a los 700 MW de potencia en energías renovables en los próximos dos años, con inversión privada a partir de la planificación y los proyectos desarrollados por Emesa y el Gobierno de Mendoza.
El Quemado tendrá una capacidad instalada total de 305 MW, dividida en dos etapas: la Etapa I, con 200 MW, y la Etapa II, con 105 MW.
La inversión total destinada al desarrollo asciende a US$ 220 millones. Entre sus principales características técnicas, tendrá un factor de capacidad estimado de 31,4% y su potencia instalada permitirá generar energía suficiente para abastecer a más de 274.000 hogares. Además, se logrará una reducción significativa de emisiones de CO2, con un ahorro de 455.378 toneladas de dióxido de carbono al año.
El parque solar estará compuesto por 514.000 paneles fotovoltaicos bifaciales y durante su etapa de construcción y generará empleo para más de 400 personas en los momentos de mayor demanda de obra, contribuyendo al desarrollo económico local.
Los detalles
Capacidad instalada total: 305MW.
Etapa I: 200W – Etapa II 105MW.
Inversión total: US$ 220 millones.
Fecha de presentación al RIGI: 25/10/2024.
Características técnicas
• Factor de capacidad estimado: de 31,4%.• Potencia instalada: 305 MW.• Energía equivalente a más 274.000 hogares.• Ahorro de 455.378 toneladas de CO2 al año.• Paneles: 514.000 paneles fotovoltaicos bifaciales.• Empleo en etapa de obra: más de 400 personas en pico de obra.• Superficie: 350 hectáreas en una superficie total de 2816.• El parque se interconectará al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a través una nueva Subestación Transformadora.• Fecha de puesta en operación Etapa I: primer trimestre de 2026.
El oleoducto Vaca Muerta Sur se compone de dos tramos principales que suman más de 600 kilómetros de extensión. El primer tramo, que está casi listo, abarca aproximadamente 130 kilómetros y conecta el área Loma Campana, en la provincia de Neuquén, con la Estación de Bombeo Allen, en Río Negro.
El segundo tramo, cuya preparación comenzó recientemente, se extenderá desde Allen hasta Punta Colorada cubriendo cerca de 470 kilómetros adicionales. En esa zona se levantará una terminal portuaria de exportación que consolidará a Río Negro como un punto estratégico para la salida de petróleo argentino hacia los mercados internacionales.
Actualmente, los equipos de YPF realizan tareas de nivelación y preparación del terreno en la barda norte del Alto Valle para recibir los caños del ducto que llegará a la costa atlántica. Amelia Lapuente, ingeniera química de la Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro, explicó que “la gente de YPF está preparando el terreno con máquinas viales para poder recibir la cañería, que después será montada hacia la terminal marítima”.
A la par de estos movimientos, continúa la construcción del primer tramo del oleoducto, lo que garantizará la conexión directa desde Neuquén hacia Río Negro en la red de transporte. Este avance tiene un impacto significativo en la capacidad logística y permitirá optimizar el flujo de crudo hacia los mercados internacionales.
Inspectores de la Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro están desempeñando un rol activo en la fiscalización de la obra, gracias a las recientes modificaciones en la legislación provincial que habilitan la participación concurrente de la provincia en el control de infraestructura de transporte.
“A partir de este proyecto, estamos cambiando el paradigma de la fiscalización en Río Negro, enfocándonos no sólo en la producción de hidrocarburos sino también en su transporte. Para nosotros es muy importante porque ahora vamos a participar en la exportación de hidrocarburos que se producen en el país”, subrayó Lapuente.
La tarea de fiscalización es exhaustiva e inicia desde la fase de planificación, con el equipo técnico provincial revisando toda la información de ingeniería antes de iniciar la construcción. “Estamos fiscalizando y controlando también la construcción de los ductos, lo cual es un gran avance, ya que antes, en proyectos de transporte nacional, la provincia no tenía capacidad de intervenir”, agregó Lapuente.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, suscribió convenios con YPF S.A. y con la Fundación YPF para avanzar en el fortalecimiento de la educación técnico profesional en petróleo y gas. “Esta provincia que se está gestando será a partir del conocimiento y de la mano de obra de neuquinos”, sostuvo el gobernador y destacó que “es muy importante invertir en educación”.
“YPF es uno de nuestros auspiciantes diamante, en el programa de becas (estudiantiles) Gregorio Álvarez”, al que contribuyen “fuertemente”, agregó. Los convenios son “un paso más, para poder formar a nuestros jóvenes, dejándolos preparados con la educación secundaria”, aseguró Figueroa.
Agregó que se trabajará “en varias EPET distribuidas en toda la provincia con ese concepto en el cual Vaca Muerta no sólo impacta en la región, sino que impacta en el resto de las regiones”.
Es muy importante todo el ciclo formativo, al que se espera que “toda la industria pueda sumarse y pueda colaborar”, porque “estamos convencidos que la mejor forma de contribuir al crecimiento de Neuquén es generando trabajo”, dijo.
En este sentido, destacó la importancia de la formación y la capacitación “para llevar adelante todas estas tareas sin riesgo” y aseguró que “una de las formas de sacar a gente de la pobreza es con la educación, con la formación y que esa gente pueda conseguir trabajo en la industria”.
Por su parte, la ministra de Educación, Soledad Martínez, destacó la puesta en marcha, a partir de estos convenios, de un instituto superior de formación que permitirá contar con un espacio de capacitación “para todos los perfiles que requiere el sector y que requieren las empresas”.
Informó que existe además una “cláusula de adhesión” a través de la cual “la Fundación está proponiendo sumar a otras empresas interesadas”. Por esto, desde el ministerio de Educación y el Consejo Provincial de Educación (CPE), se trabajará “en los diseños curriculares y todo lo que es necesario para la certificación de los saberes”.
Horacio Marín, presidente de YPF, destacó que para la República Argentina en materia de gas y petróleo, “el competidor natural es Estados Unidos”, por lo cual “estamos compitiendo con la economía más grande del mundo donde son muy eficientes, entonces los argentinos a través de la capacitación y la ayuda de la geología, tenemos que estar a la altura de las circunstancias”.
Gustavo Schiappacasse, director de la Fundación YPF, aseguró que “estamos comprometidos ya hace varios años con el tema de la formación”, y a partir de un estudio realizado “se detectaron nuevos perfiles y ocupaciones para lo que será el desarrollo a 10 años y las tecnologías asociadas”, por lo cual “estamos trabajando en eso”.
Con estos convenios “estamos comprometiendo una inversión de más de 5.5 millones de dólares en 3 años, lo cual puede ser incremental”, dijo y añadió que “lo importante es la cláusula de adhesión para este centro de formación para el cual estamos invitando a otras operadoras y a otras empresas de servicio a que se sumen”.
Entre otros aspectos, prevén aportes de tecnología para las instituciones educativas, la creación de una institución técnica especializada, prácticas profesionalizantes pedagógicas, cupos de formación docente, asignación estímulo y de apoyo para finalización de estudios en educación superior técnica para estudiantes, y la donación de equipamiento, entre otras cláusulas.
Estuvieron presentes, entre otras autoridades, los ministros Jefe de Gabinete,Juan Luis Ousset; y de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele.
El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, encabezado por Marcelo Rucci, alcanzó importantes acuerdos laborales y de seguridad tras negociaciones con las cámaras empresariales CEPH (Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos) y CEOPE (Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales).
Las reuniones se llevaron a cabo en Buenos Aires, con múltiples cuartos intermedios para abordar las demandas del sindicato, en un contexto en que la inflación y las condiciones laborales en Vaca Muerta aumentan las tensiones entre trabajadores y empresas.
En el marco de la paritaria vigente, el acuerdo establece un aumento salarial del 6% retroactivo a septiembre y otro 6% en diciembre, además de una cláusula de revisión que permite renegociar si la inflación supera las previsiones. También se aprobó un aumento de $28,500 para la vianda de una jornada de 8 horas, un cambio significativo dado el costo de vida en la región, especialmente en localidades como Añelo, donde el auge del shale ha elevado los precios considerablemente.
En cuanto a seguridad y condiciones laborales, se destaca el compromiso de ambas partes para mejorar las prácticas de higiene y seguridad en los yacimientos, con énfasis en las áreas de hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta. Con la incorporación de más personal en los servicios de cementación y la readecuación de los diagramas de trabajo en los equipos de perforación (ahora en turnos 8×4), se busca reducir la carga horaria y los riesgos de accidentes laborales, un punto crítico en un sector de alta demanda física y psicológica. La erradicación de contratos “on call” y la restricción de los trabajadores a sus tareas especializadas también representan un avance significativo en la regulación de las jornadas y roles, garantizando condiciones de trabajo más justas.
Este acuerdo incluye visitas periódicas a los yacimientos para supervisar el cumplimiento de las normas de seguridad, un esfuerzo colaborativo que pone en primer plano la seguridad operativa en en el campo. Además, el sindicato y las cámaras empresariales acordaron potenciar las oportunidades de capacitación profesional en colaboración con instituciones como la Universidad Tecnológica Nacional (UTN), que ha estado incrementando su oferta educativa en áreas técnicas relacionadas con la industria petrolera.
Este acuerdo surge en un momento de auge para el sector hidrocarburífero en Argentina, donde Vaca Muerta se ha consolidado como una pieza clave en la estrategia energética nacional y como uno de los mayores reservorios de shale oil y shale gas del mundo.
La incertidumbre llegó a su fin. ARC Energy se convirtió en el único oferente y, por lo tanto, en el nuevo propietario de IMPSA.
La empresa estadounidense, especializada en el sector energético, presentó la única propuesta formal para adquirir las acciones estatales de la histórica firma mendocina.
Con esta adquisición, ARC Energy se compromete a inyectar 25 millones de dólares en la compañía para garantizar su continuidad y crecimiento.
La licitación para la venta de IMPSA arrojó un resultado inesperado: ARC Energy fue la única empresa en presentar una oferta formal.
A pesar de que varias compañías internacionales habían mostrado interés y adquirido los pliegos, solo la empresa estadounidense decidió avanzar con su propuesta. Este desenlace genera interrogantes sobre las expectativas del mercado y las condiciones de la licitación.
Así, tras un proceso de licitación, ARC Energy ha sido seleccionada como el nuevo propietario de IMPSA. La empresa estadounidense presentó una propuesta que cumple con los requisitos establecidos por el gobierno, incluyendo una inversión mínima de 25 millones de dólares.
Con esta adquisición, ARC Energy se compromete a garantizar la continuidad de las operaciones de IMPSA y a desarrollar nuevos proyectos en el sector energético.
Las tarifas de luz y gas volverán a tener un aumento tras la actualización de septiembre y a partir de noviembre aumentarán un 2,5% y 2,7% respectivamente. La resolución se publicará a partir de este viernes, luego de que el Gobierno postergara aumentos a mitad de año, con el fin de sostener la inflación y dentro del plan de recuperación del poder adquisitivo del salario.
A principios de septiembre, el Gobierno confirmó un aumento del 4% promedio de las tarifas de gas y luz, medida tomada “a los fines de garantizar un suministro de gas sostenible y equitativo para todos los usuarios, evitar el desabastecimiento y asegurar la viabilidad económica del sector energético”, según justificaron desde Balcarce 50 en su momento.
Ahora, tras la actualización en septiembre que fue en sintonía con la postergación de aumentos que serían en pleno invierno, llega un nuevo aumento. En dicho momento, el Gobierno confió que la baja del consumo de primavera haría que el aumento no tuviera el mismo impacto que si se hacía en plena temporada invernal, pero ahora se buscará que el incremento a fin de primavera colabore con el financiamiento del servicio durante el alto consumo del verano.
Cabe señalar que el Gobierno anunció el desabastecimiento energético que atravesaba el país, por lo que los aumentos de las tarifas no son sorpresivos, como así tampoco posible cortes que puedan existir durante el verano. Además, desde hace meses que se suspendió la provisión de gas desde Bolivia que había acordado el Gobierno de Alberto Fernández, con el cual se abastecía a hogares y usinas eléctricas
En medio de los intentos por bajar la inflación, los precios los combustibles subirán menos de lo esperado a partir de este viernes. El ajuste será del 2,75% en todo el país, cuando se esperaba un ajuste del 4%. El ajuste lo aplicará YPF y se espera que sea imitado por sus competidores Shell, Axion, Puma, Dapsa, Gulf y Refinor.
En la Patagonia el ajuste estará por encima de esa cifra para achicar la brecha con el resto del país, que es del 20%, considerando los costos logísticos de traslado desde las refinerías hasta los consumidores.
La suba buscará compensar los efectos de la devaluación de octubre (2 puntos porcentuales) y la actualización de impuestos.
El incremento no cargará a los valores adicionales para que los precios locales se acerquen a los internacionales, pues esta semana bajó el petróleo crudo en el mundo. Se esperaba, inicialmente, que la actualización fuera algo menor al 4%.
El aumento de la nafta y el gasoil llega después de que en octubre se aplicara la primera baja de los combustibles en casi 6 años (1% en la nafta y 2% en gasoil, que en los márgenes de las petroleras fue de 4% y 5%, respectivamente).
La nafta súper de YPF en la Ciudad de Buenos Aires trepará a unos $ 1.077 por litro, desde los actuales $ 1.048.
Así, desde que arrancó el año habrá tenido una suba de casi 95%, contra una inflación que habrá acumulado alrededor de 107,5% en los primeros 10 meses y 114% hacia finales de noviembre.
Desde que asumió Javier Milei en diciembre de 2023, la nafta súper subió 166,5%.
Las ventas de combustibles al público en estaciones de servicio volvieron a caer en septiembre y acumularon una baja del 6% en lo que va del 2024.
Según datos de la Fundación para el Desarrollo Eléctrico (FUNDELEC), el consumo de energía eléctrica cayó en septiembre por primera vez en tres meses.
Durante el mes de septiembre, la demanda de electricidad se contrajo un 6,6% interanual al registrar unos 10.237,1 GWh. En el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), que concentró casi un tercio de la demanda total, se verificó un derrumbe del 12,6%respecto de septiembre de 2023. Los registros indican que Edenor tuvo una baja de 13,2%, mientras que en Edesur la demanda descendió un 11,7%.
Asimismo, en el interior de la Provincia de Buenos Aires, que incluye La Plata, la merma fue del 10,2%, mientras que en el sur del país se observó el desplome más pronunciado (-15,2%). Solo en el Noroeste (NOA) se verificó una mejor performance que hace un año (+1,1%).
La demanda residencial explicó la mayor parte de la caída
La demanda residencial, que explicó un 43% del total, fue la más afectado (-11,1%). En paralelo, la comercial y la industrial se redujeron 5,1% y 1,1%, respectivamente.
Vale recordar que en julio y agosto el consumo había mostrado mejoras en términos interanuales. De los últimos 12 meses, en 5 hubo incrementos, mientras que en los otros 7 hubo bajas; de este modo, el año móvil presentó un retroceso del 1,4%.
En los últimos doce meses, la demanda tuvo caídas en siete (noviembre y diciembre de 2023, enero, marzo, abril, junio y septiembre de 2024) y subas en cinco (octubre de 2023, febrero, mayo, julio y agosto de 2024).
En términos absolutos, sin tener en cuenta la estacionalidad, el consumo de septiembre fue el segundo más bajo del último año, solo superando al dato de abril pasado.
Por otra parte, desde FUNDELEC remarcaron que “septiembre de 2024 fue menos frío en comparación con septiembre de 2023” ya que “la temperatura media fue de 17.1 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 15 °C, y la histórica es de 14.6 °C.”.
La caída fue atribuida por analistas del sector a que septiembre de 2024 fue menos frío que el del año pasado (17.1 °C contra 15 °C) y también al impacto de las subas tarifarias, lo que se reflejó en una caída mucho más pronunciada entre los usuarios residenciales que entre los industriales y comerciales.
YPF formalizó la creación de una nueva sociedad orientada a proyectos de licuefacción de gas natural, una iniciativa que busca capitalizar el potencial gasífero de Argentina y abrir oportunidades en el mercado internacional de gas natural licuado (GNL). Argentina LNG S.A.U. es el nombre de la sociedad que se publica en el Boletín Oficial de hoy miércoles, 30 de octubre.
“Lo único que le digo: hicimos un viaje a Europa y volvimos con 14 acuerdos de confidencialidad firmados con distintos países, con distintas empresas y estamos negociando con dos supermajor, una seguramente va a entrar fuerte para febrero. No van a poder creer, pero todavía no lo puedo decir”, dijo Horacio Marín en el tradicional almuerzo del Rotary Club.
“Estoy convencido que en febrero habrá un cambio impresionante. El barco Hilli que firmó PAE, nosotros lo consideramos dentro de Argentina LNG, porque vamos a hacer el caño más grande que se hizo alguna vez en la Argentina. Cuando decimos Argentina LNG es toda la industria”, precisó.
Marín despejó las dudas respecto de la continuidad de Petronas en el proyecto de la planta de LNG. “No es cierto que Petronas iba a invertir U$S 30.000 millones e iba a financiar a YPF. No está en ninguno de los documentos firmados. Lo que se estaba haciendo es un estudio de factibilidad y Petronas tiene la posibilidad de salirse cuando tengamos la siguiente fase (que es en diciembre). Es una decisión empresarial y no de YPF”.
“Yo tuve la reunión con el CEO de Petronas y me dijo no”, dijo en su presenctación.
Off shore
Consultado sobre la posibilidad de que se explore el off shore aseguró que está en los planes. “Nosotros lo que vamos a hacer, y que una supermajor lo perfore en el año 2026, porque YPF no puede perforar 3.500 metros de agua. Hay que saber lo que uno sabe hacer”.
Marín se expresó optimista de la potencialidad del área. “Namibia produce más de 10.000 millones de barriles, y creo que puede haber una Vaca Muerta adicional. Ahí explota la acción de YPF y no lo paramos más”, aseguró.
Metrogas, YPF Chile, YPF Brasil y Refinor, afuera
Marín confirmó que YPF se va a desprender de su posición en Metrogas pero que eso no es el único negocio del que dejará de formar parte.
En la cartera de ventas está YPF CHILE, YPF Brasil y agregó “Refinor también, afuera”. “Nosotros sabemos hacer pozos, fracturar, producir petróleo, y producir naftas y, lubricantes”, explicó.
Además buscará un socio para YPF AGRO. “Vamos a sacar una licitación, con una preferencia con una empresa de agro que nos ayudó fuertemente a entender cómo hacerlo y que invirtió en know how y seremos una empresa con cincuenta por ciento cada uno y que la opere el que sabe de vender”.
Por otro lado indicó que la firma apostará fuerte a YTEC y a YPF Luz, el brazo de renovables de la firma.
Por otra parte destacó el potencial de Profertil. “ProFertil es una incoherencia que tengo, porque digo que me concentro en energía y esto es urea…pero es tan rentable que no me podría. Entonces encontré la forma para sacar la incoherencia. Es energía en alimento”,
Real Time
Marín anunció además que el 13 de diciembre quedará trasladada toda la operación de los pozos a la torre de Puerto Madero. Será en coincidencia con la celebración del día del petróleo.
Aseguró que es una tecnología que tienen aplicada pocas firmas, “lo tiene Exxon Mobile y no muchas más”.
“A las 6.45 todos los días voy a estar en el piso 23 de la torre viendo lo que se hace en todos los pozos”, prometió.
El Gobierno saldará la deuda correspondiente al Plan Gas.Ar con empresas energéticas con bonos por U$S 3.510.425. Así lo estableció mediante la Resolución Conjunta 60/2024 publicada hoy en el Boletín Oficial.
Lo hará mediante el bono AE38, el mismo que había sido utilizado para el pago de las deudas acumuladas entre diciembre y enero de este año.
Según la última cotización estos bonos operan a una paridad de U$S 61,55, lo que en el valor presente representa una pérdida financiera de casi 40%.
Según precisa el texto de las norma esta operación equivale a un valor efectivo total de $2.481.168.390 que se abonarán al BCRA con fecha de liquidación el 29 de octubre de 2024.
El Plan Gas.Ar es un esquema por el cual se ofrecen incentivos económicos a las empresas productoras de gas para aumentar la extracción.
La norma precisa que los bonos adquiridos se destinarán a las empresas participantes del Plan Gas.Ar que adhirieron a la propuesta de cancelación de deudas. “La entrega de estos títulos permitirá compensar los montos adeudados bajo el esquema de pagos provisorios y ajustes del programa”, concluye.
En el tercer trimestre del año se inauguraron dos parques eólicos y un parque solar en las provincias de Buenos Aires, Córdoba y La Rioja. Gracias a la habilitación comercial de estos proyectos se añadieron 216,5 MW de potencia instalada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
El proceso de incorporación de más energía renovable se realizó entre julio y septiembre, ratificando el aporte de este sector al proceso de diversificación de la matriz energética.
En detalle, se trata del Parque Eólico General Levalle I (Córdoba), que suma 62 MW; del Parque Eólico Pampa Energía VI (Buenos Aires) que aporta 94,5 MW y del Parque Solar 360 Energy La Rioja, que agrega 60 MW.
De esta forma, la Argentina ya cuenta con 225 proyectos operativos que suman 6.206 MW a la matriz energética, y que permiten abastecer la demanda eléctrica de más de 6 millones de hogares.
Cabe aclarar que en este total se incluye el aporte del programa Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), correspondiente al Régimen de Fomento instaurado por la Ley N° 26.190, modificada por la Ley N° 27.191.
En el plano del abastecimiento eléctrico, considerando la participación conjunta de las tecnologías Eólica, Solar, las Bioenergías y los Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos (de hasta 50 MW). En julio el 13,5% de la demanda provino de fuentes renovables (1.790,8 GWh de energía generada), mientras que para agosto el abastecimiento fue equivalente al 14,5% de la demanda (1.763,6 GWh de generación).
Además, el domingo 15 de septiembre de 2024 a las 10.50 se registró el récord instantáneo de abastecimiento de la demanda a partir de energías renovables. Esta marca corresponde a las tecnologías incluidas en el Régimen de Fomento instaurado por la Ley N° 26.190. Al momento del récord el 36,61% de la demanda eléctrica fue provista por estas fuentes, superando la marca anterior lograda el 19 de febrero de 2023, con un 32,2%.
A su vez, si el cálculo se realiza considerando dentro de las renovables a la tecnología Hidroeléctrica (mayor a 50 MW), la generación renovable de julio representó el 38,46% de abastecimiento de la demanda eléctrica (5.087,61 GWh), y la de agosto el 37,43% (4.555,66 GWh). Tampoco está disponible por el momento la información del mes de septiembre.
El total de estas cifras, elaboradas a partir de la información provista por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), muestran la integración del mercado renovable en nuestro país.
Cada nuevo MW que se suma al sistema contribuye a garantizar un servicio eléctrico de calidad y es un incentivo para avanzar en la construcción de una economía moderna, abierta y dinámica.
En la jornada de este martes, el gobernador Claudio Vidal se reunió con el embajador de Alemania en Argentina, Dieter Lamlé, acompañado por diversos representantes de los consulados alemanes en el país. De la reunión participó también el ministro de Energía y Minería de Santa Cruz, Jaime Horacio Álvarez.
Durante el encuentro, se abordaron distintos temas, entre los que destacó la cooperación en proyectos de hidrógeno verde, una apuesta para que Santa Cruz que apunta a posicionarse como líder en esta forma de energía renovable. En ese contexto, Vidal reafirmó el compromiso de Santa Cruz en construir un futuro sustentable, señalando que la provincia ofrece “seguridad jurídica y reglas claras para que los inversores puedan confiar en nuestra provincia.”
Además, en el diálogo se puso en valor la importancia de sumar alianzas en áreas como la producción y el trabajo, siempre con una visión amplia y sostenible que genere bienestar y oportunidades para los santacruceños.
En palabras del Gobernador, “Santa Cruz necesita un cambio profundo, y estamos decididos a dar un giro que transforme nuestra realidad y traiga nuevas oportunidades de desarrollo”. Prueba de esto, fueron las recientes gestiones en la República Popular China que “nos devuelven esperanza, porque sabemos que con aliados internacionales podemos construir un futuro próspero, con un compromiso renovado en cada paso que damos”, señaló.
Vidal también agradeció el interés del embajador Lamlé en los proyectos de desarrollo de la provincia y expresó su optimismo sobre las oportunidades que esta cooperación internacional puede abrir para los santacruceños. “Sabemos que con aliados internacionales podemos construir un futuro próspero y con un compromiso renovado“, remarcó el gobernador. La reunión con el embajador alemán se suma a los esfuerzos recientes del Gobierno de Santa Cruz por consolidar una red de alianzas estratégicas a nivel internacional, orientadas a impulsar el desarrollo productivo y el crecimiento sostenible de la provincia.
María Tettamanti fue designada como nueva secretaria de Energía en reemplazo de Eduardo Rodríguez Chirillo, que dejó el cargo después de una pálida gestión. Tettamanti, es economista y tiene más de 25 años de experiencia en la industria de gas natural.
El ministro de economía, Luis Caputo, le dio la bienvenida a través de un posteo en su cuenta de x, en el que expresa “Bienvenida María Tetamantti a las Fuerzas del Cielo”
La nueva funcionaria llega a la cartera energética del gobierno de Javier Milei con el visto bueno del ministro de Economía, Luis Caputo, y del coordinador de Energía y Minería dentro del Palacio de Hacienda, Daniel González.
María del Carmen Tettamanti es la exdirectora general de la distribuidora Camuzzi Gas Pampeana. Renunció a este cargo en 2023 y había comenzado a trabajar en la campaña presidencial para Patricia Bullrich, específicamente en el equipo de Energía, en el área de gas natural, con la dirección de Emilio Apud, exsecretario de Energía y Minería de la Nación.
La funcionaria es licenciada en Economía por la Universidad Nacional de La Plata y tiene estudios de posgrado en UCEMA.
El CEO de Techint, Paolo Rocca, destacó los resultados del gobierno de Javier Milei, pero pidió la apertura del cepo cambiario para alentar inversiones y alertó sobre el impacto de las importaciones desde China. El dueño de Techint habló hoy en el foro “Alacero2024” que se desarrolló en Buenos Aires.
Rocca subrayó que “lo que está pasando en la Argentina es importante. Muchos de los temas que considero elementos que han frenado la economía hoy están contrastados y atacados en la agenda del nuevo gobierno de Milei”.
Rocca mencionó los “puntos esenciales” de la gestión actual, tales como “la reducción del peso del Estado, la cancelación del déficit del Estado, y la sustancial reducción de la complejidad de las regulaciones y de la economía”.
En este contexto, afirmó que “en la agenda hay un punto de transformación muy profundo para el país”.
El empresario también destacó que “esta agenda les fue planteada a los electores en estos términos. Lo que se está haciendo es lo que se dijo que se iba a hacer”.
En cuanto a los resultados, señaló que “son importantes. La reducción de la inflación, la caída del Riesgo País y la tensión que se está despertando sobre un proyecto de transformación integral son muy importantes”.
Sin embargo, Rocca enfatizó que “falta completar la apertura del mercado cambiario para poder lograr atraer inversiones masivas, que permitan la transformación de la economía”.
Agregó que este tema es “relevante” y podría influir en programas o cambios en la región, planteando cambios en “los paradigmas del rol del Estado que han limitado el crecimiento y no han ayudado en América Latina”.
En ese sentido señaló que la pérdida de competitividad de la región se debe a : “el peso del Estado, la carga tributaria, la complejidad y superposición de impuestos, las normas laborales, fragilidad de infraestructura, inseguridad jurídica, pérdida de capacidad de educación contribuyeron a la pérdida de competitividad.
Finalmente, el CEO de Techint criticó las importaciones provenientes de China, denunciando prácticas de dumping. “China no es una democracia; es un gobierno autoritario”, afirmó.
Según Rocca, aunque “las importaciones de China ayudan a controlar la inflación, pero tienen un poder destructivo sobre la industria”.
La fisonomía del paisaje urbano de la Ciudad de Buenos Aires podría comenzar a cambiar muy pronto debido a que se está especulando con la llegada del Trambús, un moderno tranvía eléctrico que promete cambiar la modalidad del transporte urbano porteño y que uniría dos puntos turísticos muy concurridos de la ciudad.
La propuesta fue lanzada por el Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires que pretende adquirir vehículos eléctricos para el denominado corredor costero con electromovilidad uniendo el barrio de Retiro y Ciudad Universitaria, en el barrio de Belgrano.
La avenida Rafael Obligado 6551, en la Comuna 13, con electromovilidad en Buenos Aires será la vía por donde corra la nueva oferta de transporte público porteño y, para ello, el Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires, sacó a licitación pública nacional e internacional (N° 244/24) para la adquisición de vehículos eléctricos que formarán parte del nuevo Corredor Costero que en su trayecto ofrecerá vistas increíbles del río de La Plata costeando, valga la redundancia, la costanera de Buenos Aires.
La finalidad de la misma es poner en circulación autobuses eléctricos para el transporte público de pasajeros con sus respectivas baterías y cargadores de potencia, y su correspondiente servicio de mantenimiento marca la Licitación Pública.
Cuántas Trambús llegarían a CABA y cuáles son sus características
El Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires (GCBA) pretende contar con 60 unidades de equipos especializados para cargar los autobuses eléctricos con sus respectivos cargadores de potencia. Son autobuses eléctricos de tamaño estándar, 59 autobuses de piso bajo con capacidad para entre 70 y 85 pasajeros incluidos los que viajen sentados y parados.
Todos tendrán aire acondicionado y contarán con sus propias baterías para alimentarse. Además, se adquirirán 15 autobuses más con capacidad para 120 pasajeros; son más grandes y conocidos como articulados. También estarán equipados con aire acondicionado y baterías.
Con qué características cuenta el Trambús
Son vehículos eléctricos o híbridos de gran tamaño y capacidad, con un diseño moderno y ecológico que circulan por carriles exclusivos permitiéndoles evitar el tráfico y mantener una velocidad constante y eficiente para llegar a destino en los tiempos estipulados transportando a más personas. Y a diferencia de los tranvías tradicionales no requieren rieles bajando considerablemente el costo de infraestructura.
Expuesto lo propio, con el Trambús la Ciudad busca seguir innovando, ahora en la zona costera utilizando vehículos más limpios y sostenibles, reduciendo emisiones contaminantes y mejorando la calidad de vida en la ciudad. Su plazo de puesta en marcha es, a priori, de 36 meses que pueden extenderse pero que seguramente mejorará la calidad de transportarse de miles de personas que lo utilicen como aquellos que sigan en sus autos particulares, colectivos y taxis que transiten las zonas que limita el recorrido.
En medio de un proceso de Revisión Tarifaria Integral (RTI) para el servicio de distribución de luz que inició el Gobierno bonaerense, este martes se aprobó un aumento en torno al 8% que impactará en las boletas del servicio energético provincial, aunque esto varía de acuerdo a los consumos y categorías.
La decisión quedó oficializada en la Resolución 1156 del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos publicada en el Boletín Oficial. Ahí se explica que los nuevos valores corresponden a las subas de los precios de la energía y potencia mayorista y transporte aprobados por la Secretaría de Energía de la Nación.
Efectivamente, los contratos de concesión establecen que cada vez que el Gobierno nacional fija nuevos precios, las distribuidoras deben reflejarlo en las tarifas a través del mecanismo de Pass Through. Este incremento impulsado por Nación es para el período hasta el 31 de octubre y tras la aprobación de la Provincia se verá reflejado en las futuras facturas.
Esto significa que, por ejemplo, los usuarios de EDELAP en la región de La Plata sufrirán un incremento del cargo fijo en torno al 8%, mientras que el cargo variable, que dependerá del consumo, aumentaría un 3,9%. También el ajuste llegará a EDEA, EDEN y EDES, lo que impactará en las cooperativas eléctricas del interior bonaerense. En algunos casos, la suba de los cargos fijos llega al 10%.
La petrolera YPF anunció la decisión de vender su participación accionaria en MetroGAS, la principal distribuidora de gas en Argentina, como parte de una estrategia de reorientación de sus recursos hacia el sector petrolero. La declaración fue realizada por el presidente de la empresa, Horacio Marín, durante una exposición en el Consejo Interamericano de Comercio y Producción, donde subrayó que YPF centrará su foco en la exploración, producción y comercialización de petróleo, actividades que constituyen su núcleo estratégico.
Actualmente, YPF es el accionista mayoritario de MetroGAS, con una participación del 70% a través de Gas Argentina S.A. (GASA), una compañía controlada por YPF. Esta tenencia le otorga el control de la mayor distribuidora de gas natural del país, que abastece a más de dos millones de clientes, principalmente en el área metropolitana de Buenos Aires. La relación entre ambas empresas comenzó cuando YPF incrementó su participación en MetroGAS y desplazó a socios privados, consolidando su posición en el mercado gasífero.
No obstante, esta relación ha sido motivo de debate en el sector, especialmente a raíz de las políticas públicas que buscan evitar la integración vertical en el sector energético. La legislación argentina prohíbe la concentración de actividades de producción, distribución y comercialización de gas en una sola empresa para evitar monopolios y fomentar la competencia. En 2017, el gobierno nacional ya había recomendado a YPF que buscara alternativas para desinvertir en MetroGAS, un llamado que la compañía ha enfrentado con diversas estrategias de optimización.
Factores que Influyen en la Desinversión de YPF en MetroGAS
Uno de los principales factores que han influido en la decisión de YPF es la necesidad de ajustarse a las normativas vigentes, que restringen la integración vertical de compañías energéticas en diferentes etapas del proceso de producción y distribución. Estas leyes reguladoras buscan evitar que una misma empresa controle múltiples fases de la cadena de valor del gas, un marco regulatorio que afecta directamente la relación entre YPF y MetroGAS. Las políticas regulatorias y las presiones para fomentar un mercado gasífero competitivo motivaron a YPF a evaluar, y eventualmente optar, por la venta de su participación.
Además de la presión normativa, YPF ha señalado la importancia de reorientar sus recursos y concentrarse en el sector del petróleo y gas no convencional, especialmente en la región de Vaca Muerta, una de las mayores reservas de shale en el mundo. Vaca Muerta se ha convertido en un eje clave de la estrategia de YPF, que busca optimizar su producción de hidrocarburos no convencionales y consolidarse como líder en el mercado energético latinoamericano.
El desarrollo de Vaca Muerta requiere inversiones significativas y especializadas, un factor que refuerza la necesidad de que YPF centre sus esfuerzos y capital en la producción de petróleo y gas.
Los combustibles aumentarán hasta 4% a partir del próximo viernes 1° de noviembre. Como ocurrió en oportunidades anteriores, el aumento implementado inicialmente por YPF podría impulsar a sus competidoras, como Shell, Axion y Puma, a subir también los precios de sus combustibles.
Según se indicó, el incremento responde a la devaluación del tipo de cambio oficial, un nuevo diferimiento en el impuesto a los combustibles líquidos (ICL), el alza de los biocombustibles y la dinámica del barril de crudo. De todos modos, está alineada con el objetivo del Gobierno de no afectar la desaceleración de la inflación.
Luego de la leve baja que se dio en octubre, por la caída del precio internacional del crudo, se esperaba que en noviembre regresaran los aumentos por la evolución del barril de crudo Brent, que comenzó el mes en U$s 71 y por estos días se encuentra en el rango de los U$s76 (7% de suba).
El presidente de YPF, Horacio Marín, había anunciado en septiembre un “pacto con los consumidores” por el que las variaciones del barril tendrían impacto a nivel loca l. “Quiero realizar un acuerdo justo con los consumidores. Nadie tiene que subsidiar a nadie. Ni nosotros a los consumidores ni los consumidores a nosotros. En consecuencia, si el precio del crudo internacional sube, el precio de los combustibles localmente va a subir. Si el precio baja, vamos a bajar”, había explicado el titular de YPF.
Según los precios registrados en el portal Surtidores, la nafta súper de YPF en la Ciudad de Buenos Ares cuesta $1.048 desde el primero de octubre y la premium $1.296 por litro.
Mientras que el gasoil súper tiene un precio de $1.062, mientras que el diesel premium, $1.307 por litro. Desde el viernes habrá nuevas referencias.
Las provincias de Río Negro y Neuquén han solicitado al Gobierno nacional el traspaso del 51% del paquete accionario de las represas hidroeléctricas Alicurá, El Chocón, Cerros Colorados y Piedra del Águila. Esta petición surge en el contexto de una inminente privatización impulsada por la administración de Javier Milei, que planea vender el total de activos de estas represas en un plazo de 180 días.
Las represas en cuestión aportan 4.000 MW al sistema eléctrico nacional, siendo vitales para la producción de energía del país. La situación ha generado un fuerte debate, ya que las provincias argumentan que, según la reforma constitucional de 1994, los recursos naturales pertenecen a las jurisdicciones provinciales. Esto pone en jaque las concesiones de las represas otorgadas en 1993, las cuales ya han vencido.
En su reclamo, los gobernadores de ambas provincias han dejado claro que, si no obtienen respuesta del Gobierno nacional, podrían avanzar con un proyecto de ley en el Congreso para garantizar el control mayoritario sobre estas empresas hidroeléctricas. Este proyecto buscaría frenar el proceso de privatización y reafirmar la propiedad provincial sobre el recurso hídrico.
La formalización del pedido fue realizada por la senadora nacional rionegrina Mónica Silva, del partido Juntos Somos Río Negro, en alineación con el gobernador Alberto Weretilneck. Silva también representa la postura del mandatario neuquino Rolando Figueroa, quien respalda firmemente el reclamo.
El planteo de Silva incluye una modificación al decreto 718 firmado por Milei, que establece la privatización total de las represas. La senadora propone que solo se venda el 49% del capital accionario, reservando el 51% restante para las provincias. Esta modificación, según Silva, busca asegurar que las provincias mantengan el control sobre sus recursos naturales.
Weretilneck y Figueroa están buscando establecer una mesa de negociación entre ambas provincias y el Gobierno nacional. La intención es encontrar un acuerdo que respete la inversión realizada por el Estado nacional en la construcción de las represas y, al mismo tiempo, reconozca el derecho de las provincias sobre los recursos hídricos.
Este conflicto pone de manifiesto la tensión existente entre las políticas del Gobierno central y las demandas provinciales por mayor autonomía en la gestión de sus recursos naturales. La resolución de esta disputa podría tener un impacto significativo en la política energética del país y en las finanzas de Río Negro y Neuquén.
A medida que se acerca el plazo de 180 días establecido por el Gobierno para la privatización, las provincias se encuentran en una carrera contra el tiempo para asegurar su participación en la gestión de las represas, lo que las convierte en actores clave en el debate sobre el futuro energético de Argentina.
YPF participó este lunes del acto de aprobación de la cesión del Bloque Escalante – El Trébol a la empresa PECOM. El evento se llevó a cabo en Comodoro Rivadavia y contó con la participación del gobernador de la provincia, Ignacio Torres, las autoridades de PECOM y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.
Además, la petrolera estatal sumó 7 bloques operados ubicados en la Cuenca Austral en la provincia del Tierra del Fuego al Proyecto Andes que, al igual que durante la primera etapa, lo llevará adelante el Banco Santander.
Dicha etapa incluyó la firma de un total de 9 acuerdos que comprendieron 25 áreas convencionales ubicadas en las provincias de Rio Negro, Neuquén, Mendoza y Chubut. A medida que los gobiernos provinciales aprueben los acuerdos de cesión las nuevas operadoras tomarán control de los Bloques.
El Proyecto Andes se inició en febrero de este año con el objetivo de optimizar el portfolio de áreas del Upstream convencional con la premisa de buscar la eficiencia del capital de inversión de YPF.
Este proceso permitirá dinamizar a la industria en su conjunto con nuevas inversiones que promuevan el desarrollo local y la generación de trabajo.
En un avance significativo para el desarrollo minero de la provincia, el Ministerio de Minería de San Juan concedió la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) al Proyecto Hualilán, gestionado por Golden Mining S.A. Este proyecto, ubicado en el departamento Ullum a 120 km de la ciudad de San Juan, destaca por su mineralización de skarn de zinc (Zn) con presencia de oro y plata.
La mina Hualilán generará un concentrado de Zn con valores comerciales de oro (Au) y plata (Ag). Este concentrado se transportará en camión hasta San Juan y luego se enviará, preferentemente por tren, a puertos para su venta internacional.
Golden Mining S.A. entregó el Informe de Impacto Ambiental (IIA) para la fase de explotación del proyecto el 27 de abril de 2023. La evaluación comenzó el 4 de agosto de 2023, resaltando la adición de recursos geológicos de 796.467 onzas de oro equivalentes (Oz de AuEq).
En agosto de 2023, la comisión de la CEMAM se congregó en una sesión extraordinaria para revisar el proyecto, contando con la participación de la empresa. En los meses subsiguientes, se hicieron varias solicitudes de información adicional para completar la evaluación necesaria.
Con la llegada de la nueva administración gubernamental en diciembre, se intensificó la revisión del proyecto, y a principios de 2024, se realizó una solicitud integral de información adicional para finalizar las secciones del IIA requeridas para su evaluación.
Golden Mining mantuvo una comunicación constante con el Ministerio de Minería, por indicación de la autoridad representante de la CEMAM, llevando a cabo estudios adicionales en áreas críticas como la hidrogeología, la hidrología, y en la modelización, así como en la valorización de los aspectos culturales del sitio.
Tras recibir y evaluar esta información, la autoridad minera junto con la CEMAM elaboró un Informe Final Único que incluyó todos los elementos necesarios para la evaluación. El 21 de octubre de 2024, se emitió una Declaración de Impacto Ambiental para el proyecto.
La DIA es crucial porque otorga la licencia para operar. Con esta licencia y los permisos sectoriales, el emprendimiento minero puede iniciar su construcción, asegurando que todas las etapas del proyecto respeten el medio ambiente.
La Secretaría de Coordinación de Energía y Minería actualizó este martes el precio de los biocombustibles, destinados para la mezcla obligatoria por ley con las naftas y el gasoil, a través de las Resoluciones 2 y 3/2024 publicadas en el Boletín Oficial.
La medida podría derivar en un ajuste en los valores de los combustibles en los surtidores a partir de noviembre, luego de haber exhibido una reducción del 1% promedio en octubre, por la caída del precio internacional del petróleo.
Con la actualización, el precio mínimo de adquisición del biodiésel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil quedó en $1.004.562 por tonelada, para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de octubre de 2024 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
La normativa gubernamental determinó que el plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los 7 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
Por otro lado, el precio mínimo de adquisición por litro del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar se fijó en $670,564. Mientras que para el precio de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz, Energía dispuso el nuevo valor en $614,596.
El documento oficial precisó que el plazo de pago del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y maíz no podrá exceder, en ningún caso, los 30 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
Asimismo, aclara que los nuevos precios fijados “son los valores mínimos a los cuales deberán ser llevadas a cabo las operaciones de comercialización en el mercado interno”.
En los considerandos, se recordó que la secretaría energética está facultada para modificar los precios “tanto en los casos en que se detecten desfasajes entre los valores resultantes de su implementación y los costos reales de elaboración de los productos, o bien cuando dichos precios puedan generar distorsiones en los precios del combustible fósil en el pico del surtidor, esto último lo cual resulta necesario atender tanto para el caso del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar como el de maíz, fijando excepcionalmente precios que se ajusten a dicha necesidad”.
La actualización del precio de los biocombustibles le suma presión a los combustibles en el penúltimo mes del año, ya que también se sentirá el impacto de la entrada en vigencia del aumento dispuesto a fines de septiembre en el Impuesto sobre los Combustibles Líquidos (ICL) y el Impuesto al Dióxido de Carbono (IDC).
Además, también influirán en un eventual ajuste la devaluación mensual del 2% del dólar y los movimientos en el precio del Brent, que a principios de octubre tuvo un repunte pero en el cierre del mes está volviendo a valores de fines de septiembre.
El Gobierno bonaerense anunció que comenzó con la Revisión Tarifaria Integral (RTI) para el servicio de distribución de luz, al tiempo que anunció el lanzamiento de un plan energético ante cortes de luz durante el verano.
El subsecretario de Energía bonaerense, Gastón Ghioni, que el “plan verano” consiste en que la Provincia en conjunto con las distribuidoras y cooperativas “lleva a cabo un diagnóstico y en los lugares donde hay problemas de transporte y distribución se contratan nuevos equipos de refuerzo”.
En rigor, durante las etapas de mayor demanda, se sumarán 20 megas para abastecer cinco puntos estratégicos de la Provincia: Carmen de Areco, Pergamino, 9 de Julio, General Viamonte y Mar del Tuyú. Estos equipos impactarán no solo en el servicio de dichas localidades sino también en las regiones lindantes.
El plan comenzará a partir del 15 de diciembre y tendrá una duración de dos meses, es decir, el 15 de febrero. No obstante, Ghioni no descartó que se extienda debido a que marzo se estima será un mes muy cálido con alta demanda energética. “El plan viene a solucionar los cortes por situaciones críticas ante un aumento de demanda por el calor”, indicó.
Además, el funcionario dio mayores precisiones en torno a la revisión integral de las tarifas energéticas, proceso que debe realizarse por ley y que está estipulado cada cinco años. “No vamos a hacer lo que hizo María Eugenia Vidal, el objetivo no es darle más tarifas a las distribuidoras”.
Ghioni recordó que las empresas encargadas de prestar el servicio eléctrico en la provincia tienen, desde 1997, la concesión por 100 años. Como parte de ese acuerdo, deben realizarse revisiones tarifarias periódicas.
Así, el Gobierno debe contratar a una universidad pública para que colabore con los aspectos técnicos. Paralelamente, se conformará un comité de seguimiento del proceso de revisión.
Ghioni expresó que la pretensión del gobierno bonaerense es “analizar la evolución de la demanda actual y de las inversiones, y así poder definir el costo y un nivel de rentabilidad razonable”, así como también “proyectar obras e inversiones”.
“A diferencia del plan de revisión anterior, se solicitará contar con obras nominadas y con un cronograma de ejecución, que reafirme el rol activo del Estado provincial en el control de las empresas”, sostuvo.
En el contexto de la Argentina Oil and Gas Expo Patagonia 2024, realizada en Neuquén, Germán Burmeister, presidente de Shell Argentina, destacó el crecimiento de la exposición, felicitando a los organizadores y subrayando el avance significativo de Vaca Muerta en los últimos años. Según Burmeister, este evento refleja el esfuerzo de la industria para posicionar a Vaca Muerta como un jugador clave en la energía global, y además es un momento propicio para reflexionar sobre cómo continuar de manera más competitiva y segura.
Burmeister mencionó la importancia de acelerar el desarrollo de Vaca Muerta, destacando tres factores clave para lograrlo: la necesidad de resolver el acceso libre a las divisas, mejorar la infraestructura a distintos niveles y contar con un capital humano altamente capacitado. Según él, es necesario aprender a “correr” en términos de desarrollo, ya que la industria aún está en una etapa de aprendizaje.
En cuanto a la relación con los proveedores locales, Burmeister explicó que Shell firmó un acuerdo con YPF para generar una mesa de trabajo en torno a la cadena de valor. Este acuerdo tiene como objetivo fortalecer el contenido local de manera competitiva, lo cual considera fundamental para el desarrollo de la industria.
Burmeister también subrayó la importancia del liderazgo colectivo en la industria, expresando optimismo respecto al futuro de Vaca Muerta y el rol que la industria petrolera puede jugar en la economía del país. Para finalizar, envió un mensaje de agradecimiento a los trabajadores de Shell por su compromiso y dedicación, invitándolos a seguir siendo parte de esta historia en construcción.
El parque solar fotovoltaico “El Quemado” es el primer proyecto de energía eléctrica renovable presentado al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Cabe destacar que YPF anunció recientemente que en noviembre presentará al RIGI el primer proyecto de la industria de O&G.
Se trata del oleoducto Vaca Muerta Sur, que requerirá una inversión de US$2500 millones y tendrá una capacidad de transporte de 360 mil barriles diarios para diciembre 2026, convirtiendo al país en uno de los principales exportadores de energía de la región.
El proyecto “El Quemado” fue anunciado por YPF Luz en julio 2024 y alcanzará una inversión total de USD 220 millones de dólares.
El parque, que estará ubicado en el departamento de Las Heras, provincia de Mendoza, fue desarrollado junto con EMESA (Empresa Mendocina de Energía) y se realizará en dos etapas hasta alcanzar una capacidad instalada total de 305 MW.
La potencia del parque equivale a la energía que utilizan más de 233.000 hogares y evitará la emisión de más de 385.000 toneladas de dióxido de carbono al año.
La puesta en marcha de la primera etapa se prevé para el primer trimestre de 2026, con un plazo de construcción de 18 meses.
Características del Parque Solar Fotovoltaico El Quemado
Capacidad instalada total: 305MW. Etapa I: 200W – Etapa II 105MW. Inversión total: US$ 220 millones. Fecha de presentación al RIGI: 25/10/2024.
El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, y el ministro de Seguridad, Pedro Prodromos mantuvieron una reunión con autoridades de la UTE, para avanzar en la planificación de seguridad y logística vial para las represas del Río Santa Cruz.
Como producto de los acuerdos alcanzados con la empresa Gezhouba Group Corp. durante la reciente visita del gobernador Claudio Vidal a la República Popular China, el Ejecutivo provincial comenzó a diseñar las acciones necesarias para cumplir con los compromisos asumidos y retomar la construcción de las represas sobre el río Santa Cruz.
En ese marco, el gobernador, junto al ministro de Seguridad, Pedro Prodromos, mantuvo una reunión con representantes de UTE Represas Patagonia. Durante el encuentro, se trazaron las líneas de acción prioritarias que buscan fortalecer la seguridad y el mantenimiento de la infraestructura vial en la zona de las represas.
Vidal destacó que el Gobierno Provincial ya trabaja para cumplir los compromisos en materia de seguridad, con la participación de la Policía Provincial y aseguró que este esfuerzo “es una respuesta directa a los acuerdos alcanzados durante la misión en China”.
En la reunión también se estableció la necesidad de un convenio con Vialidad Provincial y las autoridades de la UTE, responsables de las obras, para asegurar el mantenimiento de la Ruta 9, principal vía de acceso a las instalaciones de las represas.
“Nos hemos comprometido a trabajar en conjunto con las autoridades pertinentes y con la empresa Gezhouba para garantizar el acceso y la seguridad en la zona”, explicó Vidal. El objetivo es comenzar con los trabajos de mantenimiento en la ruta 9 a mediados de diciembre, cumpliendo así con el cronograma de acuerdos que Santa Cruz ha establecido.
Desde el Gobierno Provincial, se ha gestionado incansablemente ante el Ejecutivo nacional, así como con los diferentes actores internacionales, logrando que las represas sean incluidas en el Presupuesto 2025, lo que significa un paso indispensable para la reactivación de esta obra.
“Todo lo que hemos gestionado busca asegurar que las represas sean una realidad, cumpliendo cada compromiso asumido. Desde la seguridad hasta el mantenimiento de las rutas, estamos comprometidos en facilitar el desarrollo de esta obra. Ahora, el siguiente paso depende del Gobierno Nacional, que tiene la responsabilidad de terminar de definir los acuerdos restantes para que este proyecto avance”, finalizó.
El Gobierno de Santa Cruz, a través del Ministerio de Energía y Minería y de FOMICRUZ S.E., con el auspicio del Consejo Federal de Inversiones, inauguró este jueves el stand de Santa Cruz en la exposición Argentina Oil and Gas Patagonia 2024, en el Espacio DUAM, de la ciudad de Neuquén.
En este marco, y ante empresarios invitados para la oportunidad, Juan Carlos Morales, secretario de Estado de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minería, y Oscar Vera, presidente de FOMICRUZ S.E., llevaron a cabo la presentación formal de la provincia en este evento, transmitieron los saludos del Gobernador Claudio Vidal, y del ministro Jaime Álvarez, destacando que “creemos que Santa Cruz comienza una nueva etapa en la producción hidrocarburífera, con todo el potencial que representa Palermo Aike”.
En ese sentido, agregaron que “los resultados alentadores que estamos registrando en la Formación Palermo Aike, generan optimismo en el sector, lo que de confirmarse permitirá la creación de puestos de trabajo y reactivará la economía local y regional, representando un panorama muy alentador para el futuro de Santa Cruz”, afirmaron los funcionarios, destacando que “estamos viendo el impacto económico y productivo de Vaca Muerta, y creemos que, junto a la inversión del sector privado, la fuerza de los trabajadores santacruceños, y la producción e industrialización de nuestros recursos naturales, tenemos los ejes necesarios de esta nueva Santa Cruz”.
El costo promedio de los servicios públicos para un hogar representativo del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) se reduce en octubre por segundo mes consecutivo, al bajar un 2,5% frente a septiembre, 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 octubre un hogar promedio del AMBA, sin subsidios, gasta $134.414 al mes en cubrir sus necesidades energéticas, de transporte y de agua potable en el hogar, lo que implica un 2,5% menos que septiembre, cuando se alcanzó un costo de $141.534.
Al argumentar la merma, el IIEP sostuvo que “esta reducción del gasto en servicios públicos respecto de septiembre se explica por 1) menores consumos de energía eléctrica y gas que bajan una vez pasado el pico estacional de invierno mientras los cuadros tarifarios se modificaron levemente, se incrementó un 3,1% energía eléctrica y 0,5% gas natural en promedio, y 2) por incrementos en los cuadros tarifarios de agua”.
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 se presenta superior al observado en los últimos once meses y con tendencia al alza a razón de los incrementos tarifarios que complementan mayor estabilidad en los costos fuera de los picos estacionales” y aportó 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 369% 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 715% respecto a diciembre de 2023 y es explicado tanto por los aumentos tarifarios como por el aumento del consumo estacional”.
A su vez, detalló que “el gasto en energía eléctrica aumentó 162% mientras que los servicios públicos que no dependen de factores estacionales muestran un aumento del 601% para el transporte y del 289% para el agua”.
De esta manera, el IIEP reveló que “la canasta de servicios públicos del AMBA de octubre representa el 12,2% 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”.
China y la Unión Europea (UE) han reiterado su voluntad de resolver a través del diálogo la disputa sobre la investigación antisubsidios de la parte europea sobre los vehículos eléctricos chinos.
Ambas partes han decidido mantener el compromiso de precios como solución al caso, según un comunicado emitido por el Ministerio de Comercio de China tras una conversación mantenida hoy viernes por videoconferencia entre el ministro de esa cartera china, Wang Wentao, y el vicepresidente ejecutivo y comisario de Comercio de la Comisión Europea, Valdis Dombrovskis.
Hay fuertes llamados y elevadas expectativas de diversos sectores en China y Europa para el adecuado manejo del caso, dijo Wang.
Desde el 20 de septiembre, se han llevado a cabo intensas negociaciones entre las dos partes en relación con el compromiso de precios, logrando algunos avances positivos en determinados aspectos, pero siguen existiendo diferencias significativas en cuestiones de interés fundamental para las comunidades empresariales de China y Europa, mencionó.
Wang indicó que China salvaguardará inquebrantablemente los legítimos derechos e intereses de sus empresas. También expresó la esperanza de que ambas partes continúen avanzando en las negociaciones con base en la etapa previa de consultas, y logren avances sustanciales tan pronto como sea posible.
En la siguiente etapa de negociaciones del compromiso de precios, las consultas deben realizarse con base en la mutua consideración de las preocupaciones fundamentales, y de acuerdo con los principios de pragmatismo y equilibrio, indicó Wang, añadiendo que debe tomarse en cuenta tanto la efectividad del acuerdo como los intereses fundamentales de las empresas.
Debe establecerse un mecanismo de comunicación bilateral para la implementación y supervisión del compromiso de precios sobre la base de la confianza mutua, explicó
La parte europea ha presentado sugerencias específicas respecto al plan del compromiso de precios y propuso que los equipos técnicos de ambos lados realicen videoconsultas sobre este tema. La parte china acepta iniciar inmediatamente la siguiente fase de negociaciones y da la bienvenida al equipo técnico europeo para que visite China tan pronto como sea factible.
Las dos partes también intercambiaron puntos de vista acerca de las investigaciones sobre medidas de solución comercial iniciadas por China contra ciertos productos de la UE, entre ellos brandy, carne de cerdo y productos lácteos.
La parte china subrayó que esas investigaciones fueron iniciadas a solicitud de industrias nacionales, en pleno cumplimiento de las normas de la Organización Mundial del Comercio, así como de leyes y regulaciones chinas.
China continuará llevando a cabo las investigaciones de acuerdo con la ley y las regulaciones, y salvaguardará plenamente los derechos e intereses legítimos de todas las partes involucradas, de acuerdo con el ministerio.
La 50° Asamblea, que reunió a los representantes del área minera de 22 provincias argentinas en la ciudad de Córdoba, eligió a las nuevas autoridades del organismo, donde, por elección unánime, Salta asumirá la presidencia del Consejo. La secretaría de Minería y Energía Romina Sassarini fue designada como presidenta, abriendo un nuevo capítulo en la historia del COFEMIN.
La funcionaria enfatizó la importancia de trabajar en conjunto con la Nación. “Es imposible llevar adelante una política minera y una adecuada gestión integral de la minería si no lo hacemos en todos los estamentos, nacional, provincial, municipal y además compartiendo estas oportunidades y desafíos con el sector privado y las comunidades originarias”, destacó Sassarini.
Asimismo, Joaquín Aberastain Oro, de Río Negro, fue electo vicepresidente primero, y María Laura Delgado, de Buenos Aires, vicepresidenta segunda. Estos nombramientos definen la nueva estructura de liderazgo en el COFEMIN.
Durante la asamblea, también se renovaron las autoridades de las Delegaciones Regionales quedando distribuidas de la siguiente manera: José Gómez (Jujuy) para la región NOA, Federico Tenorio (Santa Fe) para la región NEA, Ivanna Guardia (La Rioja) para la región Cuyo, Gustavo Caranta (Córdoba) para la región Centro, y Cristian Buss (La Pampa) para la región Patagonia. Además, Juan Espínola asumirá como secretario ejecutivo.
Antes de finalizar, los asistentes apoyaron la propuesta de la provincia de Mendoza para realizar la Asamblea N° 51 en su territorio, coincidiendo con el Summit de Sostenibilidad Minera, que se llevará a cabo entre el 27 y el 29 de noviembre.
COFEMIN
El Consejo Federal de Minería (COFEMIN) es un pilar estratégico del desarrollo minero argentino, dedicado a promover y articular la política minera nacional en conjunto con la Nación y las provincias. Su misión es clara: asegurar un desarrollo minero sostenible y eficiente, identificando los retos y capitalizando las oportunidades que ofrece el sector.
Con este propósito, la COFEMIN lidera la coordinación de políticas, planes y programas operativos, fomentando la investigación, el intercambio técnico-económico y la cooperación activa entre la Nación y las provincias. Promueve además la regionalización e integración de áreas mineras con afinidad geoeconómica, y trabaja en la modernización legislativa y fiscal del sector.
En el marco de la Argentina Oil and Gas 2024, Leandro Deccechis, CEO de Aconcagua Servicios, subrayó la importancia de que la industria petrolera y todas las partes interesadas trabajen en conjunto para prever y superar los cuellos de botella que puedan presentarse en el desarrollo de Vaca Muerta. Deccechis destacó que la participación masiva y el creciente interés en la Expo son signos positivos, y expresó su confianza en que este tipo de eventos permitan una mejor articulación entre empresas, operadores, contratistas, sindicatos y gobiernos.
Aconcagua Servicios, una empresa dedicada al desarrollo de yacimientos convencionales, tiene operaciones en diversas cuencas, incluyendo Cuenca Neuquina y Cuenca Cuyana. Deccechis explicó que, aunque su compañía se enfoca en operaciones convencionales, han logrado mantenerse competitivos al tener su propia compañía de servicios, lo que les permite blindarse en un entorno donde los recursos para Vaca Muerta son muy demandados.
El CEO también hizo énfasis en la necesidad de un diálogo dentro de la industria para abordar los diferentes modelos de explotación: convencional y no convencional, así como los desafíos que ambos presentan. Según Deccechis, Argentina debe concentrar sus esfuerzos en el desarrollo de Vaca Muerta, pero no descuidar los campos convencionales, que pueden ser gestionados por empresas más pequeñas o con mayor especialización.
Finalmente, Deccechis reflexionó sobre la reciente venta de áreas por parte de grandes operadoras, como YPF, y celebró la transparencia y oportunidad que estas ventas representan para compañías que buscan expandir su operación. Aunque Aconcagua Servicios no logró adjudicarse áreas en la primera etapa del proyecto Andes, el CEO reafirmó su compromiso de seguir participando en futuros procesos de expansión, con un enfoque en el crecimiento sostenido y la gestión responsable de los recursos.
El gobernador de Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, aseguró que “el trabajo en la cuenca del Golfo San Jorge está garantizado”, tras la reunión que se llevó a cabo en Buenos Aires entre representantes de la empresa Pan American Energy (PAE) y referentes gremiales del sector, luego de que se anunciara recientemente, por parte de la operadora, el comienzo de una serie de planes vacacionales para aquellos trabajadores que se desempeñan en dicho sector productivo de la provincia.
Durante el encuentro, las partes acordaron un esquema ordenado de readecuación de los trabajos, a la vez que se comprometió la reactivación de la actividad en la cuenca a partir del 2 de enero. “Los planes de inversión anuales se van a mantener, y eso es parte del compromiso de la operadora con Chubut”, aseguró el titular del Ejecutivo provincial.
Sostenimiento de la actividad
Asimismo, durante la reunión, se abordaron cuestiones relacionadas con la actividad de la empresa, luego de que por cuestiones técnicas se adelantara la ejecución del presupuesto para las operaciones del año en curso, en cuyo marco se pautó una serie de planes vacacionales, sin que se comprometan los ingresos de los trabajadores, los cuales “representan un engranaje esencial en el área hidrocarburífera más productiva de nuestra provincia, y van a conservar sus empleos”, puntualizó Torres.
Asimismo, el mandatario chubutense aseguró que tras las gestiones de la Provincia “y un esfuerzo conjunto de todas las partes involucradas”, se pudo acordar “la continuidad de las fuentes laborales”, y agregó que “el próximo paso será evaluar distintas acciones para que los ingresos de los trabajadores no se vean afectados”.
Compromiso entre las partes
Finalmente, el Gobernador puso al diálogo entre todas las partes como la “clave para garantizar la paz social”, y concluyó destacando así “la articulación entre el Estado y el sector privado, para que la situación actual del país no tenga un impacto directo en el empleo y que uno de los sectores más importantes de la economía provincial continúe generando crecimiento y desarrollo”.
La compañía petrolera Shell realizará en diciembre próximo trabajos de sísmica 3D en dos bloques de la Cuenca Argentina Norte (CAN), en lo que será el segundo intento por hallar hidrocarburos en el Mar Argentino después del primer intento fallido de Equinor. En qué consisten las tareas.
Tal como adelantó EOL, la duración de las actividades será de alrededor de tres meses y constará de tres fases: la movilización de los buques, la campaña sísmica propiamente y la desmovilización de las embarcaciones.
La prospección sísmica se centrará en las áreas CAN-107 y CAN-109, donde Shell es la principal empresa operadora, con el 60% de participación. Qatar Petroleum tiene el 40% restante.
De acuerdo a la información que consta en el documento de divulgación presentado por Shell, para la etapa sísmica se utilizarán dispositivos de aire comprimido remolcados en las embarcaciones a lo largo de las líneas de prospección proyectadas. “La fuente de energía de aire comprimido es la más comúnmente utilizada en exploraciones marinas, dado que el aire comprimido es una fuente accesible y los pulsos que genera son predecibles, repetibles y controlables”, explicaron.
En el proceso, una cámara de aire comprimido es descargada rápidamente en el agua para crear un pulso acústico. Las ondas de sonido generadas por las fuentes de energía se reflejan y reflectan en las distintas capas del subsuelo al encontrar cambios en las propiedades físicas (distintos estratos geológicos, gas, petróleo, etc.), y vuelven a la superficie, donde son captadas por hidrófonos que se encuentran ubicados dentro un sistema de cables sísmicos, comúnmente llamados streamers. Las ondas son medidas por el tiempo en que tardan en llegar a la superficie, de lo que se infiere su posición en profundidad y su geometría. El producto final es una “imagen” del subsuelo en 3 dimensiones.
Para la adquisición se prevé la utilización de un buque sísmico, el cual irá acompañado por dos embarcaciones de apoyo. Una de ellas es el buque de guardia o seguimiento (escort). Su función será la de garantizarle al buque sísmico (y su arreglo), una navegación segura, sin interferencias con otras embarcaciones. La otra embarcación de apoyo es un buque logístico (supply). Su función será la de abastecer el buque sísmico de provisiones e insumos, así como la realización de cambios de tripulación.
El Puerto de Mar del Plata, la base de las operaciones
Según detalló la compañía, el Puerto de Mar del Plata volverá a ser la base logística tal como sucedió con la exploración y perforación que llevó adelante la compañía noruega Equinor.
La terminal marítima local está ubicada a una distancia de más de 190 kilómetros desde el vértice noroeste del Área Operativa Sísmica. Durante la ejecución del proyecto, cuando se requiera combustible, alimentos frescos y suministros, el puerto que se utilice para servicios logísticos será el de Mar del Plata. En este puerto se realizará la descarga de los residuos generados a bordo a cargo del buque de apoyo y también se utilizará para los cambios de tripulación en el puerto.
Como puertos secundarios alternativos, únicamente en caso de alguna emergencia, dado que no se prevé como puertos operativos para aprovisionamiento, se considera al de Buenos Aires y el de Quequén. El buque sísmico cuenta también con helipuerto para transportes de emergencia que requiera la operación, esperando contar con el servicio desde el helipuerto en tierra ubicado en el Puerto de Mar del Plata. La operación se llevará a cabo las 24 horas, todos los días de operación.
Una explosión seguida de un incendio se registró este jueves en la madrugada en una planta de Transportadora Gas del Sur (TGS) ubicada en el yacimiento de Tratayén, según consigna el la versión en línea del Diario Río Negro.
Si bien el incidente generó alarma, la empresa aseguró que la situación fue rápidamente controlada gracias a la rápida intervención de los equipos de emergencia. Según TGS, el origen del incidente fue un sobrecalentamiento en un componente del sistema de ventilación de una chimenea.
TGS reportó el incidente en su planta de Tratayén.. Se trató de una explosión causada por el sobrecalentamiento de un componente de una chimenea generó un principio de incendio que fue rápidamente controlado.
La empresa aseguró que en ningún momento existió riesgo para la población ni para el medio ambiente, ya que la instalación afectada se encuentra aislada de las áreas operativas.
En el marco de la conferencia de la Argentina Oil & Gasque se lleva a cabo en Neuquén Capital entre el 23 y el 25 de octubre, Horacio Marín, presidente de YPF, anunció un ambicioso proyecto para fortalecer la seguridad y la formación de los operarios que trabajan en la cuenca de Vaca Muerta: la creación de un Centro de Formación para Operarios de Vaca Muerta.
Durante su discurso, Marín subrayó la importancia de este centro como un paso crucial para la seguridad en la industria energética. “En mi experiencia laboral, he visto que la mayoría de los accidentes suceden porque las personas no saben el riesgo que están tomando. No quiero trabajar en una industria donde la gente desconoce esos riesgos”, señaló enfáticamente.
El ejecutivo hizo un llamado a todas las compañías del sector para que unan esfuerzos en la capacitación de los operarios, asegurando que “el personal conozca su oficio, los riesgos y esté adecuadamente capacitado en materia de seguridad”.
Este centro formativo tiene como objetivo principal abordar uno de los mayores desafíos que enfrenta el desarrollo pleno de Vaca Muerta: la escasez de recursos humanos capacitados.
Marín explicó que, si bien suele pensarse que el cuello de botella son las inversiones o la falta de ingenieros, el verdadero reto reside en los operarios que trabajan directamente en los pozos. “Nos sobrarán ingenieros y geólogos, pero necesitamos operarios que sepan lo que están haciendo. Por eso voy a luchar para que este centro tecnológico sea utilizado por toda la industria”, afirmó.
Los ecuatorianos sufren severos cortes en el suministro de electricidad de hasta 14 horas diarias desde este viernes tras agravarse la crisis energética que atraviesa el país debido a una sequía extrema, informó la ministra de Energía, Inés Manzano.
“Enfrentamos una crisis dinámica y sin precedentes que nos obliga a adaptarnos a escenarios cambiantes”, expresó la funcionaria mediante un video difundido este viernes en redes sociales.
La funcionaria añadió: “Hemos tomado la dolorosa, pero responsable, decisión de modificar el plan de racionamientos, aumentando de ocho a 14 horas diarias, y que tendrá una evaluación el día domingo (27 de octubre)”.
Manzano precisó que el principal problema son los caudales deprimidos, en límites históricos, de las centrales hidroeléctricas como Mazar y Coca Codo Sinclair, que cubren el 72 por ciento de la demanda energética del país sudamericano.
“Tomamos esta dura decisión basada en la difícil situación climática. Toda Sudamérica se enfrenta a una sequía sin precedentes y Ecuador no es la excepción. Varios países tienen cortes de electricidad y todos hemos visto con asombro las imágenes de un seco río Amazonas”, expuso.
El anuncio del aumento de horas de cortes de luz se dio luego de una reunión de un comité asesor de energía, creado por el Gobierno, al que la víspera el presidente de Ecuador, Daniel Noboa, pidió tomar decisiones inmediatas para paliar la crisis.
Los apagones de hasta 14 horas diarias rigen desde este viernes y, pasadas las 00:30 locales (05:30 GMT), las empresas de distribución eléctrica empezaron a difundir la nueva planificación en sus páginas de internet.
Los apagones se aplican en Ecuador desde el 23 de septiembre debido a la peor sequía de las últimas seis décadas, que afectó a los embalses de las centrales hidroeléctricas del país, y a la suspensión del suministro de electricidad procedente de Colombia. Los cortes de luz duraron, entonces, hasta 12 horas diarias, detalló la agencia de noticias Xinhua.
Y fueron disminuyendo paulatinamente a ocho hasta el jueves de esta semana, situación que afectó no solo a los hogares, sino también al sector industrial y productivo.
Fue inaugurada en el Parque Industrial de General Güemes de Salta la primera planta comercial de producción de hidróxido de litio del país. Pertenece al proyecto “Sal de Oro” de la minera Posco Argentina y representa un avance significativo en la producción de litio en el país, especialmente en el sector de materiales para baterías recargables, esenciales para la transición hacia una economía más ecológica.
Durante su discurso el gobernador Gustavo Sáenz aseguró que con esta inauguración Salta se consolida como destino minero de inversión. “Cada inauguración, cada puesta en marcha, son la evidencia más contundente del trabajo que venimos realizando en la provincia y que nos posiciona como un destino privilegiado para invertir en minería”, expresó.
Explicó además que la puesta en marcha de este proyecto redundará en progreso, desarrollo, transformación y crecimiento económico para la provincia. “Con una inversión que supera en esta fase los USD 800 millones, el proyecto generará un impacto económico significativo, creando una cifra que supera los 3.800 empleos, incluidos más de 300 empleados directos. Además, contempla la integración de más de 60 proveedores locales afianzando su compromiso con la comunidad y el desarrollo económico de la región.
Fue inaugurada en el Parque Industrial de General Güemes de Salta la primera planta comercial de producción de hidróxido de litio del país. Pertenece al proyecto “Sal de Oro” de la minera Posco Argentina y representa un avance significativo en la producción de litio en el país, especialmente en el sector de materiales para baterías recargables, esenciales para la transición hacia una economía más ecológica.
Durante su discurso el gobernador Gustavo Sáenz aseguró que con esta inauguración Salta se consolida como destino minero de inversión. “Cada inauguración, cada puesta en marcha, son la evidencia más contundente del trabajo que venimos realizando en la provincia y que nos posiciona como un destino privilegiado para invertir en minería”, expresó.
Explicó además que la puesta en marcha de este proyecto redundará en progreso, desarrollo, transformación y crecimiento económico para la provincia. “Con una inversión que supera en esta fase los USD 800 millones, el proyecto generará un impacto económico significativo, creando una cifra que supera los 3.800 empleos, incluidos más de 300 empleados directos. Además, contempla la integración de más de 60 proveedores locales afianzando su compromiso con la comunidad y el desarrollo económico de la región.
El embajador de Corea en Argentina, Lee Yong Soo en su discurso manifestó que “el inicio de producción de esta planta marca un hito en nuestra historia de más de 160 años de amistad y colaboración entre Corea y Argentina. El proyecto Sal de Oro está abriendo un nuevo horizonte de asociación económica entre ambos países”, agregó al tiempo que agradeció a las autoridades nacionales y provinciales por el apoyo ofrecido a Posco, “sin su colaboración no habría sido posible el éxito de esta iniciativa”.
Explicó también que “este proyecto va a seguir contribuyendo al desarrollo económico y social de la provincia de Salta y también al desarrollo de la industria del litio en Argentina para que el país se convierta en uno de los principales productores del mundo. El impacto de este proyecto no es sólo provincial o nacional, también es mundial ya que contribuirá a la estabilización y al buen funcionamiento de las cadenas globales de suministro de este mineral de importancia”.
En un acto encabezado por el gobernador Alberto Weretilneck, la Provincia firmó acuerdos con el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) para modernizar los contenidos educativos en escuelas técnicas, preparando a sus jóvenes para los desafíos de la industria del petróleo y gas. Este proyecto forma parte de una política pública provincial para atender las necesidades del sector energético que será motor de la transformación productiva en Río Negro.
El anuncio se realizó hoy en la sede de la Secretaría de Energía y Ambiente de Río Negro, donde se firmó un acuerdo marco con el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) para poner en marcha un plan piloto de actualización educativa en tres escuelas técnicas de la provincia.
El programa piloto será implementado en el CET Nº 7 de Catriel, el CET Nº 9 de Cipolletti y el CET Nº 16 de Cinco Saltos, instituciones que verán actualizados sus contenidos en áreas clave como Electricidad, Electrónica y Electromecánica. Estos cambios permitirán que las y los estudiantes egresen con los conocimientos y habilidades requeridos por la industria energética, asegurando su inserción laboral en un sector estratégico para el desarrollo de la provincia.
Durante el acto, el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, destacó: “Este acuerdo es el resultado de un trabajo en conjunto entre el gobierno, la industria y las escuelas técnicas. Lo que estamos firmando hoy garantiza que los egresados de estas instituciones tendrán una formación adaptada a lo que la industria necesita, no solo hoy, sino en los próximos años. Queremos que nuestros jóvenes tengan un futuro garantizado en la actividad, con un título validado por las empresas que necesitan personal calificado”.
El programa cuenta con una inversión total de 400.000.000 de pesos, financiada por empresas líderes del sector energético como YPF, Phoenix, Aconcagua Energía, Petróleos Sudamericanos, Oldelval y Calfrac. Estos fondos se destinarán a la adquisición de equipamiento para los talleres de las escuelas seleccionadas. Además, el plan contempla la incorporación de visitas a plantas y prácticas en empresas del sector para que los estudiantes puedan aplicar los conocimientos en entornos reales.
El presidente del IAPG, Ernesto López Anadón, elogió el rápido avance de la iniciativa: “Este proyecto se ha concretado en tiempo récord. Hemos trabajado muchos años para mejorar las carreras técnicas, y este es un paso fundamental. La industria del petróleo y gas necesita profesionales calificados, y esta colaboración con el Gobierno de Río Negro asegura que estamos formando a los técnicos que la industria va a requerir. Esperamos que este sea un ejemplo que sigan otras provincias”.
Luego de la firma de los convenios particulares, se anunció la incorporación de la escuela técnica CET Nº 12 de Sierra Grande al programa piloto, gracias a un compromiso asumido por YPF S.A.. La empresa financiará en su totalidad el equipamiento del taller de esta institución, que cuenta con especialidades en Química y Electromecánica. Este aporte adicional refuerza la intención de expandir el programa a más escuelas técnicas de la provincia, garantizando que un mayor número de estudiantes acceda a una formación técnica de calidad, alineada con las necesidades de la industria del gas y el petróleo.
Cómo surgió la iniciativa
El proyecto es el resultado de varias reuniones entre el IAPG, el Ministerio de Educación y Derechos Humanos de Río Negro y la Secretaría de Energía y Ambiente de la provincia, en las que se definió la necesidad de adaptar los contenidos educativos a las nuevas exigencias de la industria energética. El objetivo es garantizar que los egresados de las escuelas técnicas rionegrinas cuenten con las herramientas necesarias para insertarse exitosamente en el mercado laboral del gas y el petróleo.
Estuvieron presentes la ministra de Educación y Derechos Humanos, Patricia Campos; la secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini; el presidente de YPF, Horacio Marín; el CEO de Phoenix Global Resources, Pablo Bizotto; el titular de Aconcagua Energía, Diego Trabucco; el CEO de Petróleos Sudamericanos, Alfredo Buonatto; el CEO de Oldelval, Ricardo Hossel, y el Country Manager de Calfrac, Adrián Martínez. También participaron los intendentes de las localidades donde están los colegios, legisladores provinciales y demás funcionarios provinciales.
Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE) publicó el llamado a Licitación Pública 02/24, un proyecto clave para el desarrollo de la infraestructura eléctrica de la provincia de San Juan. Esta licitación incluye las siguientes ampliaciones:
Estación Transformadora Solar Ullum en 132 kV y 33 kV
Estación Transformadora Albardón/ Chimbas en 132 kV
Construcción de una nueva línea de alta tensión doble terna de 132kV entre ambas estaciones transformadoras
Estas ampliaciones permitirán un significativo aumento en la capacidad de transporte de energía en el área, incrementando en 200 MVA la capacidad de evacuación de generación de energía fotovoltaica de importantes proyectos fotovoltaicos como el Parque Solar ALFA de 50 MW y el Parque Solar El Chaguar de 130 MW, en simultaneidad con la máxima capacidad de generación de las centrales hidroeléctricas Los Caracoles y Punta Negra. Además, permitirá la futura vinculación al sistema eléctrico de la energía del proyecto hidroenergético El Tambolar.
Con este proyecto, EPSE refuerza su compromiso con el desarrollo sustentable, mejorando la confiabilidad y robustez del sistema eléctrico provincial. La empresa sigue consolidándose como líder en el diseño y ejecución de proyectos energéticos de gran envergadura, integrando fuentes renovables para impulsar el crecimiento económico de la región.
Para obtener más información sobre esta licitación, visite el siguiente enlace: https://www.epse.com.ar/web/novedad/llamadoalicitacionpublican0224/474
El gobernador de la provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof, inauguró este miércoles una nueva Estación Transformadora que permitirá abastecer de energía a más de 1.700 usuarios residenciales y potenciar las capacidades industriales y comerciales del municipio de Punta Indio. Fue junto al ministro de Infraestructura y Servicios Públicos, Gabriel Katopodis; el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni; el intendente local, David Angueira; y el presidente de la Cooperativa Eléctrica CESPI, Miguel Ángel Landa.
En ese marco, Kicillof afirmó: “Estas grandes obras de infraestructura en el interior de la provincia no las realiza el mercado que se rige con la lógica del beneficio privado, ni mucho menos los vecinos agrupándose para juntar el dinero necesario: aquí, como en todos los países del mundo, las hace el Estado o no las hace nadie”. “Esta obra era muy necesaria porque va a traer mejor calidad de vida en Punta Indio y, al mismo tiempo, va a sentar las bases para el desarrollo y el crecimiento del distrito”, agregó.
A partir de una inversión de $3.817 millones la estación transformadora se vinculará al sistema de media tensión a través de una nueva línea aérea de 22 kilómetros entre Punta Indio y Verónica. De esta manera, el aumento de la potencia instalada beneficiará a más de 12.000 bonaerenses, permitiendo una mayor corriente disponible con mejor distribución y logrando una tensión estable que reduzca los cortes generales por fallas o en épocas de alta demanda.
Por su parte, Angueira subrayó: “Esta inauguración era una demanda histórica de nuestra comunidad y se da en un contexto muy adverso: eso muestra que contamos con un Gobernador que se preocupa y se ocupa por las necesidades de cada municipio”.
A su vez, el Gobernador anunció que se reactivarán obras de infraestructura que fueron neutralizadas por decisión del Gobierno nacional: “La Nación paró mil obras en la provincia de Buenos Aires, entre las que se encuentran escuelas, hospitales, viviendas e infraestructura vial: en Punta Indio vamos a reactivar con fondos propios el Centro de Primera Infancia y a retomar las obras en el Hospital Municipal de Verónica”.
Por último, Kicillof sostuvo: “El Gobierno nacional nos quiere llevar a una lógica en la que todos aquellos que no cuentan con suficientes recursos no puedan acceder a sus derechos: es todo lo contrario a una sociedad más igualitaria como la que aspiramos en la provincia de Buenos Aires”. “Tenemos cada vez más demandas y menos recursos, pero no nos vamos a borrar, vamos a seguir estando presentes para escuchar, acompañar y continuar ampliando los derechos de los y las bonaerenses”, concluyó.
Estuvieron presentes la jefa de Asesores del Gobernador, Cristina Álvarez Rodríguez; el ministro de Gobierno, Carlos Bianco; el subadministrador general de Vialidad provincial, Hernán Y Zurieta; el senador provincial Federico Fagioli; y el gerente de la Cooperativa Eléctrica CESPI, Raúl Balduzzi.
La guerra por el GNL suma un nuevo jugador: Techint, del grupo Rocca, anunció su proyecto para exportar gas de Vaca Muerta desde una planta en Bahía Blanca.
Esta decisión revitaliza las aspiraciones bonaerenses, luego de que YPF decidiera trasladar su planta a Río Negro. La carrera por los dólares de las exportaciones de GNL se intensifica, con Techint, YPF y PAE como principales competidores.
La oficialización del proyecto se espera para fin de año, tras la reglamentación del RIGI, según consigna el sitio especializado en política Letra P.
La disputa por el GNL adquiere nuevamente tintes políticos. Techint desafía a YPF y PAE con un proyecto en Bahía Blanca, una decisión que compensa la pérdida de la inversión de YPF en la provincia de Buenos Aires.
De hecho la tensión política fue uno de los factores principales que hizo dudar a la petrolera malaya Petronas de continuar con el megaproyecto de GNL junto a YPF. La pelea entre la provincia de Buenos Aires y Río Negro la terminó ganando la provincia patagónica con el favor de la Casa Rosada. Ahora esa sería una revancha para Kicillof, con uno de los popes del círculo rojo como principal socio.
La decisión de Kicillof de impulsar la industria del GNL en la provincia encuentra un nuevo aliado en Techint, mientras el gobierno de Milei define las reglas de juego para este sector clave.
El presidente de YPF, Horacio Marín, confía en que la petrolera cuadruplique su valor en los próximos 4 años y que el país exporte US$ 30.000 millones en 2031, en medio del desarrollo del yacimiento de Vaca Muerta.
Dijo además que se están tratando de abrir mercados en Alemania, Turquía, Italia, Hungría e India. Para lograrlo, se deberá duplicar la producción de petróleo y gas y exportar. “Tenemos que lograr exportar 120 millones de metros cúbicos en el GNL”, aclaró.
Marín habló en el marco del Argentina Texas Energy Summet. Dijo que el objetivo es “ayudar a que YPF sea una empresa gigante y que la Argentina sea un exportador”.
“En 2027 vamos a hacer el gasoducto más grande de la Argentina por todo el GNL que vamos a vender”, confió. Y sostuvo que el GNL no es un proyecto solo de YPF, sino que de toda la industria.
En su oportunidad, Marcos Bulgheroni, CEO de PAE, ya había señalado que el acceso del gas a los mercados mundiales, a través del barco flotante de licuefacción que dispuso la compañía, es un “primer gran paso para que la Argentina se convierta en un polo exportador generador de divisas”.
“Estamos en negociaciones con YPF y otras compañías del sector para que se sumen al joint venture que formamos con Golar”, reveló.
Trascendió además que Marcelo Mindlin, dueño de Pampa Energía, analiza construir otra planta de GNL, para aprovechar los incentivos del régimen para grandes inversiones.
El litio se convirtió en un elemento clave en la fabricación de baterías para vehículos eléctricos y la generación de energía con paneles solares o turbinas eólicas. En base a ello, un grupo de expertos halló el depósito más grande de litio en Estados Unidos, dentro de un volcán extinto.
El descubrimiento fue realizado por los geólogos y vulcanólogos Thomas Benson, Matthew Coble y John Dilles, quienes publicaron los detalles en la revista ‘Science Advances‘. El depósito se encuentra en la Caldera McDermitt, situado entre los estados de Nevada y Oregón
Esta caldera tiene una extensión de 45 kilómetros de largo y 35 de ancho, y alberga entre 24 y 40 millones de toneladas de litio, según las estimaciones.
El depósito de McDermitt podría superar al de las salinas de Bolivia, considerado hasta ahora uno de los más grandes del mundo, con 23 millones de toneladas de litio. Este notable hallazgo también podría tener un impacto significativo en el suministro mundial de este recurso.
Según los especialistas, la separación del litio y la arcilla en la Caldera McDermitt es más directa que en otros depósitos, lo cual podría acelerar la producción y reducir significativamente los costos operativos. Algo que coloca a EEUU en una posición de privilegio.
Con la posibilidad de una extracción más sencilla y económica, Estados Unidos podría no solo asegurar su futuro energético, sino también fortalecer sus lazos comerciales con otras naciones, como por ejemplo, China, India y Rusia, quienes mostraron interés en los depósitos de Bolivia.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, aseguró que “en Neuquén la energía es una política de estado”, destacó la seguridad que brinda invertir en Neuquén y pidió asociarse a las empresas neuquinas para acceder a mejoras competitivas.
Lo hizo durante la apertura de la Oil and Gas Expo Patagonia 2024 que reunió a las empresas del sector energético y del sector público en una muestra que visibilizó el desarrollo y el potencial energético de Vaca Muerta.
“Somos conscientes que debemos trabajar junto con la industria. Si la industria crece, va a crecer nuestra economía. Si nuestra economía crece y hacemos un buen manejo de las arcas del Estado, seguramente vamos a poder generar un mayor bienestar en nuestra gente”, aseguró Figueroa.
El gobernador recordó la seguridad que implica invertir en Neuquén con reglas de juego claras. “Siempre miramos el largo plazo”, reforzó.Al analizar el futuro energético, reconoció que “nos tenemos que esforzar porque vamos a competir con los mejores del mundo”. Y consideró que será clave trabajar en equipo junto a las empresas para lograr un win win “que no sólo rinda desde lo económico”.
El gobernador repasó el logro del plan de becas provincial Gregorio Álvarez que permite a 15.600 neuquinos ser financiados por la industria. “La educación es uno de los puntos claves para lograr sustentabilidad social”, recordó.“Estamos educando gente que seguramente va a poder trabajar en la industria y va a poder mejorar los rendimientos porque vamos a tener personas mucho más preparadas. Y también logramos como provincia proyectarnos mucho más allá cuando ya no sea rentable sacar el gas y el petróleo de nuestra tierra”, amplió.
El mandatario reiteró que está trabajando para poder mejorar la infraestructura y atender una demanda creciente de servicios forzada por miles de personas que llegan a Neuquén en busca de nuevas oportunidades. “Esos bienes y servicios públicos los tiene que proveer el Estado. Nosotros somos conscientes que ahí tenemos que invertir muchas regalías que también cobramos por parte de la industria”, señaló.
Recordó que “estamos atrasados en infraestructura, nos hacen falta 600 kilómetros de ruta, nos hacen falta 40 escuelas más, nos hacen falta 50 hospitales o centros de atención a la salud, nos hacen falta servicios básicos”. Pero advirtió que también “se logra siendo ordenados, teniendo superávit, no malgastando los recursos públicos y trabajando codo a codo con determinados sectores y obteniendo financiamiento a buena tasa”.
En esta línea, explicó que más allá del superávit, la búsqueda de financiamiento no será para pagar gastos corrientes, sino para hacer más infraestructura, que arrastra un déficit de 4 mil millones de dólares.
Agradeció el compromiso de la industria que permitirá financiar determinadas obras que son claves en la región de Vaca Muerta.
El gobernador reiteró que se encuentra a la espera de la reglamentación de la Ley de Hidrocarburos para adherir como provincia al RIGI. A lo que seguirá la ley de incentivos de inversiones propia Invierta en Neuquén.Además, llamó a asociarse a las empresas neuquinas para acceder a mayores beneficios. “Son las que conocen el lugar, conocen a los trabajadores, conocen lo que se necesita, conocen la idiosincrasia. Incluso en el tema de los yacimientos convencionales, vamos a bajar la tasa de las regalías”, detalló.
En otra parte de su discurso, aseguró que “hemos contribuido desde Neuquén a poder generar o establecer vínculos de confianza rotos en otras épocas, como por ejemplo con el vecino país de Chile” y agradeció la presencia de los funcionarios del vecino país.También reconoció al director y presidente del Directorio de YPF S.A., Horacio Marín que permitió que la Argentina “pueda pensar más allá del cono sur” a través del desarrollo del GNL. En esta línea, hizo un especial reconocimiento a la labor política del gobernador Alberto Weretilneck por ofrecer a Río Negro para la Planta del GNL y potenciar así a la Patagonia.“Para que le vaya bien a la Argentina, le va a tener que ir bien a Neuquén”, cerró su discurso Figueroa.
La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, participó en la Argentina Texas Summit que se celebró en Neuquén. El evento fue organizado por la Argentina-Texas Chamber of Commerce (ATCC) en colaboración con el Energy Workforce and Technology Council de Estados Unidos.
El encuentro tuvo como principal objetivo fortalecer los lazos e intercambiar conocimientos entre Argentina y Texas, dos regiones con las mayores reservas no convencionales de petróleo y gas del mundo.
Latorre compartió el panel “Macroeconomía, regulación y ambiente de inversiones”, junto al gobernador de Córdoba, Martín Llaryora; el vicegobernador de Rió Negro, Pedro Pesatti; el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce, y intendente de Neuquén, Mariano Gaido. El cierre del panel y del encuentro en general lo realizó el gobernador local, Rolando Figueroa.
En su discurso, Latorre aseguró que el Gobierno provincial está transitando un cambio en la política hidrocarburífera que apunta a capitalizar la producción del convencional, pero también a explorar y poner en producción en los próximos años el tercio de la cuenca de Vaca Muerta que está en Mendoza.
La funcionaria citó el discurso del director ejecutivo de YPF, Horacio Marín, para resaltar la importancia de viabilizar inversiones de operadores más chicos para capitalizar la producción del convencional. “Atomizar ese juego de actores en el convencional, en la provincia de Mendoza, con el Plan Andes de YPF, que se retira de esa participación, con muchos otros operadores que están llegando a ser más eficiente esa producción en el convencional en la provincia de Mendoza”.
“Pero también nos interesa el crecimiento hacia el norte de Vaca Muerta hacia nuestro lado. Estamos convencidos de que tenemos que iniciarlo con ese desrisqueo de nuestra parte de Vaca Muerta, que tiene ciertos límites, pero que también tiene muchísimo potencial y eso requiere inversión”.
Latorre agregó que la Vaca Muerta mendocina ofrece oportunidades que están afincadas en datos, como los que ha arrojado la primera exploración que ha hecho YPF en dos áreas, una de exploración y una de explotación, en CNVII y Paso Bardas Norte, con resultados tan auspiciosos que han animado a YPF a pedir el paso al segundo período exploratorio y a seguir incrementando inversiones.
Más adelante, Latorre, en consonancia con distintos discursos, habló de la importancia de la infraestructura para la industria y destacó que Mendoza la tiene. “La provincia está atravesada por un gasoducto y por un oleoducto y eso explica muchas de las inversiones que se han viabilizado actualmente en Vaca Muerta”, sostuvo.
“Mendoza es una provincia atractiva, más allá de las condiciones geológicas. Los incentivos o oportunidades de la provincia son muy claros, tanto regulatorios como institucionales y fiscales. Regulatorios porque siguen existiendo áreas libres para los permisos de exploración y para las concesiones de explotación, con la posibilidad de un modelo único de licitación continua, que ofrece continuamente oportunidades de inversión en el mercado. Además, hemos regulado un modelo de iniciativa privada porque, seguramente, a ustedes que están en el sector, se les ocurren planes de inversión y de negocios mucho más eficientes”.
Latorre agregó: “El otro aporte que ha hecho la provincia para hacer más eficientes esas inversiones es trabajar en un esquema de reducción de regalías. El Gobierno está convencido de que no funciona este juego de suma cero. Por lo tanto, lo mejor es colaborar para que esas inversiones se realicen y que el sector privado obtenga su rentabilidad, pero produciendo más, lo que nos termina beneficiando a todos”.
Cerrando con su discurso, Latorre invitó al sector a invertir en Mendoza asegurando que la “provincia entiende la transición energética, pero partiendo del aprovechamiento de los recursos actuales. Estamos trabajando en esa transición energética con una política de promoción minera, porque entendemos la diversificación de las inversiones del sector energético, no tan sólo en el oil and gas, sino también en las energías renovables y en la minería. Todos vectores esenciales, imprescindibles para esa ansiada transición energética, pero siempre partiendo del aprovechamiento de los recursos actuales”. Finalmente, destacó que esos recursos están también en la provincia de Mendoza y en un tercio de lo que significa el total de la formación de Vaca Muerta.
Una jornada con los máximos referentes de la industria
El Argentina-Texas Energy Summit 2024 reunió a los máximos referentes de la industria energética bajo el lema El salto exportador de Vaca Muerta: la alianza EEUU-Argentina como motor de crecimiento.
El encuentro forma parte de una misión a Vaca Muerta que busca atraer inversiones extranjeras hacia el sector de oil & gas en Argentina.
La apertura del summit estuvo a cargo de la vicepresidenta Victoria Villarruel, que destacó que la Argentina “aspira a que el desarrollo masivo de Vaca Muerta pueda generar en el menor tiempo posible exportaciones de petróleo y gas por divisas equivalentes a nuestras exportaciones agropecuarias”.
Además, hubo destacados expositores, como la oficial de Energía y Minería de la Embajada de EEUU, Karina Veras; el director ejecutivo de YPF, Horacio Marín, y altos directivos de operadoras claves en la Cuenca Neuquina.
YPF anunció este miércoles la formación de un consorcio con cinco empresas internacionales para llevar adelante el proyecto Vaca Muerta Sur. Así lo confirmó el CEO de la petrolera estatal, Horacio Marín, durante la AOG Patagonia, el evento del sector más importante de este año en el país.
Esta megaobra, que demandará una inversión de 2.500 millones de dólares, permitirá exportar hasta 400.000 barriles diarios de crudo desde la cuenca neuquina.
El proyecto, pionero en el marco del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones, consolida a Vaca Muerta como uno de los yacimientos no convencionales más importantes del mundo.
El proyecto Vaca Muerta Sur, impulsado por YPF y un consorcio de empresas internacionales, representa un hito en la historia energética de Argentina.
La construcción de un ducto y una terminal de exportación en Sierra Grande, con una inversión de 2.500 millones de dólares, permitirá incrementar significativamente las exportaciones de crudo y generar miles de puestos de trabajo.
Este proyecto, además de fortalecer la matriz energética del país, posicionará a Argentina como un jugador clave en el mercado global de hidrocarburos.
El Gobierno Provincial, a través del Ministerio de Energía y Minería junto a la empresa FOMICRUZ S.E., participa de una nueva edición de la exposición Argentina Oil and Gas Patagonia 2024 que se lleva adelante en el Espacio DUAM, en la ciudad de Neuquén.
Organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, y con la participación de más de 250 expositores de los sectores de exploración, perforación, producción, tratamiento y transporte de la industria, es el evento más importante de la industria del petróleo y gas a nivel nacional, por lo que “representa una buena oportunidad para fortalecer la posición estratégica de la provincia”, destacaron las autoridades.
La provincia cuenta con stand propio, auspiciado por el Consejo Federal de Inversiones, y en este marco destacaron que “la expectativa está centrada en los resultados obtenidos a partir de los primeros ensayos para la exploración de hidrocarburos no convencionales de la Formación Palermo Aike”, la que cubre una superficie de 14.240 km² dentro de la Cuenca Austral, posicionándose en el tercer lugar del continente por sus recursos potencialmente recuperables, con estimaciones de 8,9 mil millones de barriles de petróleo (BBO) y 177 billones de pies cúbicos de gas (TCF).
A finales de 2021 y principios de 2022, la empresa CGC llevó a cabo fracturas en dos pozos verticales: Cañadón Deus y Estancia Campos, ambos en la Formación Palermo Aike Inferior, arrojando resultados alentadores, confirmando “la surgencia de hidrocarburos en la formación, así como la presencia de sobrepresión, lo que permite realizar fracturas exitosas”.
En el tercer trimestre de 2023, YPF y CGC perforaron conjuntamente el primer pozo horizontal de la cuenca, el Ma.x-1(h), también en la PAI. Este pozo, con una profundidad total de 4.683 metros y una rama horizontal de 1.000 metros, fue fracturado en 12 etapas. El 9 de agosto de 2024 se declaró el descubrimiento de hidrocarburos y hasta el día de hoy, el pozo se encuentra bajo ensayo de producción.
Cabe destacar que se encuentran presentes Oscar Vera, presidente de FOMICRUZ S.E.; Juan Carlos Morales, secretario de Estado de Hidrocarburos; los subsecretarios de Control de Inversiones, Diego Del Rio; y de Control Técnico Operativo Cuenca Austral, Gonzalo Kobec; además del director Provincial de Control de Inversiones, Christian Hofmann
Después de que la perforación del primer pozo offshore en el Mar Argentino no arrojara indicios de la presencia de hidrocarburos, la industria petrolera se toma revancha y en diciembre próximo comenzará una nueva etapa de exploración a 200 kilómetros de la costa de Mar del Plata. Las tareas durarán cerca de tres meses y estarán a cargo del gigante Shell.
Fuentes del sector energético confirmaron a EOL que en el último mes del año comenzarán los trabajos de sísmica 3D en las áreas CAN-107 y CAN-109 ubicadas en la Cuenta Argentina Norte (CAN) para recabar información y luego interpretarla.
“De acuerdo al compromiso que asumimos de mantener al corriente de los avances del Proyecto de Registro Sísmico 3D en Bloques CAN 107 y CAN 109, en esta oportunidad queremos anticiparles que luego de celebrada la Audiencia Pública 2/2024 y emitida la Declaración de Impacto Ambiental por parte de las autoridades correspondientes, comenzaremos nuestra adquisición sísmica en diciembre próximo”, se informó oficialmente.
La duración de las actividades será de alrededor de tres meses y constará de tres fases: la movilización de los buques, la campaña sísmica propiamente y la desmovilización de las embarcaciones.
Según especificaron a este medio, las áreas a explorar por parte del buque BGP Prospector – el mismo que realizó la exploración para la compañía noruega Equinor en el pozo CAN-100 – se encuentran a una distancia de 190 kilómetros de la costa marplatense con profundidades de agua menores al primer pozo exploratorio.
La novedad que fue comunicada por la empresa británica de hidrocarburos originaria de Países Bajos llegó dos meses después de que la Secretaría de Ambiente de la Nación autorizara a la petrolera a avanzar con el proyecto entre octubre y marzo de 2025.
Los bloques a explorar poseen una superficie aproximada de 8.341,35 y 7.873,93 kilómetros cuadrados, respectivamente, y están concesionados desde 2019. La icónica petrolera tiene un 60% de participación, mientras que el 40% restante corresponde a Qatar Energy.
Se trata del segundo intento por parte de la industria petrolera por encontrar hidrocarburos costa afuera después de que a fines de junio se confirmara que el pozo Argerich X1 que estuvo a cargo de Equinor estaba seco.
Sin embargo, los expertos creen que la perforación de un solo pozo no es necesaria para determinar el potencial hidrocarburífero del Mar Argentino. Por el contrario, especialistas sostienen que hay petróleo y que la zona tiene un potencial similar al de la cuenca neuquina Vaca Muerta.
Autoridades de la CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited (CCDC) visitaron Mendoza y se reunieron con el subsecretario de Energía, Manuel Sanchez Bandini; el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, y con el jefe de Gabinete del Ministerio de Energía y Ambiente, Manuel López.
El objetivo del viaje y del encuentro fue analizar y avanzar en posibles inversiones en la provincia en materia de servicios para la industria hidrocarburífera, ya que CCDC tiene amplia trayectoria en la materia y opera en 30 países.
En el encuentro, que se realizó en ProMendoza, participaron Cao Xiao, gerente de negocios y operaciones de CCDC; Lin Ping, gerente general de Casa Matriz; Pij Mingjiang, gerente de operaciones en Casa Matriz; Zhou Xufeng, gerente de desarrollo de negocios Casa Matriz; Fei Jiegao, especialista Casa Matriz; Li Yongpeng, subgerente general de en Ecuador, y Fabio Bastidas, subgerente de desarrollo de Negocios para América Latina.
Durante la reunión, el equipo de ProMendoza hizo una presentación general de la provincia como destino de inversiones y las posibilidades que ofrece. Por parte de este organismo, estuvieron presentes Nicolás Piazza y Noelia de la Rosa, a cargo de Negociaciones Internacionales e Inversiones respectivamente.
“Se contactaron con Mendoza con la intención de invertir en servicios asociados a la industria petrolera, con una sede que se ubique en la provincia”, contó Sánchez Bandini. “En este encuentro dimos a conocer la provincia con todo su potencial como enclave para instalar su oficina y base de servicios de operaciones. El Ministerio de Energía y Ambiente, además, presentó el potencial en hidrocarburos convencionales y no convencionales y los beneficios con los que cuentan los inversores en la materia”, amplió el subsecretario.
“Queremos agradecer y felicitar al equipo de la Subsecretaría de Energía y Minería, a Hidrocarburos y a ProMendoza por la cordialidad y por su excelente profesionalismo para impulsar el crecimiento económico e industrial de Mendoza”, afirmó Fabio Bastidas, subgerente de desarrollo de Negocios para América Latina. “Tengo la certeza de que avanzaremos en negociaciones para trabajar todos juntos”, agregó.
La comitiva también visitó Chañares Herrados, en la Cuenca Cuyana, operada por Aconcagua Energía, uno de los tres principales productores de crudo en Mendoza.
La Corporación Nacional de Petróleo de China (CNPC) es una empresa energética internacional integral, con negocios que abarcan exploración y producción de petróleo, gas y energías nuevas, refinación, productos químicos, nuevos materiales, marketing, apoyos y servicios, con operaciones petroleras en más de 30 países y regiones.
Además, es uno de los productores y suministradores principales de petróleo y gas de China, tercera en la lista de las 50 empresas petroleras más grandes del mundo, y uno de los principales servidores y contratistas petroleros a nivel mundial.
El Ministerio de Energía y Ambiente, a través de la Dirección de Minería y la Dirección de Protección Ambiental, emitió la Resolución Conjunta n.150/24 DM y n. 52/24 DPA, dando inicio formalmente el Procedimiento de Evaluación de Impacto Ambiental del proyecto Don Luis, presentado por la empresa El Jarillar SA, en conjunto con Ampere Lithium, para la exploración de sales de litio en el departamento de San Rafael.
Este proceso tiene como objetivo garantizar la evaluación integral de los posibles impactos ambientales que podría generar la actividad de exploración minera no metalífera en la zona.
“Una vez más, como ocurrió con el Malargüe Distrito Minero Occidental, estamos convencidos de que la forma de construir la licencia social en estos procesos es abriendo a la participación ciudadana”, aseguró la ministra Jimena Latorre. Además, detalló que cada una de las etapas del procedimiento ambiental, siguiendo los lineamientos de la Ley General del Ambiente y el Acuerdo de Escazú, un tratado regional ratificado por Argentina, tienen como objetivo garantizar el acceso a la información ambiental, la participación pública en la toma de decisiones ambientales y el acceso irrestricto en asuntos ambientales.
“Hoy la autoridad ambiental minera acaba de analizar parte de la etapa del procedimiento de evaluación del informe de impacto ambiental del proyecto de exploración de sales de litio en las Salinas del Diamante, San Rafael, presentado por el Jarillal SA en conjunto con Ampere Lithium, una empresa australiana que visitamos en Perth, Australia, meses atrás, y que hoy desembarca en Mendoza para iniciar un proyecto de exploración”, señaló el director de Minería, Jerónimo Shantal.
“Es muy importante el avance de estos proyectos de exploración en la búsqueda de minerales críticos y necesarios para la transición energética, como es el litio. Para Mendoza es una noticia novedosa este tipo de minerales, ya que en general la provincia se caracteriza por la presencia de cobre, pero que el litio pueda ser otro de los minerales que tengamos en la provincia avecina una gran oportunidad”, agregó Shantal.
Por su parte, el director de Protección Ambiental, Leonardo Fernández, aseguró: “Estamos esperanzados en que el proyecto de exploración avance y que pronto podamos tener resultados. Previamente debemos pasar por todo este proceso de análisis de la Facultad de Ciencias Aplicadas a la Industria y los distintos organismos sectoriales, para que posteriormente evaluemos en conjunto con la Dirección de Minería”.
La evaluación será llevada a cabo por la Facultad de Ciencias Aplicadas a la Industria (FCAI) de la Universidad Nacional de Cuyo, designada por las autoridades provinciales, la cual emitirá el dictamen técnico en los plazos estipulados por la normativa vigente.
Entre las disposiciones clave de la resolución, se destaca la convocatoria a una Audiencia Pública el 25 de noviembre de 2024. Esa audiencia, de carácter híbrido, se llevará a cabo de forma presencial en el Centro de Congresos y Exposiciones Alfredo Bufano de San Rafael, y de manera virtual a través de una plataforma de internet, brindando la oportunidad a ciudadanos y organizaciones de expresar sus observaciones y comentarios sobre el proyecto.
Las inscripciones para participar en la audiencia estarán abiertas hasta el 24 de noviembre de 2024 y podrán realizarse a través de los sitios de la Dirección de Protección Ambiental y la Dirección de Minería de Mendoza.
La participación es libre para cualquier persona humana o jurídica, como ocurrió con la Audiencia Pública Malargüe Distrito Minero Occidental.
Además del Dictamen Técnico que deberá realizar la FCAI, habrá dictámenes sectoriales por parte de diversas entidades, incluyendo la Municipalidad de San Rafael, el Departamento General de Irrigación, la Dirección Nacional de Vialidad y la Dirección de Áreas Protegidas, entre otras.
El Procedimiento de Evaluación de Impacto Ambiental tiene como fin asegurar que las actividades de exploración minera se desarrollen bajo estrictos estándares de sostenibilidad y protección del ambiente, cumpliendo con la legislación provincial y nacional en materia ambiental.
Los ministros de Energía de la Unión Europea se reunieron este martes en Luxemburgo para abordar los desafíos energéticos que enfrenta la región, marcados por la creciente dependencia de gas natural licuado (GNL) ruso y las dificultades energéticas de Ucrania de cara al invierno.
La discusión se centró en la implementación de sanciones contra los combustibles fósiles rusos y en las estrategias para asegurar el suministro energético en el continente.
Incremento de importaciones de GNL ruso
A pesar del compromiso de la UE de reducir su dependencia energética de Rusia desde el inicio de la guerra en Ucrania en 2022, las importaciones de GNL han aumentado significativamente en países como Bélgica y los Países Bajos.
Esta situación se da en un contexto en el que el bloque aprobó, en junio, un 14º paquete de sanciones que impone restricciones progresivas al tránsito de gas ruso, pero que aún no bloquea completamente las importaciones.
Tinne van der Straeten, ministra belga de Energía, afirmó que las importaciones de GNL a través de Bélgica se han duplicado recientemente, posiblemente para garantizar el suministro en Europa, aunque destacó las dificultades para aplicar las sanciones en su totalidad. Bélgica presentará una iniciativa para imponer un sistema de seguimiento más estricto sobre estas importaciones, según confirmó Kai Mykkanen, ministro de Clima y Medio Ambiente de Finlandia. Francia y otros nueve países han solicitado a la Comisión Europea la adopción de obligaciones más estrictas de transparencia para los proveedores de GNL ruso.
Dependencia y obstáculos en Europa central
Mientras continúan las discusiones sobre la gestión de los gasoductos rusos, Polonia subrayó que algunos países europeos siguen enfrentando obstáculos internos que dificultan la transición hacia fuentes alternativas. Eslovaquia y Austria, por ejemplo, aún dependen en parte del gas ruso que transita por Ucrania, cuyo contrato con Rusia finalizará en diciembre, sin certezas sobre su renovación.
Krzysztof Bolesta, viceministro polaco de Clima y Medio Ambiente, advirtió que, tras dos años y medio de conflicto, es urgente encontrar alternativas para evitar la dependencia del tránsito de gas a través de Ucrania y Turquía.
Preparativos para el invierno en Ucrania
La crisis energética en Ucrania es una de las principales preocupaciones de la UE, especialmente ante la posibilidad de un déficit eléctrico que podría alcanzar los 6 gigavatios (GW) en los meses más fríos, según la Agencia Internacional de Energía. La Comisión Europea está trabajando para prorrogar el acuerdo sobre el tránsito de gas ruso a través de Ucrania, aunque Kiev ha expresado su intención de no continuar con el contrato, mientras que Moscú ha indicado que estaría dispuesto a hacerlo.
Para mitigar el impacto del invierno, Polonia ha iniciado conversaciones para aumentar las exportaciones de electricidad hacia Ucrania, y Lituania está reconstruyendo en territorio ucraniano una central eléctrica desmantelada previamente. Ursula von der Leyen, presidenta de la Comisión Europea, destacó que Rusia ha proporcionado a Ucrania el equivalente energético al consumo de los tres países bálticos y que el objetivo es cubrir al menos el 15% de las necesidades energéticas ucranianas.
Nuevas políticas industriales y competitividad
El encuentro también abordó la importancia de mejorar las infraestructuras energéticas transfronterizas dentro de la UE. En este contexto, los ministros discutieron el informe elaborado por el expresidente del Banco Central Europeo (BCE), Mario Draghi, que servirá de base para la futura estrategia industrial del bloque. El finlandés Mykkanen subrayó que las infraestructuras transfronterizas son esenciales para optimizar el suministro energético en toda la región.
La reunión en Luxemburgo refleja las tensiones entre la necesidad de garantizar la seguridad energética y las dificultades políticas para implementar sanciones más contundentes contra Rusia. La UE busca equilibrar la cooperación con Ucrania y las restricciones al suministro ruso en un contexto de incertidumbre energética.
Sigue creciendo la producción de hidrocarburos. Durante el noveno mes del año se volvió a repetir una tendencia que se viene viendo con fuerza durante todo 2024.
Según datos del Instituto Nacional de Estadística y Censo (INDEC), difundidos por la Secretaría de Energía de la Nación, en septiembre, se alcanzaron los 740,8 Mbbl de petróleo por día, lo que representa un 14,7% más que en el mismo mes de 2023. En materia de gas, se produjeron 147,1 MMm3 por día, un crecimiento del 2,9% interanual.
Esto se suma a las otras buenas noticias que le viene dando el sector al gobierno nacional: durante los primeros seis meses de este año la producción de petróleo alcanzó su mejor nivel de los últimos 20 años.
Además durante el mes de agosto el crudo mostró un crecimiento interanual del 14% y mientras que el gas creció un 6,3%.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, junto al intendente de Cutral Co, Ramón Rioseco, inauguraron el parque solar de Cutral Co que ya se encuentra en funcionamiento. Además, firmaron un convenio para incrementar la capacidad de potencia a 30 megavatios.
El parque solar de Cutral Co tiene una potencia instalada de 3,5 MW y cuenta con 5.580 paneles montados sobre 88 seguidores solares. El parque abarca siete hectáreas dentro de un predio de 200, donde está asentado el parque tecnológico de la localidad.
Durante el acto, el gobernador realizó un repaso en materia de energías que produce la provincia y manifestó que a partir del gas “tenemos una ventana de a lo sumo 30 años y con petróleo nos queda un poco menos, esto nos desafía a monetizar Vaca Muerta y lo estamos logrando mediante inversiones”.
Sin embargo, “en una nueva etapa visualizamos una energía limpia, se viene también la posibilidad de generar distintos parques tecnológicos, parques de procesamiento de datos, distintos lugares para desarrollar la inteligencia artificial mediante la generación local”, expresó Figueroa.
En este punto, destacó que la infraestructura para la generación de energía renovable en Cutral Co “la hizo el intendente con su equipo y eso es un gran mérito” y agregó que “conseguir las autorizaciones nacionales no fue fácil”.
En materia energética, “nos está costando mucho poder cobrar lo que nos corresponde si vamos a las hidroeléctricas, todos los gobiernos nacionales que han podido quitarnos recursos a los neuquinos, nos quitaron. Nos saquearon”, indicó el gobernador y añadió que “cuando comenzamos a pedir que nos paguen las regalías en especie para poder tener autodeterminación energética en la provincia, nos quieren poner un tope que solo podemos pedir el 20% en especie, y la verdad que es inconstitucional”.
Por su parte el intendente manifestó que “es un parque pensado para generar energía a partir de la tecnología para pensar en las nuevas generaciones, en el medio ambiente y en la reconversión de la matriz energética”.
El parque solar “comenzó a construirse hace cuatro años luego de ver en otras provincias y en otros países el desarrollo de los parques solares y de las energías limpias, un desafío porque decidimos hacerlo por cuenta propia y eso costó un millón de dólares”, expresó Rioseco.
Con la aprobación del Agente del Mercado Eléctrico Mayorista el municipio ya está listo para inyectar a la red la energía que comenzó a producir hace dos días. Al respecto, el intendente adelantó que se firmará un contrato con una empresa “que comprará la energía que produciremos durante 20 años”.
Además de la inauguración, el gobernador y el intendente firmaron un convenio de compromiso y colaboración para el desarrollo de la ampliación del Parque Solar en 30 megavatios.
El gobernador Rolando Figueroa destacó las ventajas competitivas que tendrán quienes se asocien a las empresas neuquinas durante la Argentina Texas Summit Energy 2024 que se realizó este martes en la previa de la Expo Oil & Gas Patagonia.
“Tenemos que orientar las inversiones para que podamos ganar todos”, aseguró al analizar el desarrollo de Vaca Muerta y su impacto económico en la provincia.
El mandatario neuquino compartió panel con el gobernador de Córdoba, Martín Llaryora y ratificó que se encuentra a la espera de que se reglamente la Ley de Hidrocarburos para que Neuquén pueda adherir al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) que traerá un esquema de flexibilización impositiva, aduanera y cambiaria. En este sentido, recordó que “vamos a presentar la ley Invierta en Neuquén que ofrecerá ventajas comparativas mayores”, si se asocian con empresas neuquinas.
Con la mirada en la búsqueda de nuevas inversiones,Figueroa recordó que Neuquén “tiene seguridad jurídica y tiene futuro. Tenemos un horizonte importante y hemos asumido una responsabilidad histórica”, añadió.
“Estamos convencidos que Neuquén va a potenciar al país, vamos a generar en el 2030 más de 30.000 millones de dólares, una nueva pampa húmeda, sin riesgo climático. Eso lo vamos a hacer entre todos, tenemos que trabajar entre todos, nos queda un horizonte tremendo siempre y cuando entendamos hacia dónde vamos, el desafío es generacional”, indicó.
Consideró que Neuquén va “a ayudar a poner de pie la Argentina” en lo que describió como un “círculo virtuoso” de divisas que van a inyectarse en la economía y permitirá además ser más competitivos.
El gobernador consideró que la provincia “inspira nuevos desafíos”, pero debe ir acompañada de una fuerte inversión en infraestructura. Reiteró la idea de monetizar el subsuelo con una ventana de 30 años.
“No se puede ser rico y no tener infraestructura, porque es una pobreza que duele y una pobreza que sobre todo también lo siente la población y que también desacelera de por sí el crecimiento”, resaltó.
El gobernador llamó a invertir todo este superávit en infraestructura y adelantó que “vamos a seguir tomando deuda porque estos 4.000 millones lo tenemos que reducir en el menor tiempo”.
“Cualquier empresa que invierte en el mundo sabe que tiene que llegar a un lugar, tiene que buscar la sustentabilidad social y cuidar el ambiente”, analizó Figueroa y aseguró que “con la industria tenemos que trabajar en equipo para hacer un win-win”.
La Argentina Texas Summit Energy 2024 se realizó en el Hotel Hilton de Neuquén y reunió a expositores de varias empresas de la industria hidrocarburífera. Fue organizada por la Cámara de Comercio Argentina-Texas (ATCC).
La cumbre convocó a 200 asistentes del sector público y privado, con invitados remotos desde EEUU y el resto del mundo. El miércoles será el turno de la AOG 2024 que se extenderá por tres días en el Espacio Duam de Neuquén y abordará temas de seguridad, innovaciones para sistemas inteligentes y nuevas proyecciones para el sector serán tratados durante la exposición.
El ex secretario de Energía, Emilio Apud, confirmó que los técnicos del PRO trabajan en el Gobierno para la eliminación casi total de los subsidios, exceptuando a quienes tengan la tarifa social.
“Ahora hay que resolver el problema. De la parte tarifaria queda un 30% 0 40% todavía de ajuste, a usuarios que todavía no pagan la tarifa plena“, dijo Apud, ex secretario de Energía durante el gobierno de Mauricio Macri, en declaraciones a LED FM.
Apud recordó que los usuarios comprendidos en la calificación N1 “somos los que pagábamos todo, y los N2 y el N3 pagan menos de la mitad”.
La semana pasada, del Carmen Tettamanti asumió como Secretaria de Energía en reemplazo de Eduardo Rodríguez Chirilo. Apud destacó que esta medida forma parte de “un acuerdo entre Macri y (Javier) Milei. Es el inicio de una colaboración de los cuadros técnicos del PRO con el gobierno”,
A raíz de eso, Macri “me encomendó iniciar las charlas con Daniel González, quien es el ministro coordinador del área, que responde directamente a (el ministro de Economía) Luis Caputo” confirmó Apud.
El Instituto Nacional de Estadística y Censo (INDEC) reveló que el sector energético nacional registró en septiembre un superávit comercial de USD 610 millones, alcanzando los USD 3.709 millones en los 9 meses del año.
Esto significa que Argentina exporta más combustibles y energía de los que importa, sumando más divisas para el país. Los datos INDEC replican la tendencia que se vio en el mes de agosto y reafirma la mejora que viene mostrando la balanza energética durante todo este año, respecto de 2023.
Todo esto confirma que el sector energético es uno de los más beneficiados por las nuevas políticas que emanan desde la administración Milei.
Horacio Marín, CEO de YPF, trazó un ambicioso plan para convertir a Argentina en un exportador neto de hidrocarburos en los próximos años. La compañía estatal busca cuadruplicar su valor en los próximos cuatro años y alcanzar exportaciones por 30 mil millones de dólares en 2031, impulsadas principalmente por el desarrollo de Vaca Muerta.
Marín destacó la importancia de la inversión en infraestructura, como el gasoducto Reversa Norte y la planta de GNL, para lograr estos objetivos.
“En 2027 vamos a hacer el gasoducto más grande de la Argentina por todo el GNL que vamos a vender”, prometió Marín en su participación en Argentina Texas Energy Summet.
“Nosotros queremos que el valor de la acción llegue al pico de hace 20 años. En lo que llevamos desde que asumimos, el valor de la acción llegó al valor de hace 8 años. Es gigante el trabajo que hemos hecho. Nuestro trabajo es valorizar las acciones”, agregó.
“Hoy Argentina no está en el pico de producción. El crecimiento viene de una sola cuenca que va a romper todos los índices históricos de la producción argentina”, afirmó el presidente de la petrolera estatal.
Además valoró la reversión del Gasoducto Norte y demás infraestructura (Vaca Muerta Sur, Otasa y Oldelval), que permitirá ampliar los orizontes del mega yacimiento. “Ahora solo queda poner el capital. Solo queda invertir”, insistió.
Allí también adelantó que el 13 de diciembre se inaugurará un real time center que permitirá “fracturar los pozos desde Buenos Aires” y volvió a remarcar la decisión de que a partir del 1 de enero de 2025 YPF tiene que estar afuera de los campos maduros.
Cada 21 de octubre, se conmemora el Día Mundial del Ahorro de Energía. La efeméride tiene por objetivo instar a toda la población del mundo a reflexionar sobre sus hábitos personales en cuanto al consumo eléctrico y las medidas de ahorro implementadas. A continuación, más detalles.
El día como tal fue instaurado por iniciativa del Foro Energético Mundial (World Energy Forum) en el año 2012. Como objetivo principal, en un día como hoy se debe promover el acceso universal a la energía y visibilizar su impacto en el medio ambiente. Es decir, es un llamado a toda la sociedad, se busca hacer uso de otras políticas que permitan una mayor eficiencia energética sin descuidar los recursos naturales.
Un ejemplo de esta concientización lo reflejan varias organizaciones que sensibilizan a la población, como el uso racional de la energía eléctrica ante el cuidado de la naturaleza donde las fuentes renovables resultan las más efectivas. Sin embargo, lo más eficiente se encuentra en reducir las fuentes primarias para favorecer la etapa de generación.
Si bien esto parece una contribución poco efectiva, en realidad la unión de varios a nivel individual favorecen a los recursos naturales que nos provee la tierra.
Qué acciones podemos realizar ese día
Utilizar la luz natural mientras sea posible.
Desenchufar dispositivos o cargadores que no necesitemos.
Utilizar bombillas de bajo consumo.
Apagar luces o televisores que no estemos utilizando.
Regular adecuadamente la calefacción y aire acondicionado.
Procurar descongelar los alimentos a temperatura ambiente, sin la utilización del microondas.
En el marco del convenio entre la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía y el Banco Nación, dentro del “Programa de Reconversión y Eficiencia Energética” para promover el uso racional de energía en hogares y empresas industriales y comerciales, se prorrogaron las distintas líneas de financiamiento. Además, se incluyó el rubro de movilidad sustentable para financiar la compra de bicicletas, motos y monopatines eléctricos, hasta reconvertir el vehículo con equipo de gas natural comprimido y así volverlo más eficiente.
De esta manera, a través de la “Tienda BNA+”, se pueden adquirir productos en hasta 30 cuotas a tasas del 0% y, exclusivamente por el portal “BNA CONECTA” durante el Cyber Monday y Cyber Week -que se extenderá del 4 al 11 de noviembre- los usuarios tienen la posibilidad de realizar compras con las tarjetas AgroNación y PymeNación con una bonificación especial de 1ppa a cargo del Banco sobre la tasa actualmente vigente del 36% TNA.
Además, para la adquisición de bienes relacionados con la operatoria, y abonando a través de PymeNación o AgroNación en “BNA CONECTA”, se accede a 18, 24 o 36 cuotas, a tasa de interés fija del 34% TNA.
Asimismo, el Banco Nación ofrece créditos para personas, en actividad laboral o jubilados, con plazos de hasta 60 meses y con una bonificación de la tasa de interés a cargo del Banco de 2ppa, sobre las actualmente vigentes, lo que permite alcanzar valores de entre el 45% TNA y 97% TNA, según el tipo de usuario y si percibe o no haberes en el BNA.
Por otro lado, se lanzó una línea específica para empresas para los destinos de reconversión y eficiencia energética/movilidad sustentable, con las siguientes características:
Usuarios: empresas bajo cualquier forma societaria o unipersonal, de todos los sectores económicos, incluyendo MiPyMEs y grandes empresas.
Tasa de Interés:MiPyMEs: Primeros 3 años 32% TNA fija. Resto del plazo Badlar + 4 ppa.MiPyMEs LIP: Primeros 3 años 31% TNA fija. Resto del plazo Badlar + 4 ppa.Grandes empresas: Primeros 3 años 37% TNA fija. Resto del plazo Badlar + 5 ppa.
Plazo:MiPyMEs y grandes empresas: Hasta 10 años.MiPyMEs LIP: Desde 6 a 10 años.
Período de gracia: se podrá otorgar hasta 24 meses de período de gracia exclusivamente para aquellos proyectos de financiamiento que, debido a sus particularidades, así lo requieran. Esto aplica sólo para el capital y no para el pago de intereses.
Cabe destacar que, en la primera etapa de la campaña que se extendió desde el 8 de agosto al 30 de septiembre, la “Tienda BNA+” concretó ventas por más de $ 10,4 mil millones, 9.400 operaciones distribuidas a lo largo de todo el país y un ahorro anual de 3.172 MWh. El 90% de las unidades vendidas corresponden a las categorías: Refrigeración, Climatización y Lavado. Además, la Provincia de Buenos Aires lideró las transacciones seguida por la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y las provincias de Córdoba, Santa Fe y Mendoza.
Todos los productos incluidos en el programa estarán identificados mediante un logo especial que facilita su reconocimiento.
Este programa ha demostrado ser una herramienta valiosa para los ciudadanos, permitiéndoles acceder a productos de tecnología energéticamente eficiente que no solo reducen el consumo de energía, sino que también generan un ahorro significativo en sus facturas mensuales.
La actividad de perforación en Argentina ha experimentado una fuerte contracción en el último año, con una disminución del 12% en el número total de equipos, según un informe de la consultora Tecnopatagonia.
El sector convencional ha sido el más afectado, con una caída del 31%, mientras que los equipos dedicados a recursos tight se han reducido en un 75%. Sin embargo, la formación de Vaca Muerta ha mostrado una mayor resistencia, con un leve incremento del 1% en los equipos de shale.
La disminución en el número de equipos de perforación en Argentina refleja una crisis en el sector petrolero. La caída en la demanda de hidrocarburos a nivel mundial, sumado a factores internos como la falta de inversión y las regulaciones cambiantes, han impactado fuertemente en la actividad.
Si bien Vaca Muerta muestra cierta resiliencia, la escasez de equipos y la incertidumbre económica generan preocupación sobre el futuro de esta formación.
La implementación definitiva del RIGI para el sector petrolero, podría revertir esta tendencia negativa a nivel general en el país.
La cuenca neuquina de Vaca Muerta continúa demostrando su potencial como una de las principales reservas de hidrocarburos no convencionales del mundo. Según datos proporcionados por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, entre enero y septiembre de 2024 se registraron 13.837 etapas de fractura, lo que representa un incremento significativo respecto al mismo período del año anterior.
Este notable crecimiento se atribuye en gran medida a la implementación de la técnica dual frac, la cual permite realizar dos etapas de fractura simultáneamente, optimizando el uso de los equipos y reduciendo los tiempos de operación. Gracias a esta innovación, se ha logrado superar las limitaciones impuestas por la escasez de equipos en la cuenca.
Se estima que para finales de año se superarán las 18.000 etapas de fractura, lo que representa un nuevo récord para Vaca Muerta. Este hito consolida a la cuenca como un motor clave para el desarrollo de la industria energética argentina y posiciona al país como un jugador relevante en el mercado global de hidrocarburos no convencionales.
Sin embargo, a pesar de estos resultados positivos, persisten desafíos que deben ser abordados para garantizar la sostenibilidad de la producción en Vaca Muerta. Entre ellos se encuentran la necesidad de contar con una infraestructura adecuada, la capacitación de personal especializado y la implementación de políticas energéticas claras y consistentes.
Luciano Fucello destacó la importancia de continuar innovando y buscando soluciones tecnológicas para optimizar las operaciones y reducir los costos de producción. Además, subrayó la necesidad de trabajar en conjunto con el gobierno y las empresas privadas para desarrollar un marco regulatorio que fomente la inversión y la exploración en la cuenca.
YPF participará activamente en la AOG 2024, donde expondrá sus planes estratégicos clave en el marco del plan 4×4. La compañía destacará sus proyectos más innovadores en diferentes conferencias y actividades a lo largo del evento. La presentación principal estará a cargo del presidente y CEO, Horacio Marín, quien cerrará el Encuentro con los CEOS el miércoles 23 de octubre a las 18:30 horas en la Sala Tromen.
El jueves 24, a las 18 horas en la Sala Lanin I, el vicepresidente ejecutivo de Upstream, Matías Farina, junto a su equipo, profundizará en las estrategias para mejorar la eficiencia del área. Se hará hincapié en el proyecto Toyota Well, que busca estandarizar la construcción de pozos, y en el lanzamiento de un nuevo centro de operaciones en tiempo real.
A continuación, a las 19 horas en la misma sala, el gerente ejecutivo de Midstream Oil, Juan Giménez, detallará la estrategia exportadora de YPF. En su exposición se abordarán los avances de los proyectos Vaca Muerta Norte y Vaca Muerta Sur, considerados pilares para el desarrollo de la industria petrolera.
YPF también ofrecerá múltiples exposiciones en su stand, con enfoque en sus diversas líneas de productos y servicios. Especialistas de **Fundación YPF**, **Y-TEC** y el área de **Desarrollo de Proveedores** brindarán conferencias abiertas al público. A continuación, el cronograma completo:
Miércoles 23 de octubre– 15:00 – Vaca Muerta y la transformación de la educación con innovación tecnológica (Fundación YPF)– 15:30 – EXTRAVIDA XVI: Lubricante para la industria (YPF LUBES)– 16:00 – O&G: Presentación del negocio (YPF Industria)– 16:30 – Oilfield Chemicals (YTEC y YPF Química)
Jueves 24 de octubre– 15:00 – Consorcios +VM (YTEC)– 15:30 – Consorcio MIC (YTEC)– 16:00 – Oilfield Chemicals (YTEC y YPF Química)– 16:30 – ¿Cómo ser proveedor de YPF? (YPF DDPP)– 17:00 – Y-POLIplug (YTEC)– 17:30 – Desarrollo de Aleaciones Disolubles para O&G (YTEC)– 18:00 – Y-CAM (YTEC)– 18:30 – SCORE de Proveedores (YPF DDPP)– 19:00 – Consorcio H2ar (YTEC)
Viernes 25 de octubre– 15:00 – Y-CAM (YTEC)– 15:30 – Consorcios +VM (YTEC)– 16:00 – Consorcio MIC (YTEC)– 16:30 – Complejo Industrial Plaza Huincul– 17:00 – Oilfield Chemicals (YTEC y YPF Química)– 17:30 – Desarrollo de Aleaciones Disolubles para O&G (YTEC)– 18:00 – Consorcio H2ar (YTEC)– 18:30 – Y-POLIplug (YTEC)
Esta agenda confirma la relevancia de YPF en la AOG 2024, posicionándose como un actor clave en el desarrollo del sector energético y en la exportación de petróleo desde Vaca Muerta.
Petrobras anunció que su unidad de producción y almacenamiento flotante, FPSO Maria Quitéria, ha iniciado operaciones en el campo Jubarte, ubicado en el área de Parque das Baleias, en la cuenca Campos al sureste de Brasil. La producción comenzó antes de lo previsto: inicialmente se esperaba para 2025, pero Petrobras logró adelantar el cronograma, marcando un hito significativo en la explotación de esta región pre-salina.
Capacidad y Tecnología
La FPSO Maria Quitéria tiene la capacidad de producir 100.000 barriles de petróleo por día y procesar hasta 5 millones de metros cúbicos de gas natural. La plataforma se conecta a un total de ocho pozos productores y ocho pozos inyectores. Además, incorpora tecnologías avanzadas que permiten reducir las emisiones operativas en un 24% en comparación con sistemas anteriores, mejorando la eficiencia energética.
La plataforma también puede generar 100 megavatios (MW) de electricidad, suficiente para abastecer a 230.000 habitantes, todo mientras opera en profundidades de 1.385 metros, con una longitud de 333 metros y una altura de 156 metros. Petrobras destaca que estas innovaciones reflejan su compromiso con la transición energética y la sostenibilidad.
Parque das Baleias y el Proyecto Integrado
El Parque das Baleias, donde se encuentra el campo Jubarte, incluye varios yacimientos: Baleia Anã, Cachalote, Caxaréu, Pirambú y Mangangá. La exploración del campo Jubarte comenzó en 2001, y en 2019, Petrobras y la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) extendieron la concesión del campo unificado hasta 2056, facilitando la implementación de esta FPSO. Maria Quitéria se suma a las plataformas existentes P-57, P-58 y FPSO Cidade de Anchieta, y se espera que su producción represente el 40% de la producción del campo Jubarte.
Innovación Digital y Mejora en la Producción
El campo Jubarte también fue escenario de un piloto exitoso con la tecnología Lift and Flow Digital Twin, desarrollada por la empresa brasileña ESSS. Este gemelo digital permite un control en tiempo real del sistema de producción, optimizando la extracción desde los pozos hasta las plataformas y anticipando incidentes que puedan comprometer la operación.
Según Sylvia Anjos, directora de Explotación y Producción de Petrobras, esta tecnología será utilizada en todos los pozos marítimos de la empresa antes de fin de año. Renata Baruzzi, ingeniera de Petrobras, destacó que la solución inicial fue concebida en la Unidad de Negocios de Espírito Santo (UN-ES) y evolucionó hacia un sistema más robusto y escalable que se implementará en otros pozos costa afuera.
YPF completó la última etapa del proyecto Vaca Muerta Norte, con la puesta en marcha de los primeros dos tanques de almacenamiento y un sistema de bombeo que permitirá transportar 160.000 barriles diarios de petróleo hacia Chile y el complejo Luján de Cuyo en Mendoza. Esta infraestructura convierte al nuevo punto de entrega en la principal salida de crudo no convencional en Neuquén, fortaleciendo la logística energética de la cuenca.
Reactivación del Oleoducto Trasandino y exportación
El nodo final del sistema se encuentra en Puesto Hernández, en Rincón de los Sauces, desde donde se conecta con el Oleoducto Trasandino que lleva el petróleo a Chile. Este avance coloca a YPF como la principal exportadora de hidrocarburos de Argentina. Actualmente, Chile se consolida como el segundo mayor destino de exportación de crudo argentino en 2024.
Detalles de la infraestructura
El proyecto incluye:
– Un oleoducto de 151 kilómetros, que conecta con los principales destinos de exportación.– Parque de tanques con capacidad para 370.000 barriles.– Cabecera de bombeo ubicada en el yacimiento La Amarga Chica, al norte de Añelo.
Con esta obra, YPF garantiza también el suministro a la refinería de Luján de Cuyo, una de las más importantes del país.
Inversión y empleo
La construcción del proyecto demandó una inversión de 250 millones de dólares y generó picos de contratación de hasta 1.200 personas. En el proceso participaron más de 10 empresas locales y nacionales durante los 18 meses que duró la obra.
Posicionamiento estratégico
Con la puesta en marcha de Vaca Muerta Norte, YPF refuerza su liderazgo en el negocio Midstream, impulsando una plataforma sólida para el transporte y la exportación de hidrocarburos. Este avance es un paso clave en los planes de la compañía para consolidar el crecimiento del sector energético argentino tanto en el mercado interno como en el internacional.
La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre y el director de Minería, Jerónimo Shantal, recibieron al recientemente elegido presidente de Hierro Indio SA, Rafael Dahl, quien anunció que la empresa comenzará a elaborar el Informe de Impacto Ambiental de explotación, para que en los próximos meses sea presentado en la Autoridad Ambiental Minera de la Provincia.
Se elaborará el Informe de Impacto Ambiental de Explotación o Desarrollo de los minerales, procedimiento que deberá volver a pasar por todas las etapas de Evaluación Ambiental y en caso de ser aprobado por parte de la Autoridad Ambiental Minera, volver a la Legislatura de Mendoza para que trate la ratificación correspondiente.
“La etapa de exploración se realizó bajo el cumplimiento de la normativa ambiental, con cero incidentes y con trabajos de recomposición del área sobre la cual se realizaron las perforaciones”, explicó la ministra Latorre. “Ahora comienza una nueva etapa muy auspiciosa para la provincia”. Recientemente, se hizo una visita abierta a la comunidad al sitio donde se realizó la exploración de Hierro y cada ciudadano que asistió pudo comprobar de primera mano la inexistencia de impactos negativos sobre el ambiente.
“Para Mendoza y para Malargüe esto es muy importante, con resultados excelentes que se están viendo a pasos agigantados”, afirmó Shantal.
Un largo proceso
Se estima que Hierro Indio tiene potencial para abastecer 30% de todo el hierro que hoy Argentina importa desde el exterior.
El yacimiento estaba inactivo desde la década de los 70 y el Gobierno de Mendoza trazó un plan para reactivarlo. En 2019, la Legislatura aprobó la Declaración de Impacto Ambiental (DIA), en el marco de la Ley 7722.
Previo a la obtención de la declaración, el proyecto fue sometido a evaluación ambiental, que contempló el dictamen técnico por parte de un equipo de la Facultad de Ciencias Aplicadas a la Industria de la Universidad Nacional de Cuyo y de varios organismos sectoriales que opinaron sobre el mismo, incluyendo también la realización de una Audiencia Pública.
Finalmente, en 2022, se firmó un acuerdo entre Impulsa Mendoza Sostenible SA e HISA (Hierro Indio SA) para volver a ponerla en marcha. Para el comienzo de estos trabajos se repararon caminos por parte de la Dirección Provincial de Vialidad (DPV) y se crearon canalizaciones y reservorios de agua para los puesteros de la zona.
En septiembre de 2023 culminó la campaña de exploración avanzada con excelentes resultados y con cero incidentes. El trabajo incluyó la participación de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) y logró la perforación de un total de 2.480 metros, distribuidos en 41 pozos de 60 metros de promedio cada uno.
Del total de los testigos obtenidos, se tomaron 1.407 muestras, que fueron remitidas al laboratorio Alex Stewart para su análisis. El resultado de esta primera etapa exploratoria, que representa menos de 5% de la formación, permitió determinar que solo en esta área existen al menos 5 millones de toneladas de hierro metálico, un material que hoy Argentina importa.
Este hallazgo permite considerar la posibilidad de desarrollar en Malargüe una mina de hierro que permita sustituir una parte sustantiva de la importación de mineral, por un lapso de entre 15 y 20 años.
Para 2025, las grandes empresas, industrias y comercios que consuman más de 300 kW (kilovatios) de energía eléctrica deberán incorporar al menos un 20% de energías renovables en su matriz productiva.
Esta medida se corresponde con lo establecido por el Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables Destinadas a la Producción de Energía Eléctrica, regulado por la Ley N° 26.190 y posteriormente modificado y ampliado por la Ley N° 27.191, que busca impulsar un mayor uso de fuentes sostenibles en el país.
El Régimen, impulsado por la gestión anterior, establece un incremento gradual en la participación de fuentes renovables en el consumo de energía eléctrica nacional, con el objetivo de alcanzar un 20% para el 31 de diciembre de 2025.
El argumento oficial señala que estos actores “deberán contribuir con el cumplimiento de los objetivos de cobertura de los consumos anuales con energía eléctrica de fuente renovable”. La intención es limpiar la matriz energética argentina y avanzar hacia la descarbonización de los procesos productivos, fomentando una economía más sostenible y reduciendo la huella de carbono del país.
Además, la normativa oficial establece que el Régimen tiene como objetivo “estimular las inversiones en generación de energía eléctrica a partir del uso de fuentes renovables en todo el territorio nacional”. Esto incluye tanto la creación de nuevas plantas de generación como la ampliación o repotenciación de instalaciones existentes.
¿Cuánta energía consumen los grandes usuarios o empresas?
Al finalizar el segundo trimestre de 2024, la potencia instalada en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) fue de 43.602 MW. Según un informe de la Secretaría de Energía, la generación neta alcanzó 33.808 GWh, un 5,5% más que en el mismo período de 2023. De esta generación, el 52,1% provino de fuentes térmicas, el 37,9% de renovables (incluyendo plantas mayores a 50 MW), y el 10% de energía nuclear.
Durante ese mismo período, la demanda de energía eléctrica subió un 1,5% respecto al año anterior, llegando a 33.435 GWh. El consumo residencial aumentó un 8,1%, mientras que la demanda industrial y comercial mayor a 300 kW disminuyó un 5,1%.
Guyana, país sudamericano con una población de apenas 800.000 personas, está experimentando una transformación sin precedentes gracias al descubrimiento y la explotación de vastas reservas petroleras.
En lo que va de 2024, las exportaciones de crudo han alcanzado los 598.000 barriles por día (kbpd), lo que representa un aumento interanual del 58%. Este crecimiento se inscribe en una tendencia sostenida desde 2019, cuando ExxonMobil inició la producción en el yacimiento de Liza. Desde entonces, el crecimiento medio anual de las exportaciones ha sido de un impresionante 76%.
El Bloque Starbroek: el corazón de la producción petrolera
El epicentro de esta nueva riqueza petrolera se encuentra en el Bloque Starbroek, donde ExxonMobil ha liderado el desarrollo.
A finales de 2019, el yacimiento de Liza comenzó a producir, y desde entonces, la operación se ha expandido con la incorporación del campo Payara. Actualmente, tres buques flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) están en operación en el bloque, desempeñando un papel clave en la exportación del crudo.
– FPSO en Liza 1 y Liza 2: Juntos, estos buques han exportado 371 kbpd en 2024.– FPSO en Payara: Este campo ha contribuido con 227 kbpd adicionales.
Esta estructura ha permitido a Guyana aumentar considerablemente su capacidad de exportación, convirtiéndose en una fuente crucial de crudo en la región.
Crecimiento económico impulsado por el petróleo
La industria petrolera ha sido el motor detrás del crecimiento económico vertiginoso de Guyana. Desde que comenzó la producción en 2019, el país ha experimentado una tasa de crecimiento económico promedio del 38% anual. Este crecimiento no solo es consecuencia de la producción, sino también del descubrimiento de gigantescas reservas de petróleo y gas natural.
Según la U.S. Energy Information Administration, se han identificado 11.000 millones de barriles equivalentes de petróleo y gas recuperables, y la exploración sigue en curso.
Las proyecciones de crecimiento económico continúan siendo optimistas. El Fondo Monetario Internacional (FMI) anticipa que la economía de Guyana crecerá a un ritmo promedio del 17% anual durante los próximos cinco años, impulsada en gran parte por el sector petrolero.
Destinos clave de las exportaciones de petróleo de Guyana
Aunque Guyana solo representa actualmente el 1,3% de los volúmenes globales de carga de crudo, su influencia en el mercado está en rápido ascenso. Además de su creciente producción, la distribución del crudo de Guyana se ha expandido a varios mercados globales clave.
– Norte de Europa: Alrededor del 45% del petróleo exportado en 2024 ha sido enviado a esta región, convirtiéndose en su principal destino.– Europa Mediterránea: El 18% de las exportaciones han sido destinadas a esta área.–América: El 38% restante del petróleo guyanés se dirige a puertos en el continente americano.
El puerto de Chiriquí Grande, en Panamá, es uno de los puntos clave de descarga para el petróleo de Guyana.
En cuanto a la logística de transporte, el 77% del crudo se exporta en buques Suezmax, mientras que el 23% restante se transporta en buques VLCC (Very Large Crude Carriers), debido principalmente a las mayores distancias hacia los mercados europeos. A pesar de su menor participación en términos de volumen, los VLCC generan un 29% de las toneladas-milla totales debido a los largos trayectos que recorren.
El futuro del petróleo en Guyana
El desarrollo petrolero de Guyana está lejos de alcanzar su techo. Se espera que en 2025 ExxonMobil inicie la producción en el yacimiento de Yellowtail, lo que incrementaría la capacidad de producción del país a 710 kbpd, según estimaciones de la Agencia Internacional de la Energía. Esto consolidará a Guyana como una de las áreas de mayor crecimiento en la oferta de crudo fuera del marco de la OPEP+.
Además de los yacimientos ya en explotación, la continua exploración de nuevas reservas promete prolongar el auge petrolero del país en los próximos años, reforzando su papel como un jugador clave en el mercado global.
Guyana ha emergido como un nuevo e importante actor en el escenario petrolero internacional. En tan solo cinco años, el país ha transformado su economía y ha comenzado a redefinir su papel en el mercado energético global.
Con reservas masivas y una producción en constante expansión, Guyana está bien posicionada para convertirse en una potencia petrolera emergente en América Latina. Su influencia en el mercado global seguirá creciendo a medida que nuevos proyectos como el yacimiento de Yellowtail entren en funcionamiento y aumenten aún más su capacidad exportadora.
El reciente pronunciamiento de Alexei Miller, CEO de Gazprom, en el Foro Internacional del Gas en San Petersburgo, resalta una creciente preocupación sobre la estabilidad del mercado europeo de gas. Según Miller, la volatilidad en los precios del gas está alcanzando niveles alarmantes, y podría desencadenar nuevas crisis de suministro y de precios. Esto ocurre en un contexto en el que Europa, desde la invasión rusa a Ucrania en 2022, ha disminuido drásticamente su dependencia del gas ruso, reemplazando gran parte de ese suministro con importaciones de otras regiones como Estados Unidos, Noruega y Qatar.
Un factor clave que contribuye a esta volatilidad, según Miller, es la desindustrialización que está experimentando Europa, con sectores como el acero, el cemento y los productos químicos registrando caídas significativas en la producción, del orden del 10% en el último año y medio. Esta tendencia, vinculada a los altos costos energéticos, ha obligado a muchas empresas europeas a trasladar sus operaciones fuera de la región, en especial desde Alemania, que históricamente ha sido una potencia industrial en Europa.
Además, Gazprom ha reportado una caída de la demanda de gas en la Unión Europea y el Reino Unido de aproximadamente 11 mil millones de metros cúbicos en los primeros nueve meses de 2024. Esto se suma a la creciente brecha de costos energéticos entre Europa y otras economías globales, como la de EE.UU., donde los costos de energía son de 2 a 3 veces más bajos, y los precios del gas hasta 5 veces menores que en Europa.
A nivel global, Gazprom proyecta que la demanda de gas natural alcanzará los 5,7 billones de metros cúbicos para 2050, impulsada principalmente por el crecimiento en economías emergentes como China e India. Sin embargo, Miller también señaló que Estados Unidos está viendo una desaceleración en la producción de gas de esquisto y está incrementando sus importaciones de Canadá, un indicador de las limitaciones que enfrenta incluso uno de los mayores productores de gas del mundo.
A pesar de la disminución en el suministro ruso hacia Europa, Gazprom sigue explorando nuevas oportunidades en mercados emergentes, destacando su participación en asociaciones internacionales como los BRICS. Estos cambios sugieren una reorientación estratégica de la empresa rusa hacia mercados fuera de Europa, mientras el bloque europeo busca estabilizar su sector energético frente a la reducción de su dependencia del gas ruso.
Pagar servicios en Argentina es un trámite complejo para la gente por los aumentos constantes y sostenidos que vienen teniendo en los últimos tiempos. La luz y el gas son dos servicios claves que generan un cuello de botella en la economía de las familias en medio de la fuerte caída del poder adquisitivo de acuerdo a la pérdida de incrementos en el sueldo y la suba de los servicios.
La tarifa social es una herramienta dispuesta por el gobierno para ayudar a que los usuarios tengan más aire económico con los descuentos que se aplican a clientes que cumplen con ciertos requisitos. Es válido decir que la fecha de inscripción ya cerró por lo que importa ahora es saber si uno tiene todavía o no el subsidio.
Los hogares que podrían perder el beneficio se cuentan en millones y en miles quienes lo conservarían por haber realizado un trámite clave. De cuál se trata y por qué más de un millón de familias perderían la condición de beneficiarios.
Para chequear que el sigue corriendo el subsidio de Luz, la persona debe ingresar a la web del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE). Una vez en ella, el usuario deberá completar el formulario con sus datos personales y
el nombre de la empresa que le brinda el servicio. Luego, deberá presionar en el botón “Consultar” para que el sistema le indique si está incorporado al subsidio.
Qué pasa en el caso del Gas: cómo sé si sigue el subsidio
Al igual en con la Luz, en el Gas uno debe también visitar la página, en este caso del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) y, en la solapa “Regímenes de Beneficios” ingresar a “Registro de Beneficiarios de Tarifa Social” (RASE), completar los datos solicitados y, será el sistema el que le informará si está dentro o fuera del listado de beneficiarios.
El subsidio alcanza a los siguientes grupos de personas:
Jubilados.
Pensionados.
Trabajadores en relación de dependencia con ingreso mensual inferior a dos salarios mínimos, vitales y móviles.
Titulares de Pensión Vitalicia a Veteranos de Guerra
Titulares del servicio que posean Certificado de Discapacidad (CUD) otorgado por autoridad correspondiente.
Monotributistas cuyo ingreso mensual sea inferior a dos salarios mínimos, vitales y móviles y monotributistas sociales.
Beneficiarios del seguro de desempleo.
Titulares de programas sociales, menes el Programa Hogar.
Usuarios incorporados en el Régimen Especial de Seguridad Social para Empleados del Servicio Doméstico.
1,4 millones de hogares pueden perder la tarifa social
Son más de 1 millón de hogares los que podrían perder el beneficio de los subsidios a los servicios de luz y de gas (RASE), un trámite clave que estuvo abierto en la plataforma hasta el pasado 4 de septiembre. 1,8%) y, en consecuencia, 1,4 millones a partir del 1º de diciembre podrían perder el subsidio. En este sentido el gobierno hará una comunicación oficial para dar a publicidad la información.
La Agencia Internacional de Energía, (IEA por sus siglas en inglés) prevé que una “ola de nuevo GNL” llegará al mercado. Según estimaciones de la agencia, la oferta de Gas Natural Licuado pasaría de los 580 bcm de 2023 a los 850 para 2030. Este fuerte crecimiento supondría una baja en el precio internacional del GNL.
En caso de confirmarse, esto complicaría los planes de exportación de Vaca Muerta e YPF, ya que el GNL es la gran apuesta de la petrolera estatal en particular y del yacimiento en general a mediano plazo.
Los altos precios actuales del GNL podrían disuadir a los compradores y dejar un exceso de capacidad en el mercado. El principal comprador del Gas Natural Licuado debería ser Europa, pero por el aumento de los precios, existe la posibilidad de que el continente azul migre a energías verdes.
Un aumento de casi el 50% en el suministro mundial de GNL está “en el horizonte”, dice el informe World Energy Outlook de la Agencia Internacional de Energía, pero los países con la infraestructura para absorber esa capacidad están invirtiendo en energía limpia.
El panorama de este informe es catastrófico en cuanto a los precios del GNL, Según los cálculos de la agencia, los precios tardarían más de 25 años en recuperarse, o sea, hasta pasado 2050.
El presidente Javier Milei agradeció hoy el “enorme compromiso y labor” del saliente secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, quien fue reemplazado en el cargo por María del Carmen Tettamanti.
“Muchísimas gracias por tu enorme compromiso y labor (ante desafíos mayúsculos de todo tipo) al frente de la Secretaría de Energía. Abrazo gigante”, lo saludó este jueves el jefe de Estado en su cuenta de X.
Además Milei le dio retuit a un mensaje de otra usuaria de X que sostuvo: “Eduardo Rodríguez Chirillo es un apreciado funcionario y se va por la puerta grande. Estuvo de entrada en el equipo de Javier. Todos lo bancan“.
El nombre de Tettamanti fue propuesto al Gobierno por el ex presidente Mauricio Macri.
El Gobierno nacional formalizó la renuncia del secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, un funcionario que había sido objeto de críticas dentro de ciertos sectores del Poder Ejecutivo y cuya salida se venía especulando desde hace meses. Su lugar será ocupado por María del Carmen Tettamanti, ex directora General de la distribuidora de gas Camuzzi.
El nombre fue propuesto al Gobierno por el ex presidente Mauricio Macri. Tettamanti renunció a mediados del año pasado a Camuzzi y se había puesto a trabajar en propuestas técnicas en la campaña presidencial paraPatricia Bullrich.
“El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, presentó su renuncia por motivos personales y continuará colaborando con el Ministerio de Economía en diferentes proyectos. En este sentido, el ministro de Economía, Luis Caputo, agradeció el enorme trabajo y el sacrificio personal realizado por Eduardo durante su gestión para cumplir con su tarea comprometido con la Patria al frente de la Secretaría de Energía”, destacó el comunicado oficial.
El ministro designó como secretaria de Energía a la economista María Tettamanti, “quien posee una trayectoria de más 30 años en la industria de energía en la Argentina”, agregó el informe oficial.
María Tettamanti “ha trabajado en distintas empresas del sector, incluyendo posiciones al máximo nivel ejecutivo y ha sido una persona de consulta del Secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González”, destacó la información oficial.
El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, mantuvo una importante reunión con el viceministro y coordinador de Energía y Minería, Daniel González, ex CEO de YPF, para avanzar en la reactivación de proyectos estratégicos que potenciarán el desarrollo de la provincia.
Durante el encuentro se abordaron temas clave relacionados con la reactivación de las represas, destacando tanto su potencial para generar energía renovable como su impacto positivo en la creación de empleo para la región.
Vidal subrayó la importancia de estos proyectos, no solo desde la perspectiva energética, sino como motores económicos para las localidades cercanas. “El impulso de estos proyectos nos permitirá reactivar el empleo y ofrecer nuevas oportunidades a nuestra gente”, afirmó.
El carbón y la reactivación de YCRT también fueron temas centrales en la conversación. Vidal resaltó la relevancia de este recurso, tanto como fuente de empleo para la Cuenca Carbonífera como por su valor estratégico en el futuro energético de Santa Cruz. El gobernador enfatizó la necesidad de articular esfuerzos entre Nación, Provincia y el sector privado para revitalizar esta industria con una visión a largo plazo.
El mandatario chubutense, Ignacio Torres, participó en Buenos Aires de una reunión informativa de la Comisión de Energía y Combustibles. Ante funcionarios, legisladores y especialistas en la materia, el gobernador habló sobre la necesidad de un marco regulatorio adecuado “para ser más competitivos y dar certezas a aquellos empresarios que busquen invertir” en el sector.
“Nacho” Torres, fue uno de los principales oradores en la reunión de la Comisión de Energía y Combustibles desarrollada este martes en la Cámara de Diputados de la Nación. Invitado especialmente a disertar sobre el proyecto que plantea un marco regulatorio en la industria del hidrógeno renovable y de bajas emisiones en Argentina, el mandatario consideró que “estamos ante una oportunidad histórica de ponernos de acuerdo en lo que puede ser el combustible del futuro y que, además, atraería inversiones de miles de millones de dólares al país”.
Ante funcionarios nacionales, legisladores y expertos en la temática, el titular del Ejecutivo chubutense aseguró que “hoy Argentina es pionera en el mundo en hidrógeno verde”, por lo que “sería una lástima perder una oportunidad histórica de picar en punta con un marco normativo amigable que no implica un costo fiscal”.
El término hidrógeno verde se refiere a la producción de hidrógeno generada por energías renovables bajas en emisiones. El hidrógeno verde es una fuente de energía limpia que solo emite vapor de agua y no deja residuos en el aire, a diferencia del carbón y el petróleo.
El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, encabezó este martes la firma del acuerdo por el que Pan American Energy (PAE) cede derechos sobre las áreas Piedra Clavada y Koluel Kaike a la operadora Crown Point Energía S.A., adelantando así un compromiso de inversión de 41,5 millones de dólares hasta el 2026 en la producción de petróleo y gas.
En ese marco, Crown Point Energía anunció que esta transacción amplía su portfolio en el país, convirtiéndose al mismo tiempo en operador de activos petroleros en Santa Cruz, al tiempo que esperan la implementación de un programa de trabajo contingente, que incluye la perforación de diez pozos adicionales, entre otras actividades, lo que implicaría una inversión de 90,8 millones de dólares.La operadora también se comprometió a partir de 2027 a invertir 20 millones de dólares en la perforación de seis nuevos pozos, con la posibilidad de un plan complementario que añadiría 20 millones de dólares más y seis pozos adicionales.
Desde PAE adelantaron que se enfocarán en dar impulso a las otras áreas operadas por la compañía en la provincia, manteniendo su actividad en Cerro Dragón, y avanzando con la exploración del área vecina Meseta Cerón Chico, ambas ubicadas en el norte de Santa Cruz; como así también que continuarán con su compromiso inversor en la provincia y con las comunidades cercanas a sus operaciones, tal como lo viene haciendo de forma sostenida desde hace varias décadas.
En este sentido, informaron que entre los años 2005 y 2023 se invirtió más de 1.400 millones de dólares en Santa Cruz; y que en lo que respecta a 2024, la compañía se encuentra ejecutando un plan de inversiones en la provincia que alcanzará aproximadamente 90 millones de dólares en el año, el cual incluye la perforación de 22 pozos de desarrollo y un plan de 25 intervenciones de pozos en el área Cerro Dragón Santa Cruz, y 1 pozo exploratorio en el área Meseta Cerón Chico. De resultar exitoso este pozo exploratorio, se podría desarrollar en los próximos años un potencial plan de trabajo de 35 pozos productores e inyectores en dicha área.
Cabe destacar que el Gobernador, estuvo acompañado por el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez; el secretario General del Sindicato Petrolero, Gas Privado y Energías Renovables de Santa Cruz, Rafael Güenchenen; y su par en el Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral, José Lludgar. Por PAE fueron parte de la oficialización del acuerdo, Marcos Bulgheroni; y por Crown Point Energía S.A., Pablo Peralta.
En medio de la presión de la oposición para realizar un apagón nacional y con el objetivo oficial de no frenar la desaceleración inflacionaria, el Gobierno decidió suspender la audiencia pública convocada para discutir los aumentos de la tarifa de luz.
Así lo estableció el ENRE a través de la Resolución 743/2024 publicada este martes en el Boletín Oficial, luego de haber realizado la convocatoria hace menos de dos semanas.
En esa audiencia pública, se iba a discutir el precio del transporte de la energía eléctrica, que representa el 1,5% del precio final, para implementar a partir de enero de 2025. Se trata de uno de los cuatro componentes que integran la factura final pagada por los usuarios de luz.
En la Resolución aseguraron que “resulta razonable y prudente” postergar la audiencia a pesar de que es “imperioso corregir los precios relativos de la economía”. Según argumentaron, la decisión está basada en “la positiva reacción de la economía a las acciones implementadas por el Ministerio de Economía y la notoria desaceleración inflacionaria”.
De acuerdo al detalle, esta audiencia pública se iba a celebrar el 5 de noviembre y fue anunciada el 2 de octubre pasado.
El ENRE también justifica que esta disposición se realiza en el marco de la vigente emergencia del Sector Energético Nacional declara el 31 de diciembre de 2024, la emergencia pública declarada en la ley Bases y considerando “la situación económica recibida el 10 de diciembre de 2023”, el Ministerio de Economía “estimó imperioso corregir los precios relativos de la economía, entre los cuales se encuentran los precios y tarifas concernientes a los sectores de gas natural y energía eléctrica”.
Unos 1,4 millones de usuarios (hogares) de las redes de gas natural y electricidad que son beneficiarios de la tarifa social perderán el subsidio por no haberse inscripto a tiempo en el Registro de Acceso a los Subsidios de la Energía (RASE).
De acuerdo a datos informados por el portal especializado Energy Report, de los 1,7 millones de familias que debían realizar el trámite del RASE, solo lo hicieron 300.000, es decir, solamente el 18% del total.
La inscripción al RASE se había abierto en junio por 60 días y tuvo vigencia hasta agosto, cuando se prorrogó por un mes más. Pero ni siquiera esa medida tuvo efecto: tal como habían advertido asociaciones de usuarios y consumidores, la deficiente comunicación derivó en que una gran cantidad de usuarios de bajo recursos dejaran el trámite sin completar, por lo que ahora se exponen a pagar mucho más caras sus facturas.
El gobierno evalúa si la quita de subsidios se hará efectiva en las facturas de noviembre o en las de diciembre, de acuerdo a fuentes de la secretaría de Energía citadas por Infobae.
A pesar de las múltiples campañas de información y búsqueda en el territorio, muchos sectores que calificaban para recibir la asistencia no hicieron el empadronamiento por falta de recursos o desconocimiento. Es por eso que se decidió incluir automáticamente, todos los meses, a los beneficiarios de las tarifas sociales, nacionales o provinciales, dentro de los criterios de tarifas que rigen para el universo de bajos ingresos, es decir, Nivel 2.
La Resolución 90/2024 de Energía contempla que quienes no cumplan con el trámite serán catalogados como N1 y, por tanto, perderán el subsidio a la electricidad. En el caso del gas, el ente regulador (Enargas), cuenta con mayor información porque la subvención se otorga a nivel nacional, por lo que el Gobierno cuenta con más herramientas para “depurarlo”.
La OPEP revisó a la baja sus previsiones de crecimiento para la demanda mundial de petróleo en 2024, marcando la tercera reducción consecutiva para el grupo productor. En su informe mensual que se conoció este lunes, la organización anunció que se espera un incremento en la demanda de 1,93 millones de barriles diarios (bpd) el próximo año, una cifra inferior a la proyección de 2,03 millones de bpd realizada en el mes anterior.
Este ajuste se debe, en gran parte, a las expectativas sobre la demanda en China, donde la OPEP redujo su estimación de crecimiento de 650.000 bpd a 580.000 bpd. Aunque las medidas de estímulo del gobierno chino podrían impulsar la demanda en el cuarto trimestre, factores como la desaceleración económica y la transición hacia fuentes de energía menos contaminantes están generando preocupaciones.
La OPEP destacó que el consumo de gasóleo se ha mantenido moderado, afectado por la reducción en la actividad de construcción y por la tendencia a reemplazar el diésel en los camiones pesados por gas natural licuado.
El detalle del informe
El informe también indica que la demanda global de petróleo alcanzará los 104,1 millones de barriles diarios, con un crecimiento de 1,9 millones de bpd, lo que representa una disminución de 106.000 bpd respecto a la estimación previa. Además, se han hecho ajustes a la baja para 2025, con un crecimiento proyectado de 1,64 millones de bpd, lo que equivale a una revisión de 100.000 bpd menos.
Aunque se espera una leve disminución en la demanda de petróleo en Europa, las naciones desarrolladas, en su conjunto, anticipan un ligero aumento del consumo, impulsado principalmente por Estados Unidos, donde se prevé un incremento de 130.000 bpd entre 2023 y 2024, junto a un crecimiento de 580.000 bpd en China y 270.000 bpd en India. Para 2025, se estima que la demanda en EEUU aumentará en 40.000 bpd, mientras que en China y la India se prevén incrementos de 410.000 bpd y 240.000 bpd, respectivamente.
En términos de crecimiento económico global, la OPEP mantiene su proyección del 3,0 % para 2024 y del 2,9 % para 2025, destacando el impulso proveniente de EEUU, que crecería un 2,5 % en 2024 y un 1,9 % en 2025. En el caso de China, la OPEP estima un crecimiento del 4,9 % en 2024 y del 4,6 % en 2025, mientras que India se proyecta en un 6,8 % este año y un 6,3 % el próximo.
Por otro lado, la OPEP reportó que en septiembre, su producción de crudo se situó en 26,04 millones de barriles diarios, una disminución de 604.000 bpd en comparación con agosto, impulsada por caídas significativas en Libia e Irak. Arabia Saudí continúa siendo el mayor productor del grupo, extrayendo casi 9 millones de bpd, mientras que los miembros de la alianza OPEP+ han mantenido una producción relativamente estable, con ligeras variaciones en Kazajistán y Rusia.
El impacto de las energías renovables es cada vez mayor en el sistema eléctrico nacional. Cuenta de esto da un informe que dio a conocer este lunes la Secretaría de Energía de la Nación, dependiente del ministerio de Economía.
Según este informe, en el tercer trimestre de este año se incorporaron 216 MW al sistema eléctrico por la puesta en marcha de tres proyectos de energía eólica y solar de inversión privada en Buenos Aires, Córdoba y La Rioja.
Este incremento permitió que a mediados de septiembre, el 36,61% de la demanda fue cubierta por energías renovables. Esto demuestra que a pesar de una merma en los proyectos de energía renovable de los últimos años, la tendencia se está comenzado a revertir y el impacto de las energías limpias sigue creciendo.
De hecho, en el estudio presentado por la cartera de energía se muestra el fuerte crecimiento de MW incorporados por energías limpias desde el mes de enero de este año. Durante el noveno mes del año, las renovables incorporaron 328 MW al sistema eléctrico, mientras que a principios de 2024 apenas se incorporaban 23 MW.
El gobierno nacional ha publicado en el Boletín Oficial el Decreto 895/24, que marca un paso significativo enla privatización de las hidroeléctricas Alicura, El Chocón, Cerros Colorados y Piedra del Águila, ubicadas en los ríos de Neuquén y Río Negro. Este movimiento ha generado preocupación entre los gobiernos provinciales, que reclaman mayor control sobre estos recursos naturales.
Según replicó Canal 7 de Neuquén, la medida establece que la Agencia de Transformación de Empresas Públicas, creada en julio, será la encargada de gestionar la venta del paquete accionario de estas empresas. Este decreto permite a los propietarios actuales, ARSA y Nucleoeléctrica, transferir la energía para su venta, lo que plantea un cambio significativo en la administración de las hidroeléctricas.
El ministro de Infraestructura de Neuquén, Rubén Etcheverry, comentó que este decreto no modifica sustancialmente la estrategia provincial respecto a la gestión de las represas. Aclaró que, aunque se incorporó la nueva agencia al proceso, los plazos y condiciones para la privatización permanecen sin cambios.
Etcheverry enfatizó que han estado en contacto con el Secretario de Energía de la Nación para coordinar esfuerzos y discutir los avances en la privatización. “No hay cambios en la postura de Neuquén o Río Negro”, afirmó, sugiriendo que la colaboración continuará a pesar de la nueva estructura organizativa.
Los gobiernos de ambas provincias han manifestado su preocupación por la falta de poder de gestión sobre estas hidroeléctricas, que consideran recursos naturales propios. Durante años, han reclamado una mayor participación en la administración de estas instalaciones, argumentando que generan ingresos significativos para el país.
El ministro también hizo hincapié en la importancia de discutir el uso del agua y el canon que recibirán las provincias por la explotación de estos recursos. Neuquén mantiene su posición firme sobre la necesidad de establecer un acuerdo que respete sus reclamos, buscando evitar futuros conflictos.
En cuanto a las empresas concesionarias, Etcheverry indicó que han expresado su interés en continuar operando bajo las nuevas concesiones, aunque todas enfrentan reclamos por remuneraciones en defecto de parte de Cammesa y el gobierno nacional. Este aspecto resalta las tensiones existentes entre las provincias y el gobierno central en torno a la gestión de recursos energéticos.
La Petroquímica Río Tercero, una fábrica importante en el polo petroquímico, despidió a 125 trabajadores tras cerrar sus puertas, lo que significa un golpe a las finanzas del municipio de Córdoba, gobernado por Marcos Ferrer, socio de Rodrigo de Loredo y presidente de la UCR Córdoba. Además, otra de las preocupaciones que se sumó tiene que ver con que el cierre de la fábrica podría perjudicar otros eslabones petroquímicos.
Este lunes se dejó de producir diisocianato de tolueno en Río Tercero y Petroquímica Río Tercero despidió a 125 empleados, un tercio de la planta con 375 trabajadores. Esto ocurrió debido a la sobreproducción en las plantas de Asia, que dejó a la empresa en jaque.
“Es un impacto negativo muy grande desde lo económico y lo social, que va a afectar a casi 200 empleados entre directos e indirecto, con salarios importantes que se gastaban en Río Tercero y transformaba a cada uno de esos empleados en actores de la economía local que a su vez generaban empleo en sus hogares”, explicó Marcos Ferrer.
El intendente remarcó que el “ánimo” de los vecinos de Río Tercero está bajo y que, “aunque lo importante en este momento de recesión es lo humano”, la recaudación del municipio sentirá el cimbronazo. “Petroquímica Río Tercero y Atanor son empresas muy importantes para la ciudad, al cerrarse la planta más importante de producción, la facturación se va a caer y detrás de eso se va a caer la contribución a las tasas locales”, añadió.
La planta que deja de funcionar es la única que existe en América Latina. Nació en el 1982 y ahora está detenida por exceso de stock, sin posibilidad de competir con las importaciones asiáticas.
“Hay una preocupación genuina porque esto puede ser un efecto en cadena: el principal cliente de Fabricaciones Militares es Petroquímica de Río Tercero, que le provee ácido nítrico, y puede haber un correlato en Fabricaciones Militares; tememos un efecto dominó en la cadena de la industria de la ciudad”, añadió Marcos Ferrer.
Respecto a su posición política, Ferrer, si bien es crítico de Javier Milei, no descarta la posibilidad de una alianza con los libertarios. “Yo tengo una posición clara respecto de Milei: comparto el equilibrio fiscal, pero todo ajuste requiere una dosis muy grande de igualdad y equidad; y eso está faltando en el ajuste nacional, con una mirada equivocada de la industria nacional a la que se le está quitando competitividad, favoreciendo las importaciones obligando a la industria argentina a competir de manera desigual ya que no se le bajaron los costos de energía, combustible ni transporte”, dijo Ferrer. Para él, “hay una mirada muy porteña que desconoce el interior productivo” por parte de los funcionarios de Milei.
“Está bien que desregulen en algunos rubros, pero se podrían generar condiciones para proteger la industria nacional hasta tanto se puedan aliviar las cargas tributarias y con una apertura que permita competir en igualdad de condiciones”, explicó.
