El Mercado Electrónico del Gas realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abasto interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 12/05/2025 al 31/05/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 19 ofertas por un volumen total de 14.650.000 metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 3,93 por Millón de BTU en el PIST, y de U$S 4,90 por MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.
Los precios en el PIST fueron desde U$S 3,42 hasta U$S 4,15 por MBTU, en tanto que los precios en el GBA fueron desde U$S 4,59 hasta U$S 5,11 por MBTU.
Ocho ofertas llegaron desde productores en Neuquén, por un total de 5.150.000 m3/d; Otras 5 ofertas provinieron de Tierra del Fuego, por un volumen total de 6.300.000 m3/día; Desde Chubut se ofertaron 600.000 m3/día en 2 ofertas; Desde Santa Cruz otras 2 ofertas por un total de 800.000 m3/d, y desde Noroeste 2 ofertas que totalizaron 1.800.000 m3/día.
La demanda de energía eléctrica en marzo último bajó -2,5 % en comparación con la del mismo mes de 2024 al alcanzar los 11.652,2 GWh a nivel nacional. El primer trimestre del año la demanda acumula una leve suba de 0,8 por ciento.
Por su parte, las distribuidoras de Capital y GBA tuvieron un ascenso de la demanda de 4,3 % en el tercer mes del año. No obstante, descendieron los consumos residenciales y comerciales, mientras aumentaron los industriales a nivel nacional.
LOS DATOS DE MARZO 2025
En marzo de 2025, la demanda neta total del MEM fue de 11.652,2 GWh; mientras que el año anterior había sido de 11.948,9 GWh1. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un descenso de -2,5 por ciento.
En marzo, existió un decrecimiento intermensual de -9,8 % respecto de febrero de 2025, que había alcanzado los 12.911,7 GWh (febrero tiene 28 días, 3 menos que enero).
Aún se mantiene el día 10 de febrero de 2025 como el registro del máximo histórico de demanda de potencia en el SADI con una marca de 30.257 MW a las 14:47 y una temperatura en GBA de 37.9 C°, lo que superó el récord anterior de 29.653 MW del 1 de febrero de 2024.
En cuanto a la demanda residencial de marzo, se alcanzó el 45 % del total país con una caída de -4,8 % respecto al mismo mes del año anterior.
En tanto, la demanda comercial descendió -1,9 %, siendo el 28 % del consumo total. Y la demanda industrial representó el 27 %, con una leve suba en el mes del orden del 0,8 %, aproximadamente.
EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES
La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido febrero de 2025): 5 meses de baja (abril, – 0,4 %; junio, -7 %; septiembre, -6,6 %; diciembre de 2024, -2,2 %; y marzo de 2025, -2,5 %) y 7 meses de suba (mayo de 2024, 12,9 %; julio, 6 %; agosto, 3,5 %; octubre, 2,2 %; noviembre de 2024, 0,2 %; enero de 2025, 4 %; y febrero de 2025, 0,5 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba de 0,9 por ciento.
CONSUMO MENSUAL REGIONAL
En cuanto al consumo por provincia, en marzo, 17 fueron las provincias y/o empresas que marcaron descensos: Santiago del Estero (-20 %), Tucumán y Jujuy (-17 %), San Juan (-15%), La Rioja y Formosa (-14 %), Salta (-13 %), Catamarca y Mendoza (-11 %), San Luis (-10 %), Chaco (-9 %), Córdoba (-8 %), EDES (-4 %), Río Negro, Santa Fe, Entre Ríos y La Pampa (-3 %).
Por su parte, 10 provincias y/o empresas presentaron ascensos en el consumo: Neuquén y Santa Cruz (5 %), Chubut (3 %), EDELAP, Misiones y EDEN (2 %), EDEA y Corrientes (1 %), entre otros.
En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron 31 % del consumo del país y totalizaron un ascenso conjunto de 4,3 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una suba de 4,5 %, mientras que en EDESUR la demanda ascendió 3,9 por ciento.
En cuanto a las temperaturas, el mes de marzo de 2025 fue levemente más caluroso en comparación con marzo de 2024. La temperatura media fue de 23.4 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 23.3 °C, y la histórica es de 21.7 °C.
DATOS DE GENERACIÓN
La generación térmica es la principal fuente utilizada para satisfacer la demanda, aunque se destaca que por primera vez el aporte de las energías alternativas (fotovoltaica y eólica) ocupa el segundo lugar al superar a la generación hidráulica. En marzo, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 2.054 GWh, lo que representa una variación del -16 % respecto a 2024.
Por su parte, la potencia instalada es de 43.555 MW, donde el 58 % corresponde a fuente de origen térmico y un 38 % de origen renovable (alternativa e hidráulica). Asimismo, el despacho térmico fue similar, al mismo tiempo que el consumo de combustible también terminó siendo similar si se compara mes a mes a nivel del total.
Así, en este tercer mes del año siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 57,63 % de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas cubrieron el 16,83 % de la demanda, las nucleares proveyeron el 5,88 %, y las generadoras de fuentes alternativas cubrieron el 16,85 % del total. Por otra parte, la importación de electricidad representó el 1,20 % de la demanda total.
Pampa Energía, la tercera productora de gas no convencional de la cuenca neuquina, y principal generadora privada de energía eléctrica del país, realizó su primera exportación de gas natural a Brasil, equivalente a 110.000 metros cúbicos/día, a partir de un acuerdo con la comercializadora brasileña Tradener, y la asistencia de la consultora local Giga.
Horacio Turri, director ejecutivo de Exploración y Producción de E&P de Pampa, afirmó que “Este logro es el resultado del trabajo sostenido que venimos realizando en los últimos años. Exportar gas a nuestros países limítrofes nos posiciona como un actor relevante en la región y refuerza nuestro compromiso de transformar los recursos de Vaca Muerta en valor para el país”.
Para este envío se utilizó la infraestructura de transporte que conecta Argentina, Bolivia y Brasil.
Además, “esta operación marca el inicio de una estrategia que busca consolidar múltiples exportaciones de gas durante 2025 para ampliar la presencia del gas argentino en la región”, se destacó.
En la actualidad Pampa cuenta con dos acuerdos vigentes de exportación de gas natural con clientes de Brasil, por un volumen total de 2 millones de metros cúbicos por día. Con estos avances, la compañía refuerza su compromiso de convertirse en uno de los principales proveedores de gas de la región.
Sobre la producción de gas de Pampa
Pampa produce un promedio de 14,5 millones de metros cúbicos/día a través de sus yacimientos El Mangrullo y Sierra Chata. Durante el pico invernal de 2024, la producción alcanzó los 17 millones de metros cúbicos/día, lo que le permitió incrementar su participación en el mercado interno y avanzar en nuevas oportunidades de exportación.
Sobre Tradener
Tradener es la primera comercializadora de energía de Brasil y, desde hace 26 años, se destaca por su actuación pionera y la búsqueda constante de soluciones innovadoras en el sector energético. Desde 2022, también actúa en la importación de gas natural desde Bolivia y cuenta con reservas propias, operando como productora y comercializadora de gas, lo que amplía su relevancia en el mercado.
En el ámbito internacional, la empresa es una referencia en la exportación de energía eléctrica a países vecinos, con operaciones regulares hacia Uruguay y Argentina desde 2006. Además, posee activos propios de generación de energía distribuidos en siete Estados brasileños, con parques eólicos, pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH) y una termoeléctrica, totalizando 172 MW en operación.
Este portafolio diversificado le garantiza a Tradener flexibilidad, seguridad y capacidad de respuesta ante las demandas del mercado, se destacó.
YPF informó una reducción del 4 % promedio en los precios de sus combustibles (nafta y gasoil) en todo el país a partir del 1° de mayo.
La empresa destacó que “esta es la segunda baja en los precios en menos de un año, ya que la anterior se implementó en octubre de 2024”. En ésa oportunidad resultó casi imperceptible.
La petrolera de mayor participación en el mercado local comunicó que “ésta decisión se toma a partir del monitoreo constante de variables clave que realiza la compañía para definir su política de precios, como son el valor internacional del Brent, el tipo de cambio, la carga impositiva y el precio de los biocombustibles”.
“De esta manera, YPF cumple con el compromiso asumido de ofrecer productos de la más alta calidad del mercado y con el acuerdo de precios con sus consumidores”, remarcó.
A modo de referencia cabe señalar que en las estaciones de servicio de la marca YPF en la Ciudad de Buenos Aires el precio actual para el litro de nafta Súper es de $ 1.194; la nafta Infinia cuesta $ 1.474; el diesel 500 (común) cuesta $ 1.209, y el Infinia diesel tiene un precio de $ 1.472 el litro.
Raizen, licenciataria de la marca Shell, anuncia la implementación de su innovador concepto de venta de bebidas y snacks en playa. Diseñado para mejorar la experiencia del cliente en el momento de carga de combustible, acerca la variada oferta de la tienda al surtidor, creando una nueva ocasión de consumo, con la calidad y el cuidado que distinguen a Shell.
Shell Select, la marca de tiendas de conveniencia de Shell, ha desarrollado este proyecto durante un año, partiendo de prototipos en ocho estaciones, sobre los que aplicó mejoras y ajustes hasta llegar a la versión óptima, mostrando resultados prometedores.
Estación Shell Select busca expandir las mejores prácticas de venta de productos en la playa, ofreciendo conveniencia, variedad de productos, exhibición atractiva y promociones especiales. La estación incluye un conjunto “todo en uno” que integra muebles de facturación, heladeras fast lane, exhibidores de snacks, depósitos y cartelería digital bajo los más altos estándares de seguridad y eficiencia operativa.
Shell Select reafirma su liderazgo en la búsqueda constante por anticiparse a las expectativas de sus clientes y ser ese lugar más en su día.
Sebastián Pérez Olgiati, Director de Retail de Raizen Argentina, comentó: “Nos enorgullece ser líderes a nivel mundial con este nuevo concepto de compra en playa. La estación Shell Select enriquece la experiencia del cliente, ofreciendo una ocasión de compra única, rápida y memorable sorprendiéndolo en cada uno de los puntos de contacto”.
Acerca de Raízen Argentina
Raízen Argentina se creó en octubre de 2018 a partir de la compra, por parte de Raízen, del negocio de Downstream de Shell Argentina. Sus accionistas mayoritarios son Shell pcl y el grupo Cosan de Brasil. Entre sus activos se encuentran la Refinería de Buenos Aires, ubicada en Dock Sud, la planta de Lubricantes localizada en Barracas, la red de más de 880 estaciones de servicio, los negocios de combustibles marítimos, combustibles de aviación, asfaltos, químicos y especialidades, así como las actividades de suministro y distribución en el país. Mediante un acuerdo de licencia de marca, Raízen utiliza la marca Shell, lo que permite a los clientes el acceso a productos y servicios de altísima calidad, que han caracterizado a la marca en sus más de 110 años de historia en el país.
La Secretaría de Energía emitió, a través de la resolución 165/2025, el certificado de autorización de “Libre Exportación de Gas Natural Licuado (GNL)” en favor de SOUTHERN ENERGY S.A. (SESA), consorcio que proyecta el procesamiento de gas natural producido en Vaca Muerta (NQN) para su conversión en GNL y su venta al mercado internacional.
En base a lo solicitado por SESA, la autorización tiene un plazo de vigencia desde el 1 de julio de 2027 hasta el 30 de junio de 2057.
Y las cantidades autorizadas a exportar según esta resolución fueron programadas en: Cantidad Máxima Diaria (CMD): 385.000 MMBTU; Cantidad Máxima Anual (CMA): 134.400.000 MMBTU; Cantidad Total (CT): 3.840.000.000 MMBTU.
El proyecto original de SESA fue encabezado por PAE y Golar (dueña del barco procesador “Hilli Episeyo” que se instalará en un puerto marítimo específico en la provincia de Río Negro). Luego se integraron otras importantes compañías productoras del gas.
A partir del ingreso de YPF, los socios en Southern Energy tendrán la siguiente participación accionaria: PAE (40 %), Pampa Energía (20 %), YPF (15 %), Harbour Energy (15 %) y Golar LNG (10 por ciento).
El buque procesador Hilli Episeyo tendrá una capacidad de producción de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a 11,7 millones de metros cúbicos día de gas natural.
El proyecto cuenta con los beneficios (fiscales y de libre disponibilidad de divisas) establecidos por el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
Southern Energy tiene previsto una inversión estimada de U$S 2.900 millones en los primeros 10 años del proyecto. La inversión total calculada es de U$S 7.000 millones en toda la cadena de valor a lo largo de 20 años.
En los considerandos de esta resolución se puntualiza que “con relación a las exportaciones de GNL, la Ley 24.076 (Marco regulatorio del Gas), conforme a la incorporación dispuesta por la Ley 27.742 (Ley Bases) establece, que el otorgamiento de una autorización de exportación firme de GNL implicará para sus titulares el derecho a exportar todos los volúmenes autorizados en forma continuada y sin interrupciones ni restricciones, reducciones o redireccionamientos por causa alguna durante cada día del período de vigencia de la autorización”.
También se establece “el derecho de acceder sin restricciones ni interrupciones de ninguna naturaleza al suministro de gas natural o a la capacidad de transporte, procesamiento o almacenamiento de cualquier especie de los que sean titulares o que hubiesen contratado a tal fin”.
En los considerandos también se hace referencia a que “mediante la presentación de fecha 4 de abril de 2025 SESA informó que, inicialmente, prevé utilizar los excedentes de gas natural y de capacidad de transporte, fundamentalmente durante el período estival, y eventualmente, los excedentes que pudieran producirse en el período invernal”.
La empresa Southern Energy declaró que la disponibilidad proyectada de gas, sustentada en los planes de inversión, está basada en los Informes de Certificación de Reservas Comprobadas, Probables y Posibles y de Recursos Contingentes de hidrocarburos líquidos y gaseosos, oportunamente presentados por los diversos accionistas de SESA, los cuales obran en los informes de reservas del Sistema Estadístico de la Subsecretaria de Combustibles (SESCO) al 31 de diciembre de 2023.
La resolución que firma María Tettamanti hace hincapié en que “de los citados informes se desprende que para el período julio 2027 a junio 2032 (primeros CINCO años del proyecto) SESA contaría con una disponibilidad de gas aportada por sus accionistas que supera para cada año el caso máximo de exportación notificado (11,72 millones de m3/d de gas de 9300 kcal)”.
Un estudio de la Organización Latinoamericana de la Energía OLADE reveló que las exportaciones energéticas entre América Latina y el Caribe (ALC), y los Estados Unidos (EE.UU) han registrado un crecimiento, alcanzando los U$S 146.587 millones en 2023, más del doble de los U$S 68.031 millones reportados en el año 2020.
Además, el análisis indica que EE.UU tiene un superávit en el comercio energético con ALC, con exportaciones que son al menos el doble de sus importaciones desde la región.
La estructura comercial revela que el 80 % de las exportaciones estadounidenses hacia ALC son petróleo y derivados, y poco menos del 20 % es gas natural. Mientras, casi todas las ventas de ALC a EE.UU son petróleo.
Del total de exportaciones de ALC a EE.UU, casi el 10 % corresponde a productos energéticos. Por su parte, el 20 % de lo que exporta EE.UU a ALC son productos energéticos.
El aumento de 10 % en los aranceles en EE.UU tendría un impacto comercial de 0.08 % de su PIB.
Entre las estrategias sugeridas para afrontar esta situación en ALC se encuentran la diversificación de mercados, particularmente hacia Europa y Asia, así como el fortalecimiento de proyectos de integración regional.
También se subraya la necesidad de avanzar hacia matrices energéticas más sostenibles y autosuficientes, lo que aumentaría la resiliencia de la región ante posibles crisis externas.
El estudio de OLADE subrayan la relevancia de establecer políticas preventivas y de diversificación que resguarden los intereses energéticos y económicos de América Latina y el Caribe frente a los cambios en las políticas comerciales de EE.UU.
Desde el inicio de la nueva gestión gubernamental en diciembre de 2023, la política tarifaria aplicada a los usuarios residenciales de gas natural y energía eléctrica en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) sufrieron ajustes significativos. Lejos de tratarse de ajustes meramente técnicos, las medidas adoptadas representan un viraje de carácter estructural, con consecuencias económicas, sociales y políticas que merecen ser examinadas en profundidad.
En el Informe Indicadores de Coyuntura de abril y que edita FIEL, Santiago Urbiztondo1 analiza la singularidad de los nuevos cuadros tarifarios que puede sintetizarse en tres dimensiones clave: la magnitud de los aumentos, la inconsistencia en el diseño de los cargos y la persistencia de un esquema de subsidios fiscales sólo parcialmente reformulado. Esta tríada de factores no sólo define el impacto inmediato en los hogares consumidores, sino que pone en evidencia los dilemas de fondo que enfrenta la política energética en Argentina: la sostenibilidad financiera de los prestadores, la equidad en el acceso a los servicios públicos y la viabilidad fiscal del Estado.
Efectos correctivos y regresivos
Para Urbiztondo, el rasgo más notorio de la política tarifaria desde diciembre de 2023 ha sido, sin dudas, el nivel de los aumentos aplicados. El gobierno ha procedido a una eliminación casi total de los rezagos tarifarios reales que afectaban a las empresas de transporte y distribución de gas y electricidad. En la práctica, esto ha implicado incrementos que, en algunos casos, cuadruplicaron los valores anteriores, con especial intensidad en los componentes fijos de las facturas.
Este sinceramiento tarifario ha sido presentado como una medida necesaria para devolverle racionalidad al sistema y reestablecer condiciones de inversión y operación en el sector energético. Sin embargo, sus efectos han sido heterogéneos: mientras los balances de las empresas comenzaron a mostrar signos de recuperación, los hogares de ingresos medios y bajos han visto deteriorarse su capacidad de pago, especialmente en un contexto inflacionario y recesivo.
Tarifas mensuales de usuarios residenciales
(antes de impuestos, para consumos promedio dentro de cada categoría y grupo de ingreso, en $/mes) Nov-2023 – Jun-2024 – Abr-2025
* El promedio es ponderado por el número de usuarios residenciales dentro de cada categoría (sin distinguir entre grupos de ingreso).** Se mantiene la apertura de las 9 categorías tarifarias vigentes en Nov-23 para mayor claridad en la comparación. FUENTE: FIEL.
Un diseño técnico de gramática defectuosa
Más allá del aumento en sí, el nuevo esquema tarifario se caracteriza por lo que algunos especialistas han denominado una “gramática defectuosa”. Esta expresión no es metafórica: se refiere al diseño intrincado, poco transparente y carente de lógica distributiva que organiza la estructura tarifaria.
En efecto, la diferenciación entre cargos fijos y cargos variables mantiene una dispersión significativa que, en muchos casos, no guarda relación alguna con el nivel de consumo real del usuario ni con su capacidad económica. Así, usuarios con patrones de consumo similares pueden enfrentar tarifas notablemente distintas por razones que no responden a criterios objetivos ni visibles. A su vez, la categorización por ingresos —implementada como parte del régimen de segmentación— no logra articularse adecuadamente con los parámetros técnicos de facturación.
Por ejemplo, un usuario de ingresos medios-bajos que habita un departamento mal aislado térmicamente puede recibir un cargo fijo similar al de un hogar de ingresos altos, simplemente por registrar un pico de consumo estacional. Esta inadecuada correspondencia entre las categorías socioeconómicas y los umbrales técnicos de consumo erosiona la legitimidad del sistema, y desincentiva conductas eficientes desde el punto de vista energético.
Variación nominal de las tarifas mensuales
(por categoría y grupo de ingreso, en $/mes, Nov-2023 – Jun-2024 – Abr-2025)
Subsidios fiscales: entre la corrección y la continuidad
El tercer pilar de esta reconfiguración tarifaria reside en el tratamiento de los subsidios fiscales, que durante años han sostenido el precio final que pagan los usuarios. La nueva administración se propuso corregir este esquema, apuntando a una mayor focalización en los sectores vulnerables y a una progresiva desarticulación del subsidio universal.
Sin embargo, la corrección fue, hasta ahora, sólo parcial. La tarifa social continúa vigente, aunque su alcance y sus criterios de asignación han sido objeto de revisión. Las transferencias fiscales se han reducido en términos reales, pero no han sido eliminadas. El resultado es un esquema híbrido, donde conviven viejas prácticas de subsidio generalizado con intentos de focalización insuficientemente coordinados.
Esto genera una tensión estructural: por un lado, se reduce el esfuerzo fiscal del Estado; por otro, se incrementa la carga sobre los usuarios sin garantizar que los más vulnerables queden efectivamente protegidos. En términos distributivos, esta ambigüedad puede resultar más regresiva que el antiguo sistema, al transferir el ajuste al usuario sin haber consolidado una red de contención adecuada.
Edenor: Tarifa media
(US$/KWh mensuales), Usuarios Grupo N1, 2019-2025
Una transición tarifaria sin política integral
La combinación de aumentos abruptos, diseño técnico defectuoso y subsidios inconsistentes refleja una ausencia de política energética integral, donde la urgencia fiscal parece haber primado sobre la planificación. El nuevo cuadro tarifario, en lugar de construir previsibilidad, introduce incertidumbre: los usuarios desconocen la lógica que define los importes que deben abonar, las empresas no tienen garantías sobre la estabilidad del esquema y el Estado continúa asumiendo un rol ambiguo, entre regulador, financiador y ejecutor de subsidios.
La falta de un enfoque coherente, transparente y progresivo no sólo obstaculiza la recuperación del sistema energético, sino que debilita la confianza social en el proceso de ajuste. En lugar de corregir distorsiones con racionalidad técnica y justicia social, el nuevo esquema parece haber reemplazado un régimen ineficiente por uno incierto, y un subsidio opaco por una facturación inescrutable.
El dilema tarifario como síntoma estructural
La experiencia de reconfiguración tarifaria en el AMBA, iniciada a fines de 2023, deja en evidencia un dilema estructural que atraviesa a la política económica argentina desde hace décadas: ¿es posible avanzar hacia tarifas económicamente sostenibles sin agravar las desigualdades sociales ni vulnerar derechos básicos? ¿Puede lograrse una transición ordenada sin una arquitectura técnica, legal y comunicacional que le dé legitimidad al proceso?
A la espera de una política tarifaria verdaderamente integral, el panorama actual se define por sus ambigüedades: el sinceramiento de tarifas sin red distributiva sólida; la segmentación por ingresos sin coherencia técnica; la reducción del subsidio sin racionalización completa del sistema. En esta encrucijada, las inconsistencias, disparidades y desafíos que presenta este nuevo régimen tarifario, más que una transición hacia la eficiencia, lo que se ha abierto es un debate pendiente sobre la justicia energética en tiempos de ajuste.
Santiago Urbiztondo es Licenciado en Economía, Universidad Nacional de La Plata (UNLP), Argentina, 1987; Doctor of Philosophy (Ph.D.), en Economía, University of Illinois, 1991. Es Economista Jefe, FIEL; Profesor Titular de Economía y Regulación de los Servicios Públicos, UNLP; Profesor de Estrategia, Competencia y Regulación, Maestría en Economía Aplicada, UTDT︎
A través del Decreto 286/2025, el Gobierno Nacional puso en marcha el proceso de privatización total de la empresa estatal Energía Argentina S.A. (ENARSA), y considera que con esta decisión “se ha dado un paso importante para mejorar la eficiencia del Estado y fortalecer el rol del sector privado en el desarrollo energético del país”.
Al respecto, comunicó que “en cumplimiento de lo dispuesto por la Ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos, se inicia el proceso de privatización total de ENARSA, que se llevará a cabo mediante la separación de las actividades y bienes de cada una de sus unidades de negocio”.
Como primera etapa, se autoriza la venta del 100 % de las acciones de ENARSA en CITELEC S.A., empresa controlante de Transener, responsable de la transmisión eléctrica en todo el país. Esta operación se realizará mediante concurso público nacional e internacional.
El gobierno argumentó que “durante años, ENARSA requirió transferencias millonarias del Tesoro para sostener una estructura que no logró resultados eficientes ni en calidad de servicio ni en administración. Este proceso apunta a ordenar el funcionamiento del Estado y permitir que el sector privado, con capacidad de inversión y experiencia, asuma la gestión de actividades clave como la transmisión eléctrica”.
“La medida busca mejorar el servicio, fomentar la competencia y garantizar precios reales y sostenibles para todos los argentinos. El sector privado no solo puede hacerlo mejor, sino que además es el motor natural de la inversión, el empleo y la innovación”, sostiene la Administración Milei.
“El Estado se enfoca en lo que debe hacer: organizar, regular y cuidar el buen funcionamiento del sistema energético. Este es un paso concreto hacia una Argentina más moderna, más eficiente y con mejores servicios para su gente”, se remarcó.
El Ente Nacional Regulador del Gas prorrogó por 60 días el plazo para dictar las resoluciones finales referidas a las nuevas tarifas del gas surgidas de la Revisión Quinquenal (RQT) de las tarifas de Transporte y de Distribución de gas natural, y luego de la audiencia pública (número 106) realizada en febrero último.
La medida se dispuso mediante la Resolución 233/2025, publicada en el Boletín Oficial y firmada por Carlos María Casares. Se justificó en el texto que “la Autoridad Regulatoria aún se encuentra relevando y analizando la información ingresada”. El ENARGAS también, deberá pronunciarse sobre la metodología de ajuste periódico de tales cuadros tarifarios.
Desde la Secretaría de Energía se hizo hincapié en que “La prórroga de 60 días de la definición de los nuevos cuadros tarifarios, obedece a una necesidad formal ya que sino se perdía la validez de la Audiencia Pública 106 (del 6 de febrero). Es estrictamente por lo plazos procesales. Los nuevos cuadros tarifarios de la RQT se publicarán en mayo”.
Esto, en línea con lo establecido por el Artículo 3° del Decreto DNU 1023/24 que determinó que “la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes de la revisión tarifaria iniciada en función del Decreto DNU 55/23, no podría exceder del 9 de julio de 2025”.
Cabe referir además que el 31 de marzo, mediante la Resolución 182/2025, se convalidó la legalidad de la audiencia 106 y se estableció que las resoluciones vinculadas a los puntos discutidos en esa instancia “se emitirían conforme a los plazos legales, con posibilidad de prórroga fundada”.
El último cuadro tarifario según categorías de usuarios dispuesto por el ENARGAS entró en vigencia el 31 de marzo. Aunque las empresas distribuidoras solicitaron en la referida audiencia aumentos de al menos 50 %, sumado a un 20 % adicional por costos de transporte, el Gobierno (a través de la Secretaría de Energía) dispuso que los incrementos a los usuarios finales no superarían el 10 por ciento, y la activación de un esquema transitorio de actualización mensual según la inflación calculada por el Indec.
Las resoluciones de los nuevos cuadros tarifarios por categoría de usuarios y zonas del suministro del servicio serán complementadas por la continuidad de la revisión a la baja de los subsidios del Estado a este servicio, tal como ocurrirá con el de la electricidad, sobre todo con los sectores de ingresos medios.
YPF Luz describió el avance de ingeniería y obra del Parque Solar Fotovoltaico El Quemado, ubicado en Las Heras, a 53 km de la ciudad de Mendoza. Este mes se concretó la instalación de la ‘Golden Tracker’. Se trata del montaje estructural y funcional de la primera fila de paneles solares que tendrá el primer proyecto renovable en ingresar al RIGI.
Este avance requirió del trabajo coordinado de varios equipos y proveedores, y consistió en la instalación completa de un tracker, con su conexión eléctrica y la verificación funcional del movimiento de los paneles. Esta fila inicial actúa como modelo de referencia para el resto de los paneles.
La calidad y precisión con la que se instala la Golden Tracker es crucial porque establece el estándar técnico que guiará la instalación masiva de los más de 500.000 paneles fotovoltaicos bifaciales que tendrá El Quemado, se explicó.
De esta manera, el proyecto solar más grande de Argentina avanza según su planificación y tiempos estipulados, consolidando las etapas de la obra bajo los más altos estándares de calidad y ejecución técnica.
La compañía inauguró hace unas semanas el Parque Eólico General Levalle, de 155 MW, en Córdoba y alcanzó así una capacidad instalada total de 3,4 GW.
Este año continúa construyendo dos proyectos renovables más como El Quemado y el Parque Eólico CASA, de 63 MW, en Olavarría; con el objetivo de superar los 3,8 GW de potencia instalada total, de los cuales más de 1GW serán renovables.
Características del Parque Solar Fotovoltaico El Quemado:
Empleo en etapa de obra: más de 400 personas en pico de obra.
Superficie de instalación: más de 600 hectáreas.
El parque se interconectará al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a través de una nueva estación transformadora de 220/33kV.
Fecha de inicio de operación: primer trimestre de 2026.
Acerca de YPF Luz YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una empresa líder en generación de energía eléctrica en el país que opera desde 2013.
En la actualidad la compañía tiene una capacidad instalada de 3,4 GW que provee al mercado mayorista e industrial, y 368 MW en construcción. YPF Luz tiene como misión generar energía eficiente y sustentable, que optimiza los recursos naturales para la producción de energía térmica y renovable.
El Departamento de Comercio de Estados Unidos anunció este miércoles su intención de imponer aranceles extraordinarios —que en algunos casos superan el 3.500%— sobre la importación de paneles solares provenientes de Camboya, Malasia, Tailandia y Vietnam. La medida surge tras una investigación iniciada hace un año, impulsada por fabricantes estadounidenses que denunciaron competencia desleal y reclamaron protección para la industria local.
Las sanciones, que combinan derechos antidumping y compensatorios, responden a acusaciones de subsidios otorgados por el gobierno chino y la exportación de productos a precios artificialmente bajos. En algunos casos, como el de ciertos exportadores con sede en Camboya, las tasas propuestas alcanzan el 3.521% debido a la falta de cooperación con las autoridades durante el proceso de investigación.
Otros fabricantes enfrentan aranceles significativamente menores. Tal es el caso de la empresa china Jinko Solar, que produce en Malasia y recibirá una tasa del 41%. En cambio, Trina Solar —también con sede en China, pero con operaciones en Tailandia— deberá afrontar aranceles del 375%.
Aún se espera una resolución final por parte de la Comisión de Comercio Internacional, que se pronunciará en junio. Hasta entonces, los aranceles anunciados permanecen como propuesta.
La reacción no tardó en llegar. La American Alliance for Solar Manufacturing Trade Committee, que agrupa a fabricantes locales, celebró la decisión como “una victoria decisiva para la industria solar estadounidense”. Tim Brightbill, asesor legal del grupo, sostuvo que la medida confirma lo que desde hace tiempo vienen denunciando: “Las empresas chinas han estado burlando el sistema”.
En los últimos años, muchas compañías chinas relocalizaron parte de su producción al sudeste asiático, como estrategia para esquivar los aranceles impuestos desde la administración de Donald Trump. Solo en 2023, Estados Unidos importó cerca de 12 mil millones de dólares en equipos solares desde los cuatro países afectados, según datos de la Oficina del Censo.
Si bien la medida podría beneficiar a los fabricantes locales, también plantea riesgos para instaladores, empresas y consumidores que venían aprovechando la caída de precios gracias a la oferta asiática. Los nuevos aranceles se sumarían a los ya vigentes desde la era Trump, cuando se fijaron tasas de hasta el 145% sobre productos chinos. La administración actual advirtió que, con esta nueva ronda, las tasas combinadas podrían superar el 245% en ciertos casos.
El anuncio llega en un contexto geopolítico sensible: apenas unos días después de que el presidente chino Xi Jinping completara una gira por Vietnam, Malasia y Camboya, con el objetivo de reforzar lazos regionales y contener lo que calificó como “acoso unilateral” por parte de Estados Unidos.
China ya respondió con una suba de aranceles del 125% sobre productos estadounidenses y advirtió que está dispuesta a “luchar hasta el final”.
Con el lanzamiento del Portal de Clientes, se abre un nuevo capítulo en la relación de TGN con sus clientes corporativos. Con unos pocos clics, podrán acceder a una multiplicidad de trámites y consultas, facilitándose de este modo una gestión rápida, simple y amigable.
Expertos en conexiones, también con las personas, TGN ha buscado con esta herramienta traducir y hacer efectiva la importancia y la prioridad que la comunicación asume en la relación con sus clientes.
Este nuevo espacio de encuentro favorece una interacción ágil y dinámica brindando la posibilidad de completar gestiones varias, entre las cuales:
Dar de alta un reclamo y realizar su seguimiento.
Generar solicitudes y/o pedidos de información.
Visualizar archivos y notificaciones.
Además, los clientes podrán generar distintos usuarios y roles para los integrantes de su organización.
Todo apunta a mejorar la experiencia a través de una tecnología que lleva la relación al siguiente nivel, en un marco de disponibilidad 24/7, con un ida y vuelta siempre abierto a la recepción de sugerencias.
TGN es la operadora regional de ductos y proveedora de soluciones confiables para el desarrollo de proyectos energéticos.
Opera y mantiene 11.256 km de gasoductos de alta presión y 22 plantas compresoras y es la responsable de transportar el 40% de gas inyectado en gasoductos troncales argentinos a través de los Gasoductos Norte y Centro Oeste.
Su ubicación geográfica estratégica en el país y en la región la convierte en el único operador que vincula sus gasoductos a nivel regional con Chile, Brasil, Bolivia y Uruguay.
Su sólida experiencia en la industria y un equipo de profesionales altamente calificado le permite brindar servicios de alta especificidad para la industria nacional y regional.
El accionista controlante de TGN es Gasinvest S.A. (una sociedad conformada en partes iguales por Tecpetrol S.L. y Compañía General de Combustibles S.A.) que posee el 56% del capital social; el 24% le pertenece a SouthernCone Energy Holding Company Inc. y el 20% restante cotiza en Bolsas y Mercados Argentinos S.A. (BYMA).
La Asociación de Distribuidores de Gas de la República Argentina (ADIGAS) renovó, en Asamblea ordinaria, su Consejo de Administración para el período 2025-2027 siendo reelecto como titular de la organización que nuclea a las nueve distribuidoras de gas natural por redes del país, el actual presidente de Camuzzi, Jaime Barba. Lo acompañarán como vicepresidentes 1° y 2°, respectivamente, el Gerente General de Naturgy BAN, Gerardo Gómez y el director de Gasnea, Carlos Castro.
El detalle de la conducción surgida de la Asamblea es el siguiente: Presidente: Jaime Barba (Camuzzi) Vicepresidente 1º: Gerardo Gómez (Naturgy BAN) Vicepresidente 2º: Carlos Castro (Gasnea) Secretario: Dante Dell´Elce (Litoral Gas) Tesorero: Sebastián Mazzucchelli (Metrogas) Vocales: Claudio Encinas (Camuzzi) Natalia Rivero (Ecogas) Ariel Sánchez (Naturgy NOA) Síndico titular: Mariano Belinco (Camuzzi)
Perfil del nuevo Presidente Jaime Barba es abogado graduado en la Facultad de Ciencias Jurídicas y Sociales de la Universidad Nacional del Litoral – Santa Fe, y cuenta con estudios de posgrado en el IAE y el CEDEF. Posee una vasta trayectoria en el sector energético. Entre 1996 y 2004 se desempeñó en la Empresa Distribuidora de Electricidad de Entre Ríos Sociedad Anónima (EDEERSA), ocupando distintos cargos de responsabilidad, hasta asumir la Presidencia y Dirección General de la misma. Posteriormente trabajó en la Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte Sociedad Anónima (EDENOR). Fue Gerente General de EMDERSA y Presidente de Empresa Distribuidora Norte S.A. (EDEN), Empresa Distribuidora de Electricidad de Salta S.A. (EDESA), Empresa Distribuidora de Electricidad de San Luis S.A. (EDESAL), Empresa Distribuidora de Electricidad de La Rioja S.A. (EDELAR), además de Director y miembro del Comité Ejecutivo de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA). Se incorporó a Camuzzi en el año 2017 y es, actualmente, Presidente de Camuzzi Gas Pampeana y Camuzzi Gas del Sur y Gerente General de las compañías. Adicionalmente es miembro de la Comisión fiscalizadora del Paraná Rowing Club, integrante del Consejo Directivo y Presidente de la Subcomisión de Asuntos Legales de la Unión Argentina de Rugby (UAR) y durante 2023, integró el Consejo Directivo de World Rugby.
Sobre ADIGAS
La Asociación de Distribuidores de Gas de la República Argentina fue creada en el año 1994 para promover el desarrollo de la industria del gas natural por redes en el país. La integran las distribuidoras de los grupos Camuzzi, Ecogas, Naturgy y las empresas Gasnea, Litoral Gas y Metrogas. En conjunto, prestan servicios a más de 9,1 millones deusuarios en todas las provincias argentinas, a través una sofisticada infraestructura formada por una red de cerca de 170.000 km de gasoductos, ramales y redes.
El Gobierno Nacional activó un plan de regularización de deudas para que distribuidoras y cooperativas eléctricas salden sus obligaciones pendientes con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) al 30 de noviembre de 2024.
Esta medida, resuelta a través de la Disposición 1/2025, marca el fin de un esquema donde la morosidad crónica se cubría con emisión inflacionaria, perjudicando a todos los argentinos, señaló un comunicado del ministerio de Economía.
“El plan, describe Economía, establece condiciones razonables —hasta 12 meses de gracia y 72 cuotas con la tasa del 50 % del Mercado Eléctrico Mayorista— pero exige responsabilidad bajo reglas estrictas: las empresas deberán pagar la deuda corriente sin atrasos y la obligación de presentar planes de inversión en infraestructura para mejorar el servicio. Quienes incumplan perderán el beneficio automáticamente y enfrentarán sanciones”.
Como contrapartida, las empresas que hayan regularizado sus pagos en 2024 y no tengan deudas anteriores a diciembre de 2023 accederán a créditos en sus facturas. El plazo para adherir es de 60 días corridos.
Economía puntualizó que “los resultados del proceso de normalización del sistema eléctrico ya son evidentes. Al asumir, la cobrabilidad de CAMMESA era del 48 %, y el Tesoro cubría el déficit con emisión que alimentaba la inflación. Hoy, con tarifas realistas, subsidios focalizados y desregulación progresiva del mercado, alcanzamos un 97 % de cobrabilidad”.
En los considerandos de la Disposición ahora oficializada se describe a modo de antecedente que “a raíz de las políticas tarifarias llevadas a cabo durante las últimas dos décadas -salvo excepciones-, lo recaudado por las Distribuidoras en casi todos los casos no les alcanzaba para pagar el monto, dado que las tarifas no reflejaban acabadamente el costo de los servicios”.
Y se indica que “particularmente, a partir de la sanción de la Ley 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el Marco de la Emergencia Pública y sus modificatorias, en diciembre de 2019, las tarifas de los distribuidores de diversas jurisdicciones del país que actúan en el MEM sufrieron medidas de congelamiento o suspensión de los ajustes correspondientes, que contribuyeron al deterioro de la cadena de pagos en dicho mercado mayorista”.
“Con el transcurso del tiempo, el incremento de las deudas alcanzó sumas extraordinarias, a la vez que fueron suplidas por préstamos del Tesoro Nacional al “Fondo Estacional”, se explicó.
“Bajo este escenario y desde el año 2021, las leyes de Presupuesto fueron estableciendo diversos regímenes de regularización de deudas, los que pretendían, mediante acuerdos con las Distribuidoras, brindar facilidades con el objetivo de reducir la deuda acumulada”.
“Este (nuevo) plan consolida ese camino: que las empresas paguen lo que consumen, accedan a financiamiento privado y dejen de depender del Estado”, se destacó.
Neuquén se sumó al sistema de alerta temprana impulsado por Naciones Unidas para detectar emisiones de metano mediante tecnología satelital con Inteligencia artificial. En paralelo, se creó el Programa de Monitoreo y Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el sector hidrocarburífero.
El ministerio de Energía y Recursos Naturales neuquino formalizó la participación provincial en el Sistema de Alerta y Respuesta al Metano (MARS), impulsado por el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA).
MARS es el primer sistema global de monitoreo satelital que detecta y reporta emisiones de metano de gran magnitud. Mediante la combinación de más de una docena de instrumentos satelitales, inteligencia artificial avanzada y cooperación internacional, el sistema permite notificar a gobiernos y empresas sobre fugas importantes en tiempo casi real, para facilitar una respuesta rápida y efectiva.
Este sistema fue lanzado en la COP27 por el Observatorio Internacional de Emisiones de Metano (IMEO–PNUMA) como parte de la implementación del Compromiso Global sobre el Metano.
Como parte del Plan Provincial de Acción Climática contemplado por la Ley 3454, la Secretaría de Ambiente creó por Resolución 258/25 el nuevo Programa de Monitoreo y Mitigación de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero en el Sector Hidrocarburífero, que establece el carácter obligatorio del control y reporte de este tipo de emisiones.
El programa exige a los sujetos alcanzados presentar información precisa sobre emisiones de metano, dióxido de carbono y óxidos nitrosos, además de variables de actividad, acciones de mitigación y otros datos relevantes para la evaluación ambiental. Se trata de un mecanismo integral de Monitoreo, Reporte y Verificación (MRV) alineado con estándares nacionales e internacionales.
Será ejecutado por la subsecretaría de Cambio Climático, que también estará a cargo del seguimiento, control, reglamentación y expansión del mismo en sucesivas etapas.
La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) publicó su Indicador de Inflación Energética para América Latina y el Caribe (IE-LAC) correspondiente al mes de febrero de 2025.
Las tendencias energéticas en la región permiten entender el comportamiento de los mercados de energía y su impacto en la economía y la sostenibilidad de los países de América Latina y el Caribe.
La inflación energética mensual aumentó 3.3 veces, pasando de 0.26 % en enero de 2025 a 0.86 % en febrero del mismo año. A pesar de la caída del 5.3 % en los precios del petróleo respecto a enero, esta disminución no se ha traducido en menores tarifas de combustibles en la región.
Cabe indicar que el precio del petróleo explica aproximadamente el 60 % de la variación de este índice. Es decir, este mes son las tarifas eléctricas para los sectores industrial y residencial las que explican principalmente el alza del índice, como consecuencia de la reducción de subsidios en varios países de América Latina y el Caribe.
En febrero de 2025, la inflación energética anual en América Latina y el Caribe alcanzó el 3.16 % en comparación con febrero de 2024. Aunque se trata de una de las cifras más altas de los últimos cuatro meses, se mantuvo por debajo de la inflación total, que fue del 4.10 %.
En el mismo mes, la inflación energética interanual en los países de la OCDE descendió a 3.62 %, tras haber registrado 4.0 % en enero. En contraste, América Latina y el Caribe ha mostrado un aumento en la inflación energética durante los últimos cuatro meses, alcanzando un 3.16 % en febrero de 2025, aunque aún por debajo del promedio de los países de la OCDE.
Fuente: OLADE, elaboración propia a partir de la información publicada en los Institutos de Estadística y Censos y Bancos Centrales de los Países Miembros de OLADE.
En el marco del Día Internacional de la Tierra, Camuzzi lanza la calculadora de huella de carbono, una herramienta gratuita, simple y accesible que permite a los usuarios estimar el impacto ambiental generado por el consumo de gas natural en los hogares.
La iniciativa busca concientizar sobre la importancia del uso responsable de la energía y fomentar pequeños cambios en la vida cotidiana que ayuden a reducir las emisiones. Se puede acceder a ella desde la página web de la distribuidora, Simulador de Consumo | Camuzzi Gas
¿Qué es la huella de carbono y por qué importa?
La huella de carbono es un indicador que mide la cantidad de gases de efecto invernadero (como el CO₂ y el metano) que se liberan a la atmósfera como consecuencia de nuestras actividades diarias, como el uso de transporte, el consumo de bienes, la electricidad o la calefacción. Se expresa en kilogramos de CO₂ equivalente (CO₂e).
Aunque el gas natural es la fuente de energía más limpia entre los combustibles fósiles, su consumo también forma parte de la huella de carbono. Por eso, conocerla es el primer paso para reducirla.
La calculadora desarrollada por Camuzzi estima primero el consumo bimestral de gas natural, expresado en m3, a partir de los artefactos que el usuario indica que utiliza a diario en su hogar. Con esos datos ingresados, la plataforma proyecta el impacto ambiental que se genera.
Consejos para reducir el consumo y el impacto
Además de la calculadora, Camuzzi comparte recomendaciones prácticas para promover un uso responsable y eficiente del gas natural (Ahorro de Energía | Camuzzi Gas), que incluyen:
Apagar los artefactos en “piloto” cuando no se usan. Este consumo pasivo puede representar más de un 10% del consumo del hogar.
Calefaccionar a una temperatura máxima de 20 ºC.
Siempre que sea posible, adquirir artefactos de Clase A adaptados a las necesidades del hogar.
Evitar el uso innecesario del horno, pues su consumo equivale a tres hornallas encendidas.
Calefaccionar sólo aquellos ambientes donde haya gente.
No abrir ventanas para bajar la temperatura. Regularla a través de los propios artefactos instalados.
Regular la temperatura del agua desde el calefón o termotanque para evitar mezclar agua caliente y fría al mismo tiempo.
El objetivo de esta nueva herramienta es que el usuario pueda dimensionar el resultado de sus hábitos cotidianos, para favorecer la adopción de nuevas medidas que permitan promover una reducción del consumo, y de esta manera generar un impacto positivo en el ambiente.
Un compromiso que empieza desde adentro
Como principio rector de su gestión ambiental, la compañía ha asumido la responsabilidad de utilizar los recursos de forma racional, y de prevenir y mitigar los impactos ambientales vinculados con sus actividades.
Este enfoque implica la instrumentación de políticas tendientes a mitigar fugas de gas en las instalaciones e incrementar las eficiencias de los procesos para la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, tanto en la fase de diseño de un proyecto y la construcción de las distintas infraestructuras energéticas, como asi también durante la gestión del mantenimiento de los activos y la prevención de roturas. La compañía además cuenta con políticas y procedimientos vinculados al cuidado del recurso hídrico, la gestión de residuos, la reutilización de material de rezago, y la digitalización de los distintos procesos administrativos y comerciales, que han permitido una importante reducción del consumo de papel.
Camuzzi se encuentra además desarrollando, junto a consultores especializados, la estructura de su Inventario Corporativo de Gases de Efecto Invernadero, un paso clave hacia la medición de su propia huella.
Acerca de la compañía
Camuzzi es la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina en términos de volumen, cubriendo el 45% del territorio nacional en dos regiones contiguas. Bajo un complejo sistema de gasoductos de transporte, ramales y redes de distribución que supera los 56.000 km lineales de extensión, la compañía abastece a más de 2.000.000 de usuarios de siete provincias del país: Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego.
El presidente ruso, Vladímir Putin, impulsa y recomienda acelerar la creación de un reactor nuclear de investigación de sales fundidas,para la “quema” de sustancias radiactivas peligrosas., según RT
Según la instrucción dada, el Gobierno, junto con la corporación nuclear estatal rusa Rosatom y el centro científico Instituto Kurchátov, debe preparar y presentar antes del 1 de junio propuestas para acelerar la creación de un reactor consistente en un módulo de reprocesamiento de combustible nuclear gastado.
“Es un proyecto importante desde el punto de vista ecológico”, explicó Vasili Tinin, director de Políticas Públicas de Residuos Radiactivos de Rosatom. “Se utilizará para probar tecnologías para la eliminación de actínidos menores, isótopos altamente radiotóxicos y de larga duración que quedan después del reprocesamiento del combustible nuclear gastado de los reactores térmicos actualmente en funcionamiento”, detalló. Según Tinin, en el futuro, sólo unos pocos reactores de este tipo serán capaces de procesar todo el volumen de los elementos más peligrosos del combustible nuclear gastado producido por los reactores térmicos del país. “La energía sin residuos radiactivos es el sueño de los científicos nucleares de todo el mundo. Rusia es el país que más ha avanzado en el intento de convertir este sueño en realidad”, dijo.
¿Qué es un reactor de sales fundidas?
En los reactores de sales fundidas (MSR, por sus siglas en inglés) se utilizan sales fundidas como combustible o refrigerante. La sal fundida es una sal que se licúa a altas temperaturas y puede almacenar enormes cantidades de energía térmica a presión atmosférica, explica el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA)
Actualmente, la mayoría de las centrales nucleares del mundo utilizan reactores de agua a presión. Sin embargo, si en vez de agua se usa sal como refrigerante primario, esta puede absorber inmensas cantidades de calor, lo que permite que los reactores puedan funcionar a temperaturas muy elevadas. Esto podría contribuir a la descarbonización de procesos industriales sin que se emitan grandes cantidades de gases de efecto invernadero. “Los MSR suscitan cada vez más interés a escala internacional, ya que pueden suministrar grandes cantidades de electricidad de manera eficaz y eficiente en relación con los costos y producir calor industrial de alta temperatura que puede emplearse en diversas aplicaciones industriales”, señala el OIEA.
Tecpetrol, productora líder en gas no convencional en Argentina, realizó exportaciones en modalidad interrumpible para fomentar la integración energética regional, a través de dos comercializadoras de gas natural, la del grupo Cosan y la del grupo J&F.
A través de un acuerdo con EDGE, empresa brasilera promotora de la transición energética y en particular del mercado libre de gas, y otro con MGAS, gestora e importadora de gas, la compañía Tecpetrol -brazo energético del Grupo Techint- se sumó a las exportaciones de gas natural argentino con destino a Brasil vía Bolivia. Para ello se utilizó el sistema de gasoductos existente en los tres países.
Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, destacó que “Nuestro principal objetivo es abrir nuevos mercados regionales, generando y haciendo subir la demanda para la oferta creciente de gas en el país, en particular con el potencial que desata Vaca Muerta. Hay una oportunidad enorme, y se están realizando y planeando ampliaciones de capacidad de transporte, que nos permitirán abastecer en forma competitiva y segura a todos nuestros países vecinos”.
Los volúmenes aproximados de estas primeras exportaciones de Tecpetrol fueron del orden de 150 Mm3/d para EDGE y de 100 Mm3/d para MGAS.
Tecpetrol tiene una capacidad de producción total propia de 25 MMm3/d en Argentina, donde opera dos yacimientos gasíferos convencionales en la Cuenca Noroeste y el principal yacimiento de gas no convencional en la Cuenca Neuquina (Fortín de Piedra), desarrollado en tiempo récord y que provee más del 16 % del gas que se consume en el país.
Se espera que Vaca Muerta produzca 246 millones de m3/día al 2030, una vez desarrollados los mercados regionales y los proyectos de LNG.
Sobre Tecpetrol
Tecpetrol es una empresa del Grupo Techint. Es líder regional de energía, y trabaja para el desarrollo de los países de América Latina, con una filosofía de compromiso a largo plazo con las comunidades vecinas. Cuenta con más de 20 áreas operadas en Argentina, Bolivia, Colombia, Ecuador, Perú y México. www.tecpetrol.com
Desde la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) lamentamos profundamente el fallecimiento del Papa Francisco, el primer pontífice argentino y latinoamericano.
Acompañamos a la comunidad católica argentina en este difícil momento y a los millones de fieles que encuentran en su legado una fuente de inspiración.
A lo largo de su papado, el Papa Francisco promovió valores como el cuidado del ambiente, la solidaridad y el diálogo, dejando una huella significativa en la historia reciente.
Acerca de ADEERA La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 50 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 14,5 millones de clientes en todo el país.
Operan 465.000 km de redes, emplean a 60.000 personas de manera directa y distribuyen más de 132.000 GWh al año, que representa el 98 % del total de la energía eléctrica que se consume en nuestro territorio.
Según el Observatorio de Tarifas y subsidios IIEP perteneciente a la UBA_CONICET, en su informe de abril de 2025, un hogar promedio del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), sin subsidios, debió destinar $142.548 para cubrir sus necesidades de energía eléctrica, gas natural, agua potable y transporte. Esta cifra representa una reducción del 2,8% respecto de marzo, pero implica un aumento interanual del 42%. La disminución mensual se explica, fundamentalmente, por la baja estacional del consumo eléctrico y el impacto limitado de los aumentos tarifarios.
La estructura del gasto revela que el transporte representa la mayor proporción: $60.891 por hogar. Le siguen el agua con $28.987, la electricidad con $28.691 y el gas natural con $24.015. En conjunto, los usuarios del AMBA cubren en promedio el 60% del costo real de los servicios, mientras que el Estado afronta el 40% restante.
A nivel interanual, los aumentos más significativos se observaron en el transporte (49%) y en la electricidad (46%), seguidos por el agua (41%) y el gas natural (27%). No obstante, la tarifa de gas acumuló desde diciembre de 2023 un alza del 746%, superando ampliamente al resto de los servicios. En términos globales, la canasta de servicios públicos en el AMBA se incrementó 414% desde diciembre de 2023, frente a un 144% del nivel general de precios.
Este nuevo equilibrio tarifario se enmarca en un proceso de reconfiguración del Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE). Unos 2,1 millones de hogares dejaron de pertenecer al segmento N2 de bajos ingresos, siendo reclasificados principalmente como N1 (altos ingresos). Este cambio alteró la cobertura promedio del costo de los servicios, al reducir el universo subsidiado y aumentar la proporción cubierta por el usuario.
La factura media de electricidad, por ejemplo, tiene una cobertura del 100% en los hogares N1, del 46% en los N3 (ingresos medios) y del 30% en los N2. En gas natural, la cobertura es del 88% para N1, 29% para N3 y 23% para N2. A pesar de los aumentos, ambas facturas –de electricidad y gas– continúan en términos reales por debajo de los niveles de 2019.
El peso de la canasta sobre el salario promedio estimado (RIPTE) se ubica en el 10,3%. Para los hogares N1, los servicios energéticos (gas y electricidad) representan el 4,7% del salario promedio, mientras que para N2 y N3 el peso es del 3,1% y 3,5% respectivamente. Si se considera el ingreso mínimo del segmento, los servicios energéticos implican el 1,6% en N1, 7% en N2 y 4,3% en N3.
Cobertura de costos de los servicios públicos desagregada
En lo relativo a los subsidios, el gasto acumulado al 17 de abril de 2025 mostró una reducción nominal del 53% respecto del mismo periodo del año anterior, lo que implica una caída real del 69%. Esta contracción responde a menores transferencias a CAMMESA (-58% nominal, -71% real), ENARSA (-95% nominal, -97% real) y al Fondo Fiduciario de Infraestructura del Transporte (-24% nominal, -54% real). En contraste, el Plan Gas.Ar tuvo un incremento del 171% nominal (67% real), reflejando el cambio estructural en la matriz energética por sustitución de importaciones.
En términos globales, los subsidios energéticos representaron el 52% del total de subsidios acumulados y experimentaron una merma real del 78%. Por su parte, los subsidios al transporte representaron el 48% y cayeron 42% en términos reales. De este modo, los subsidios a energía y transporte pasaron a representar solo el 3,4% del gasto primario de la administración nacional acumulado a marzo, la mitad que en igual período de 2024. El 9,4% del superávit fiscal primario del período se explica por la caída de estos subsidios.
La deuda flotante acumulada por el Estado Nacional, originada en la diferencia entre gastos devengados y pagos efectivos, ascendió a $114.106 millones en 2024, concentrándose en el Fondo Fiduciario del Transporte, que aportó el 80% del total. En cambio, CAMMESA y ENARSA no contribuyeron a esta deuda en el mismo período.
En cuanto al transporte público, en mayo se espera un nuevo aumento en las tarifas del AMBA, conforme al mecanismo de indexación que añade 2% al IPC mensual. La Ciudad de Buenos Aires y la Provincia registrarán un ahorro conjunto superior a $17.000 millones por la reducción de subsidios.
En el interior del país, tras la eliminación del Fondo de Compensación, las tarifas de colectivos superan los $1.000 en numerosas ciudades. El promedio ponderado es de $1.100, frente a un boleto mínimo de $371 en el AMBA. En consecuencia, el transporte del interior se torna proporcionalmente más oneroso en relación al salario mínimo, comparado con otras ciudades latinoamericanas como Santiago o San Pablo.
La interoperabilidad de medios de pago en el sistema SUBE, dispuesta por el DNU 698/2024, está cambiando el modo de financiar el transporte. La reducción de la comisión al 4,5% y la incorporación de nuevos adquirentes generaron competencia en las comisiones, beneficiando a los usuarios del Subte. La participación de pagos con tarjetas en este medio alcanzó un 20% en días hábiles de diciembre.
Finalmente, el costo técnico del servicio automotor del AMBA calculado por el IIEP asciende a $1.480 por pasajero, mientras que el costo reconocido por el Estado Nacional es de $1.019. Esta diferencia revela un desajuste metodológico más que una convergencia real de precios.
El Mercado Electronico del Gas (MEGSA) realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 01/05/2025 al 11/05/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se presentaron 21 ofertas por un volumen total de 13.950.000 metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de u$s 3,91 por Millón de BTU en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte, y de u$s 4,85 puesto en el Gran Buenos Aires. Los precios en el PIST fueron desde u$s 3,87 hasta u$s 4,16, en tanto que los precios en el GBA fueron desde u$s 4,53 hasta u$s 5,09 el MBTU.
Desde productores en Neuquén se formularon ofertas por un total de 4.750.000 m3/d; desde Tierra del Fuego llegaron 5 ofertas por un volumen total de 5.500.000 m3/d; desde la cuenca Noroeste llegaron 4 ofertas de abasto por un total de 1.800.000 m3/d; Desde Santa Cruz llegaron 2 ofertas por un total de 1.200.000 m3/d, y desde Chubut 2 ofertas por un total de 700.000 m3/día.
El gobierno de Chubut autorizó a través del Decreto Provincial 325/2025, el otorgamiento de incentivos solicitados por la empresa Pecom Servicios Energía S.A.U para la explotación de reservas no desarrolladas mediante inyección de polímeros en el área Escalante – El Trébol. La normativa fija una reducción de regalías del 3 % sobre la producción base, y del 6 % sobre los incrementales obtenidos a partir de nuevas inversiones.
Al respecto, el gobernador Ignacio Torres sostuvo que “De esta manera, estamos asegurando el incremento de la actividad y la preservación de las fuentes de trabajo en el sector”. La medida se extenderá por un periodo de 10 años y establece la realización de inversiones de cumplimiento obligatorio.
“Es fundamental promover medidas de alivio fiscal que garanticen la sostenibilidad del empleo y la continuidad de las operaciones en la región”, indicó el mandatario y aseguró que, en el término de tres años, la producción podría incrementarse un 50%.“Esto redundará en beneficios tanto para la provincia como para los distintos actores de la cadena de valor”, añadió.
La reducción de regalías permitirá a la compañía llevar adelante un plan de inversiones aún más agresivo que el que oportunamente había planificado al momento de la adquisición del área, en octubre de 2024.
Mejores condiciones para los yacimientos maduros
El decreto se encuadra en la realización del proyecto “Incremental: Explotación de reservas no desarrolladas – Inyección de Polímeros El Trébol Bloque III”.
Las proyecciones realizadas indican que en el término de tres años la producción podría incrementarse en el 50 % desde el nivel actual. Si bien la alícuota de regalías es menor, el volumen incremental permite una mejora de la recaudación en el mediano plazo, al mismo tiempo que se garantiza la sostenibilidad laboral.
Cabe recordar que la regalía standard que se abona en la provincia equivale al 12 % del valor de los hidrocarburos y, además, en Chubut se adiciona el pago del Bono compensación de los Hidrocarburos para el Desarrollo Sustentable, de igual naturaleza, que suma un 3 %, resultando en un total del 15 por ciento.
Adelanto de inversiones
Entre los considerandos de la norma se señala que la reducción de regalías posibilitará a la empresa potenciar el plan de inversiones inicial y adelantar la ejecución de los principales proyectos en cartera.
En su conjunto, los proyectos de recuperación secundaria y terciaria a desarrollarse contemplan la perforación 67 pozos nuevos, reparación 46 pozos inyectores, reparación de 46 pozos productores, montaje de dos plantas de inyección de polímeros, construcción de facilites de producción y la perforación de nuevas zonas profundas aun sin explotarse. La actividad física comprometida involucra una inversión estimada de 204 millones de dólares.
Yacimiento Escalante – El Trébol
La concesión de explotación Escalante – El Trébol inició su producción en la década del 30 y fue adquirida por Pecom en octubre del 2024. En términos de producción, diariamente se extraen 1.010 m3/d de petróleo a través de 673 pozos principalmente enfocados en la recuperación secundaria y terciaria.
A partir del traspaso de áreas, se reanudó la actividad contando hoy con 1.150 trabajadores directos e indirectos en función. Recientemente se incorporaron a la operación 6 equipos de torre, incluido un equipo perforador que son la base del desarrollo futuro que prevé la compañía.
Desde el Ministerio de Hidrocarburos de la Provincia se aclaró que la sanción de la nueva norma deroga el Decreto Provincial 166/2022, incorporando el incentivo de dicho programa al nuevo régimen con aplicación en toda el área de concesión.
Un análisis de 336.406 comentarios publicados en perfiles de Google de estaciones de servicio expone las preferencias de quienes las utilizan con frecuencia. El combustible no lo es todo en una estación de servicio. ¿Qué buscan los clientes? Un análisis realizado por la empresa SearchMAS en base a los datos públicos de 336.406 reseñas y comentarios que durante todo el año pasado se volcaron a los 3.670 perfiles de estaciones de servicio operativas en la Argentina permitió conocer qué es lo que los clientes destacan y eligen valorar a la hora de escribir una reseña y puntuar su experiencia. Del mismo modo, difundió el ranking de estaciones de servicio mejores puntuadas.
Entre los aspectos mejor valorados se encuentran la atención al cliente, particularmente destacando rasgos como “empatía” y “conexión”, así como también la limpieza de los baños, que es uno de los temas que más inciden en las valoraciones de todas las compañías del sector. Asimismo, “café” surge entre las palabras más mencionadas por los usuarios. Esto desprende en que cada vez más las estaciones de servicio están haciendo foco en sus servicios, especialmente en el café.
La lógica de las estaciones de servicio pasó de convertirse en un lugar de paso, a un lugar de encuentro que los argentinos cada vez eligen más y tener buena reputación en las reseñas de Google se volvió un factor clave para los comercios a la hora de atraer y fidelizar clientes. En un escenario donde las decisiones se toman con el celular en la mano, la calificación y los comentarios de los usuarios aumentan la visibilidad y pueden definir cuál es la próxima parada para llenar el tanque de combustible y comer o tomar un café que permita seguir el viaje.
En cuanto al ranking general de las principales banderas, Axion energy lideró durante todo 2024, con un puntaje promedio de 4,52 sobre 5 para toda su red a nivel nacional. Le siguieron YPF (4,47), Puma (4,31) y Shell (4,06). Además, Axion energy se posicionó como la red que mayor porcentajes de calificaciones de 5 estrellas obtuvo en Google My Business, alcanzando el 72% -seguida por YPF, con el 71% y Puma, con el 62%- y con menor porcentaje de calificaciones negativas de una estrella.
“La experiencia del cliente está en el centro de toda nuestra operación, y por esa razón buscamos continuamente eficientizar no solo el trabajo que realizamos en torno a la calidad en la producción de nuestros combustibles, sino también la calidad de los servicios que brindamos a cada usuario en todo el país”, explicó Sandra Yachelini, vicepresidente Comercial y Marketing de Axion energy.
Por qué los clientes eligen una estación de servicio
En la misma línea, un estudio realizado por la consultora Moiguer sobre 1009 casos, si bien el principal motivo de elección de la estación de servicio a la que los consumidores visitan con mayor frecuencia es por su cercanía, ubicación o porque le queda de paso en su trayecto (53% de las respuestas), las dos razones que le siguen inmediatamente tienen que ver con el servicio. El 46% de los encuestados respondió que elige la estación de servicio cuando “el personal tiene un trato amigable”, y el 43% dijo que lo hace cuando recibe “una buena atención”.
En la misma línea, la actitud y la predisposición del personal de playa y de la tienda fueron los gestos mejor ponderados, junto con el saludo, además de la capacidad para responder consultas acerca del tipo de combustible y la imagen general del personal.
En este sentido, Yachelini agregó: “Buscamos siempre que nuestros clientes vivan una gran experiencia en nuestras estaciones de servicio; para eso capacitamos constantemente a nuestros vendedores, ofrecemos productos de excelente calidad y descuentos a través de ON, nuestro programa de descuentos y beneficios”.
La encuesta también incluyó observaciones que pudieran contribuir a mejorar la atención general de las estaciones de servicio, y la velocidad de la atención, tanto en la carga como en el cobro, fue la más destacada, seguida por la cordialidad en el trato personal.
Llega Semana Santa y muchas familias viajan para pasar unas Pascuas en familia o simplemente descansar unos días. Para esto, es imprescindible tener los chequeos del auto al día. ¿Los recordás todos?
La carga de combustible, la presión de los neumáticos y la documentación necesaria son algunos de los elementos más frecuentes que las y los conductores revisan antes de emprender un viaje por las rutas argentinas, pero existe un chequeo fundamental para el cuidado del motor que no siempre es tenido en cuenta.
Un sobrecalentamiento o el desgaste prematuro de piezas claves se puede evitar llevando un control regular del estado del lubricante del motor, a fin de evitar una fricción excesiva en su interior. Entonces, ¿cuál es la mejor forma de chequear el buen estado del aceite?
Existe el mito de que el aceite debe cambiarse cada 5.000 kilómetros, independientemente del tipo de motor o lubricante; sin embargo, el intervalo de cambio está determinado por distintos factores. Por ejemplo, las condiciones de uso, en especial aquellas de conducción severa tales como el tráfico urbano, trayectos cortos o condiciones climáticas extremas, pueden requerir un cambio anticipado del lubricante respecto al intervalo máximo sugerido.
Asimismo, la calidad del combustible favorece la formación de depósitos y la aparición de ácidos en el aceite, especialmente si contiene altos niveles de azufre o contaminantes. Esto puede provocar que el motor presente desgaste interno, consumo elevado de aceite o pérdidas por sellos deteriorados, acelerando de esta manera el proceso de degradación del lubricante.
Por otro lado, el mercado automotor de hoy tiene motores de mayor complejidad, como los turboalimentados, los que funcionan a alta compresión o los start-stop, que requieren lubricantes que estén por encima de las normas mínimas de la industria. En este sentido, “Castrol EDGE supera múltiples estándares internacionales y cumple con especificaciones de fabricantes líderes a nivel internacional, asegurando el cuidado del motor ante cualquiera de los factores que pudieran condicionar el tiempo de duración de un lubricante”, señaló Javier Alaman, Gerente Ejecutivo de Lubricantes de Axion energy, la compañía que produce la línea de lubricantes Castrol en Argentina.
En este sentido, es fundamental seguir las indicaciones del manual del auto. Cada motor posee sus propios intervalos de cambio definidos y esta información siempre es comunicada por el fabricante a través de la guía del vehículo, por lo que se aconseja seguir al pie de la letra las recomendaciones.
Allí también se puede encontrar información sobre el tipo de lubricante, dado que no todos son iguales. Los de tipo mineral suelen requerir cambios entre 5.000 y 7.000 kilómetros, mientras que los semisintéticos lo necesitan entre los 7.000 y 10.000 kilómetros, y los sintéticos pueden durar hasta 15.000 kilómetros o incluso más. Alternativas sintéticas de línea premium como Castrol EDGE, por ejemplo, son elegidas por importantes fabricantes automotores a nivel global dado que permiten duplicar la resistencia de la película de aceite bajo presión extrema, reduciendo así hasta un 20% la fricción del motor.
De esta manera, la calidad del aceite es una manera de asegurar rendimiento, durabilidad y eficiencia, siempre bajo la supervisión de un mecánico y bajo las recomendaciones del fabricante del vehículo.
¿El color es un indicador válido para saber el estado del aceite?
Existe la creencia entre muchos conductores de que el hecho de que el aceite no se vea “negro” o “sucio” es un indicativo de que aún se encuentra en buen estado. Sin embargo, se trata de un criterio relativo y poco confiable para definir el momento de cambiarlo.
El color del aceite puede oscurecerse naturalmente debido a su función de limpieza, al atrapar los residuos, pero también es posible que un aceite que se vea claro ya se encuentre degradado, perdiendo así su viscosidad y capacidad de lubricación. En el caso particular de los motores diésel, por ejemplo, es común que el aceite se torne negro rápidamente debido a la presencia de hollín, lo que no necesariamente implica que se encuentre en mal estado.
El método único y completamente preciso para evaluar la condición del lubricante es a través de un análisis de laboratorio que incluya pruebas de viscosidad, oxidación, contenido de contaminantes y nivel de aditivos remanentes. En definitiva, no se debe proceder a cambiar el aceite únicamente basándose en su color, ni dejarlo en uso por considerarlo visualmente “limpio”, sino que es fundamental seguir los intervalos de cambio recomendados por el fabricante.
La distribuidora de gas por redes del área metropolitana de Buenos Aires, MetroGAS, la mayor del país en el rubro, aparece por primera vez en el top 40 del ranking de las 100 mejores empresas que lideran la transformación en Argentina, y se ubica en el segundo puesto en el rubro de servicios públicos.
El registro surge de una muestra que elabora desde hace seis años una consultora tecnológica con sede en Nueva York y que analiza en base a la Inteligencia Artificial a cada compañía por la presencia en medios, la interacción digital, el networking y la participación en eventos.
Los cinco primeros puestos del estudio realizado por Horse Consulting pertenecen a dos bancos, una automotriz, la petrolera YPF y Mercado Libre, mientras que MetroGAS ocupó la ubicación 37. Si se tienen en cuenta solo a las empresas que brindan un servicio público, la distribuidora de gas ocupa la segunda posición.
La nueva edición de “100 Thougth Leaders” que realiza Horse Consulting es un ranking anual que está basado íntegramente en la Big Data, Inteligencia Artificial (IA) y análisis real de posicionamiento.
Según señala la consultora, “100 Thougth Leaders” es la única medición basada en la herramienta Eminence Score, que analiza la presencia de cada empresa en medios, la interacción digital con el público o el cliente, el networking y la participación en eventos.
“Al utilizar Big Data, eliminamos los sesgos y ofrecemos un ranking transparente y basado en evidencia, que refleja verdaderamente la influencia y el liderazgo intelectual de las empresas y los CEOs en la realidad actual, marcada por una reconfiguración de los principales impulsores de reputación”, afirmó Juan Pablo Daniello, quien junto a Cristian Marchiaro, son cofundadores de Horse Consulting.
Santander, Ford, Galicia, YPF y Mercado Libre lideran el ranking de las cinco empresas con mejor posicionamiento en Argentina, luego de analizar las múltiples dimensiones de transformación.
En las primeras cinco ediciones del estudio realizado, MetroGAS no aparecía en el radar, pero a partir de esta última muestra se ubicó por encima de compañías como Salesforce, SAP, Arcor, Disney, PAE, Total, Vista, ExxonMobil, Chevron, Profertil y Camuzzi, entre otras.
Constituida en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes del país, líder en el sector de distribución de gas natural. Por la cantidad de Clientes que posee -2.250.000 aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente sudamericano.
Abarca una superficie de cobertura de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y los partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.
Vista Energy adquirió la participación de Petronas en el bloque La Amarga Chica (Vaca Muerta), con lo que lleva su producción diaria de hidrocarburos a 120.000 barriles equivalentes de petróleo (“boe/d”). A partir de esta transacción, Vista se asociará con YPF, propietaria del 50 % restante y operador del bloque.
La Amarga Chica es el segundo campo de mayor producción de shale oil en Vaca Muerta, con aproximadamente 80.000 boe/d al último trimestre del 2024.
Vista se convierte así en el mayor productor independiente de petróleo del país. La compañía lleva invertidos más de U$S 6.000 millones en la Argentina desde el inicio de sus operaciones en 2018.
En la operación de compra ahora anunciada Vista abonó 900 millones de dólares en efectivo al cierre de la operación y abonará otros 300 millones en dos pagos iguales en los años 2029 y 2030. Además, Petronas recibió 7.297.507 acciones de Vista, y de esta forma la empresa malaya seguirá presente en el país (a través de Vista), y apuesta a seguir capturando el valor del crecimiento rentable de Vaca Muerta, se detalló.
La Amarga Chica inició sus operaciones en 2014. Son 46.594 acres en la ventana de shale oil donde hay 247 pozos en producción, y reservas probadas estimadas a finales del año 2023 de 280 millones de barriles equivalentes de petróleo. Vista estima que hay 400 pozos en el inventario para ser desarrollados.
Con esta adquisición Vista consolida una superficie total de 229.000 acres en Vaca Muerta. Esta es la primera compra que realiza la compañía en la que no será operador del activo, lo que refleja la confianza en Vaca Muerta como un shale play de calidad mundial, y en YPF como operador, se describió.
Miguel Galuccio, Presidente y CEO de la Compañía destacó que “Con esta adquisición ganamos una escala significativa en Vaca Muerta, incorporando un bloque premium con producción en crecimiento y bajos costos operativos, lo que nos permite acelerar el plan de largo plazo y fortalecer nuestro perfil de generación de flujo de caja libre. La operación no solo incrementa nuestra rentabilidad, sino que también mejora nuestro portafolio de locaciones listas para perforar en el área central de Vaca Muerta”.
Galuccio agregó que “Es especialmente relevante que, en el actual contexto macroeconómico global y de precios del petróleo, estemos consolidando un activo de alto margen y bajo punto de equilibrio, con fuertes sinergias con nuestra operación actual, lo que refleja nuestra visión constructiva de largo plazo sobre la dinámica de oferta y demanda de crudo. Estoy convencido de que ésta es una oportunidad única para generar valor a largo plazo para nuestros accionistas”.
Vista es una compañía de petróleo y gas enfocada en el yacimiento No Convencional Vaca Muerta, ubicado en la Cuenca Neuquina. Fundada en 2017, actualmente cotiza en la Bolsa Mexicana de Valores y en la Bolsa de Valores de Nueva York.
Según la Secretaría de Energía de Argentina, en 2024 Vista fue el segundo mayor productor de petróleo en Vaca Muerta y el tercero de Argentina.
ENGIE Chile, en conjunto con su filial GNL Mejillones (GNLM), llevaron a cabo una jornada de conmemoración de los 25 años de la llegada del gas natural al norte del país, a través del Gasoducto NorAndino.
Con una longitud de más de 1.060 km, el Gasoducto NorAndino opera desde octubre de 1999 el transporte de gas natural conectando la región de Antofagasta en Chile con la provincia de Salta.
La jornada, que se realizó en las instalaciones de GNLM, fue encabezada por Rosaline Corinthien, CEO de ENGIE Chile, junto a ejecutivos de ambas compañías; y contó con la presencia de diversas autoridades chilenas, entre ellas el subsecretario de Energía, Luis Felipe Ramos; el alcalde de la comuna, Marcelino Carvajal; la Cónsul de Argentina en Antofagasta, Ana Carolina Massuh; la Superintendenta de Electricidad y Combustibles, Marta Cabeza; y el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, Marco Antonio Mancilla.
En la oportunidad se destacó el aporte del Gasoducto NorAndino, el cual ha permitido diversificar la matriz energética chilena, reducir la dependencia de combustibles más contaminantes y fortalecer la competitividad de las industrias del norte. Además, ha jugado un rol clave como integrador energético de Chile con Argentina.
Rosaline Corinthien, CEO de ENGIE Chile, subrayó la importancia de estos logros en el marco de la transición energética que vive el país. “El gas es importante para la matriz energética del mañana, pero también hoy. Para nosotros, en Chile es una solución para la transición y ejemplo de ello es que vamos a reconvertir una de nuestras unidades a carbón del Complejo Térmico de Mejillones para generar energía en base a gas”.
“Esto refleja nuestro compromiso con impulsar la transición energética en Chile, y ofrecer a nuestros clientes soluciones flexibles, más limpias, seguras y a su medida”, agregó.
Por otra parte, el subsecretario de Energía, Luis Felipe Ramos, destacó que: “La transición energética de Chile debe equilibrar sostenibilidad, seguridad y competitividad. En este escenario, el gas natural como combustible de transición aporta estabilidad a la matriz, flexibilidad operativa y reduce las emisiones, cumpliendo un rol clave para avanzar hacia la carbono neutralidad”.
“ENGIE Chile y GNL Mejillones han sido fundamentales para la descarbonización de la comuna y de toda la región, y esperamos que continúe operando con la mirada puesta en la modernización y el avance hacia energías más limpias, como el hidrógeno verde y el almacenamiento de combustibles limpios, para que la transición energética sea justa, ordenada y genere oportunidades para los habitantes de Mejillones”, agregó.
En la instancia, también se celebraron los 10 años de operación del estanque de almacenamiento de gas de GNLM, el cual ha asegurado un suministro estable de gas para la generación eléctrica, la industria y la minería.
Desde GNLM, Gustavo Schettini, Gerente General de la compañía, resaltó el papel estratégico del terminal en la seguridad del suministro energético.
“A lo largo de los años nuestra infraestructura ha sido clave para garantizar un abastecimiento confiable de gas natural en la región. Seguimos comprometidos con mantener un servicio de excelencia y contribuir a la transición energética del país”.
Marcelino Carvajal, alcalde de Mejillones recalcó “Creo en la integración, creo en la alianza estratégica entre el mundo público y el mundo privado. Sigamos avanzando en los cambios frente al calentamiento global, que nos trae muchos desafíos, uno de ellos es que el progreso industrial vaya de la mano con el desarrollo de la comuna y nuestros vecinos”.
A través de la innovación y la colaboración, ENGIE Chile y GNLM continúan trabajando para asegurar un futuro energético más limpio y eficiente, contribuyendo a la transición energética de Chile, se destacó.
TotalEnergies suministrará 400.000 toneladas anuales de gas natural licuado (GNL) a la central de ciclo combinado que Enadom está construyendo en la República Dominicana.
El contrato, que durará 15 años, entrará en vigor a mediados de 2027, prevé fijar el precio del combustible sobre el índice Henry Hub. El gas alimentará la central de ciclo combinado de 470 megawatios que se está construyendo en el país para “aumentar su capacidad de producción de electricidad”.
Además, gracias al GNL pretende contribuir a la transición energética y disminuir la dependencia del carbón y del fuel con una fuente energética menos emisora de gases contaminantes. Edwin de Santos, director general de Enadom, empresa conjunta de AES Dominicana y Energas, consideró que el contrato marca la confianza en su empresa y su apuesta por “una energía fiable, competitiva y respetuosa con el medio ambiente”.
El Gobierno nacional avanza en el proceso de venta de las represas hidroeléctricas de la región Comahue, para lo cual envió el lunes 14/4 a las provincias de Neuquén y Río Negro el borrador del pliego de bases y condiciones para la correspondiente licitación.
Los gobernadores Rolando Figueroa y Alberto Weretilneck habían pedido al menos 30 días para analizar los pliegos, pero desde Nación solo otorgaron 15 días, de los cuales pasaron cinco hasta que, recién este lunes, se envió la información. “Están haciendo esto en forma un poco apresurada, en un tema que es sustancial para la Provincia”, expresó el ministro de Planificación, Rubén Etcheverry.
En 2024, a través de un decreto, Energía Argentina S.A. (Enarsa) y Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA) constituyeron cuatro sociedades anónimas: Alicurá Hidroeléctrica Argentina S.A., Chocón Hidroeléctrica Argentina S.A., Cerros Colorados Hidroeléctrica Argentina S.A. y Piedra del Águila Hidroeléctrica Argentina S.A.
La norma legal dispuso que, dentro de los 180 días corridos desde su entrada en vigencia, la secretaría de Energía de la Nación debía convocar a un Concurso Público Nacional e Internacional para la venta del paquete accionario mayoritario o controlante de estas sociedades. A través de un nuevo decreto, se resolvió que también participe de esa tarea la Agencia de Transformación de Empresas Públicas.
Finalmente, por el decreto 263 del 10 de abril, se estableció un plazo de 15 días para iniciar el llamado al concurso público, garantizando la participación de las provincias de Neuquén y Río Negro, así como de los organismos interjurisdiccionales involucrados.
“Este paso busca resguardar los intereses de la Nación y de las provincias afectadas”, señala un comunicado del gobierno neuquino.
Es por eso que la dirección nacional de Generación Eléctrica ha enviado a las provincias el borrador del Pliego de Bases y Condiciones con sus anexos para análisis. Este documento será clave para definir los términos del concurso y avanzar en el proceso de transferencia de acciones, puntualizó el gobierno de Neuquén en un comunicado.
Resta saber qué grado de participación tendrán estas provincias en el diseño del pliego licitatorio, y qué se establecerá en materia de regalías y de precios de la energía generada por estas centrales, para Neuquén y Río Negro.
Se trata de centrales hidroeléctricas construidas por el Estado Nacional sobre ríos de las dos provincias, cuya operación y mantenimiento fueron concesionadas al sector privado por treinta años, en la década del noventa.
En el balance 2024 TotalEnergies registró un 21% menos de beneficios respecto de 2023.
Si en el conjunto del año cayó un 14% el Ebitda hasta los 43.100 millones de dólares, en el cuarto trimestre fue positivo, un 5% más que en el mismo periodo de 2023, hasta los 10.500 millones de dólares.
La actividad de gas natural licuado fue el motor de la actividad del grupo en los últimos tres meses del año pasado, con un 35% más de beneficios gracias a la subida de los precios en Europa, mientras que el refinado subió un 32%. En el conjunto del año, el grupo vio crecer un 2% la producción de hidrocarburos y de un 4 % la de gas natural específicamente, gracias al incremento de actividad en algunos de sus yacimientos, como los de Mero 2 y 3 en Brasil y otros en Azerbaiyán y Omán.
TotalEnergies consideró que el contexto de precios para 2025 seguirá siendo “volátil”, como apuntan los primeros compases del año con la política de equilibrio decidida por los países de la OPEP para contrarrestar la aceleración de producción de Estados Unidos, Guyana o Brasil.
La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) abrió la convocatoria para la segunda edición del Premio OLADE a la Excelencia Energética, un reconocimiento regional que distingue a los proyectos del sector energético en América Latina y el Caribe.
El galardón tiene como objetivo visibilizar y premiar a instituciones, comunidades, organismos y empresas que promueven un uso racional y sustentable de los recursos energéticos en los países miembros de la organización.
En su edición del año 2024, realizada durante la IX Semana de la Energía en Asunción, Paraguay, OLADE recibió 71 postulaciones provenientes de toda la región y premió 28 proyectos de diversas escalas y sectores, tanto públicos como privados. Los proyectos fueron valorados por su impacto positivo en eficiencia energética, procesos de descarbonización y aprovechamiento de energías renovables.
Para 2025, la organización ha incluido una nueva categoría orientada a la educación, con el fin de reconocer iniciativas que impulsen la formación técnica, la transferencia de conocimiento y la conciencia energética en la región.
Las categorías de postulación este año 2025 son:.
.Eficiencia Energética
.Descarbonización
.Energías Renovables
.Educación
La convocatoria está abierta a todo tipo de actores de la comunidad energética regional, es decir: organizaciones públicas o privadas, grandes o pequeñas, académicas o comunitarias. Las postulaciones estarán abiertas hasta el 27 de julio de 2025 y deberán enviarse por correo electrónico a: premio.excelenciaenergetica@olade.org.
Postular al PremioExcelencia Energética OLADE representa una oportunidad única para obtener reconocimiento regional, compartir buenas prácticas y contribuir activamente al desarrollo sostenible del sector energético en América Latina y el Caribe.
En declaraciones periodísticas el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, se refirió (martes 15/4) al precio de los combustibles en el mercado local y su relación con la baja internacional del barril de petróleo (Brent-WTI) anotada en las últimas semanas.
Al respecto, puntualizó que “lo que estamos haciendo desde que llegamos (a la compañía de mayoría accionaria estatal) es que estamos viendo el precio de la nafta una vez por mes, y tenemos que entender es que tenemos 4 factores (para considerar): el precio del crudo, el tipo de cambio, los impuestos, y el precio de los biocombustibles”.
“Si a fin de mes hay que bajar la nafta, se bajará”, afirmó en relación a los items que componen la ecuación de precios.
En el arranque del mes se actualizó el precio de los biocombustibles que las petroleras utilizan para su mezcla obligatoria con las naftas y gasoils; el tipo de cambio (peso-dólar) se movió fuerte a partir del lunes 14; y el gobierno viene moderando la aplicación del ICL procurando morigerar la suba de la inflación.
Gracias a esta iniciativa, toda la energía eléctrica consumida por las plantas de la operación de producción de semillas de Venado Tuerto es de origen renovable.
Al abastecerse de fuentes de energía renovable, se elimina el 100% de las emisiones de efecto invernadero de Alcance 2.
Syngenta, líder en tecnología e innovación aplicada al agro, anunció un acuerdo con Genneia, la compañía líder en energías renovables en el país. A partir de esta colaboración, Syngenta ingresa al mercado eléctrico mayorista abasteciéndose de fuentes de energías renovables y contribuyendo al desarrollo de un sistema eléctrico más sustentable y diversificado.
El proyecto abarca las operaciones de ambas plantas de procesamiento de semillas ubicadas en Venado Tuerto, Santa Fe. Esta iniciativa se alinea con las prioridades de Syngenta, que ponen la sustentabilidad en el centro de la estrategia de negocio, e incluye un enfoque en Operaciones Sustentables, que busca reducir el impacto ambiental de las operaciones propias y de la cadena de suministro.
La colaboración con Genneia resulta fundamental para esta iniciativa. La compañía cuenta con una destacada capacidad instalada en varias provincias del país, contribuyendo a la reducción de emisiones de carbono y a la transición energética de Argentina hacia fuentes más limpias y sustentables.
Para este proyecto, la energía renovable es suministrada desde los parques solares y eólicos que Genneia posee en diferentes puntos del país. Esta alianza se enmarca en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), un marco regulatorio y comercial que permite a grandes usuarios de energía eléctrica contratar el suministro de energía proveniente de fuentes renovables directamente con generadores privados, a través de contratos a largo plazo. El acceso al MATER fomenta proyectos de inversión de renovables que ayudan a mejorar la matriz energética del país, reduciendo la dependencia de combustibles fósiles.
“Para Syngenta, este es un importante paso. Sumado a otras acciones implementadas en los últimos años, la huella de carbono relacionada con el consumo de energía eléctrica en las operaciones de nuestras plantas de Venado Tuerto se redujo en un 100% desde la entrada en vigor de este acuerdo”, afirmó Leandro González, gerente de plantas de Syngenta en esa localidad.
Por su parte, Gabriela Guzzo, Gerente Comercial Senior de Genneia, agregó: “Estamos muy contentos de acompañar a Syngenta en este nuevo proceso, colaborando a reducir el impacto ambiental de sus operaciones. Esta acción, que se encuentra alineada a la estrategia de sustentabilidad de ambas compañías, nos permite seguir avanzando en un cambio cada vez más sólido en materia de energías renovables para descarbonizar los procesos industriales”.
“Nos enorgullece comenzar a producir con energía proveniente de fuentes renovables, maximizando nuestro valor agregado. Esta innovación refleja nuestro compromiso con la sustentabilidad y el futuro de la agricultura”, concluyó González.
Acerca de Syngenta
Syngenta es una compañía líder global en innovación agrícola, presente en más de 100 países. Desarrolla tecnologías y prácticas agrícolas que acompañan a los productores para que lleven a cabo la transformación necesaria para alimentar a la población mundial, preservando al mismo tiempo nuestro planeta. A través de sus descubrimientos científicos aporta más beneficios a los productores y a la sociedad como nunca antes. Guiada por sus Prioridades de Sustentabilidad, Syngenta desarrolla nuevas tecnologías y soluciones que ayudan a los productores a obtener cultivos más saludables en suelos más sanos y con mayor rendimiento. Syngenta Crop Protection tiene su sede en Basilea, Suiza; y Syngenta Seeds está basada en Estados Unidos. Lea nuestras historias y síganos en LinkedIn, Instagram y X.
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Acerca de Genneia
Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 20% del total de la potencia instalada, alcanzando el 20% de la generación de energía eólica y el 13% de la solar. La reciente puesta en marcha del Parque Eólico La Elbita, en la provincia de Buenos Aires, y del Parque Solar Malargüe 1 en Mendoza, ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a 1.256 MW, consolidando su liderazgo en el sector de energía limpia y marcando un logro sin precedentes en el panorama energético del país.
Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea y La Elbita, Genneia cuenta con una capacidad total de 945 MW en energía eólica. Actualmente, la compañía avanza con la construcción del Parque Solar Anchoris, en la provincia de Mendoza, con una potencia proyectada de 180 MW. Además, ha anunciado una nueva inversión para desarrollar su tercer parque solar en esa provincia, ubicado en la localidad de San Rafael, con una capacidad de 150 MW. Entre sus cuatro parques solares en funcionamiento, Ullum I, II y III, Sierras de Ullum, Tocota III y Malargüe 1, suma 310 MW en energía solar.
La compañía de tecnología e innovación aplicada al agro Syngenta anunció un acuerdo con Genneia, productora líder en energías renovables en el país, a partir del cual Syngenta ingresa al mercado eléctrico mayorista abasteciéndose de fuentes renovables, contribuyendo así al desarrollo de un sistema eléctrico más sustentable y diversificado.
El proyecto comprende el abasto de energía a las plantas de procesamiento de semillas ubicadas en Venado Tuerto, Santa Fe.
Esta iniciativa se alinea con las prioridades de Syngenta, que incluye un enfoque en Operaciones Sustentables que busca reducir el impacto ambiental de las actividades propias y de la cadena de suministro.
Genneia cuenta con una destacada capacidad instalada en varias provincias del país, contribuyendo a la reducción de emisiones de carbono y a la transición energética de Argentina hacia fuentes más limpias y sustentables.
Para este proyecto, la energía renovable es suministrada desde los parques solares y eólicos que Genneia posee en diferentes puntos del país. Esta alianza se enmarca en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), un marco regulatorio y comercial que permite a grandes usuarios de energía eléctrica contratar el suministro de energía proveniente de fuentes renovables directamente con generadores privados, a través de contratos a largo plazo.
El acceso al MATER fomenta proyectos de inversión de renovables que ayudan a mejorar la matriz energética del país, reduciendo la dependencia de combustibles fósiles.
“Para Syngenta, este es un importante paso. Sumado a otras acciones implementadas en los últimos años, la huella de carbono relacionada con el consumo de energía eléctrica en las operaciones de nuestras plantas de Venado Tuerto se redujo en 100 por ciento desde la entrada en vigor de este acuerdo” afirmó Leandro González, gerente de plantas de Syngenta en esa localidad.
Por su parte, Gabriela Guzzo, Gerente Comercial Senior de Genneia, agregó: “Estamos muy contentos de acompañar a Syngenta en este nuevo proceso, colaborando a reducir el impacto ambiental de sus operaciones. Esta acción, que se encuentra alineada a la estrategia de sustentabilidad de ambas compañías, nos permite seguir avanzando en un cambio cada vez más sólido en materia de energías renovables para descarbonizar los procesos industriales”.
“Nos enorgullece comenzar a producir con energía proveniente de fuentes renovables, maximizando nuestro valor agregado. Esta innovación refleja nuestro compromiso con la sustentabilidad y el futuro de la agricultura”, destacó González.
Syngenta es una compañía líder global en innovación agrícola, presente en más de 100 países. Desarrolla tecnologías y prácticas agrícolas que acompañan a los productores para que lleven a cabo la transformación necesaria para alimentar a la población mundial, preservando al planeta. A través de sus descubrimientos científicos aporta más beneficios a los productores y a la sociedad ayudan a los productores a obtener cultivos más saludables en suelos más sanos y con mayor rendimiento.
Syngenta Crop Protection tiene su sede en Basilea, Suiza; y Syngenta Seeds está basada en Estados Unidos.
Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 20 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 20 % de la generación de energía eólica y el 13 % de la solar. La reciente puesta en marcha del Parque Eólico La Elbita, en la provincia de Buenos Aires, y del Parque Solar Malargüe 1 en Mendoza, ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a 1.256 MW, consolidando su liderazgo en el sector de energía limpia y marcando un logro sin precedentes en el panorama energético del país.
Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea y La Elbita, Genneia cuenta con una capacidad total de 945 MW en energía eólica. Actualmente, la compañía avanza con la construcción del Parque Solar Anchoris, en la provincia de Mendoza, con una potencia proyectada de 180 MW. Además, anunció una nueva inversión para desarrollar su tercer parque solar en esa provincia, ubicado en la localidad de San Rafael, con una capacidad de 150 MW. Entre sus cuatro parques solares en funcionamiento, Ullum I, II y III, Sierras de Ullum, Tocota III y Malargüe 1, suma 310 MW en energía solar.
Pan American Energy reconvirtió el área de Cerro Dragón en una concesión para el desarrollo del recurso No Convencional de hidrocarburos tras verificar la existencia de shale gas dentro de la formación D-129.
La compañía comprobó que estos recursos se encuentran accesibles con la tecnología actualmente disponible en el área de Cerro Dragón. PAE comunicó que continuará con la actividad convencional que desarrolla desde hace casi 70 años en la provincia del Chubut.
PAE comprobó la existencia de shale gas mediante la interpretación de sísmica 3D, el análisis de los datos de pozos preexistentes y la perforación de un pozo, que en conjunto verificaron la presencia de intervalos de entre 70 y 150 metros de espesor en áreas ubicadas a menos de 3.500 metros de profundidad dentro de la formación D-129.
Además, el pozo perforado confirmó el pronóstico del tipo de hidrocarburo esperado (gas húmedo) y que el intervalo objetivo se encuentra en un nivel de sobrepresión favorable para la productividad en yacimientos No Convencionales.
En base al resultado de los estudios geológicos obtenidos, PAE ejerció el derecho otorgado por la Ley Federal de Hidrocarburos 17.319 y el Decreto Nacional 1057/24 (artículos 27 bis y 30 respectivamente) y solicitó a la provincia del Chubut la reconversión de la concesión de Cerro Dragón en una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos, la cual fue autorizado por decreto provincial por un plazo de 35 años.
Dado el largo plazo requerido para el desarrollo del No Convencional y por aplicación del artículo 35 de la Ley 17.319, en orden a la magnitud de la inversión, se adicionan 10 años al plazo indicado.
PAE fundamentó la solicitud de reconversión en la ejecución de un plan piloto con Objetivo No Convencional que incluye la perforación de 5 pozos de hasta 3.500 metros de profundidad en su eje vertical y de hasta 3.000 metros en su eje horizontal. El primero de ellos ya fue perforado con 1.500 metros de rama lateral y 25 etapas de fractura espaciadas cada 60 metros comprobándose la viabilidad operativa y la existencia de shale gas.
Además, PAE implementará técnicas de recuperación terciaria en más de 50 pozos, comprometiendo una inversión cercana a los 250 millones de dólares.
Marcos Bulgheroni, Group CEO de Pan American Energy, afirmó que “desde hace 70 años invertimos en forma sostenida en el Golfo San Jorge y nuestro trabajo permitió convertir a Cerro Dragón en la mayor área productora de hidrocarburos convencionales del país. Hoy somos los primeros en explorar la cuenca con objetivo shale y estamos confiados en poder desarrollarlo”.
Bulgheroni agradeció al gobernador de Chubut, Ignacio Torres, por “su predisposición para trabajar junto a los equipos técnicos en la reconversión del área, que nos permitirá contrarrestar su declino y abrir un nuevo horizonte de inversión en el Golfo San Jorge”.
El gobernador de destacó que “es un hito histórico que abre la puerta a una nueva etapa en la provincia. Tenemos una cuenca con pozos maduros que exigen una mayor productividad y eficiencia para su desarrollo. La verificación de PAE sobre la existencia de shale gas abre una nueva oportunidad productiva para todos los chubutenses y se suma a otras fuentes de energía que vamos a desarrollar. La reconversión del área es una señal clara y previsible para que lleguen nuevas inversiones”.
La provincia del Chubut percibirá ingresos por alrededor de 90 millones de dólares durante los próximos 5 años por la reconversión de la concesión. El desarrollo del área sumará mayores ingresos a la provincia por las regalías asociadas a la nueva producción no convencional y por la mayor actividad en la cuenca.
Durante el período de vigencia de la concesión no convencional, PAE desarrollará un programa de becas para la formación de ingenieros en petróleo, geofísicos y geólogos; priorizará la contratación de proveedores locales; y sostendrá un programa de garantías de préstamos para emprendimientos de pymes en la provincia del Chubut, describió la Compañía.
La petrolera estatal argentina YPF y la multinacional italiana ENI firmaron este lunes un Memorando de Entendimiento (MoU) para avanzar en la evaluación conjunta de una nueva fase del ambicioso proyecto Argentina LNG, que busca posicionar al país como uno de los principales exportadores globales de gas natural licuado (GNL) hacia fines de esta década.
El acuerdo fue rubricado en San Donato Milanese por Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, y Claudio Descalzi, CEO de ENI. El entendimiento contempla el desarrollo conjunto de instalaciones para extracción, transporte y licuefacción de gas mediante dos unidades flotantes de GNL (FLNG) con una capacidad total de 12 millones de toneladas anuales (MTPA).
El megaproyecto Argentina LNG, liderado por YPF, está diseñado para aprovechar los recursos de Vaca Muerta, una de las mayores reservas de gas no convencional del mundo, e ingresar al mercado global con una capacidad escalonada que podría alcanzar los 30 MTPA hacia 2030.
“La elección de Eni como socio estratégico responde a su experiencia concreta en proyectos FLNG en Congo y Mozambique, así como a su liderazgo global en la ejecución de estas tecnologías”, destacó Descalzi durante el anuncio.
Por su parte, Marín afirmó: “Estamos muy satisfechos con este acuerdo, que nos permitirá acelerar los plazos del proyecto Argentina LNG. Vemos un gran interés mundial, tanto por parte de grandes empresas productoras como de países que desean comprar gas proveniente de Vaca Muerta”.
Experiencia global y antecedentes en Argentina
El desembarco de ENI en esta iniciativa no es un hecho aislado. La compañía, controlada parcialmente por el Estado italiano, opera en Argentina desde la década de 1990, donde ha mantenido participación en áreas de exploración y producción en distintas cuencas, principalmente a través de acuerdos con empresas locales y extranjeras.
Aunque su presencia en el país ha sido más acotada en comparación con gigantes como Chevron, TotalEnergies o Shell, ENI ha seguido de cerca las oportunidades en el segmento gasífero. Su participación en este proyecto marcaría un regreso de escala al mercado argentino, en línea con su estrategia global de impulsar el desarrollo del gas natural como energía de transición.
En África, ENI ha liderado iniciativas de licuefacción flotante (FLNG) en Congo y Mozambique, consolidando un modelo técnico que permite producir y exportar gas en condiciones remotas y con menores plazos de ejecución. Esta experiencia fue decisiva para ser seleccionada por YPF como socia preferente para la fase inicial del proyecto argentino.
GNL, transición energética y ambiciones geoestratégicas
El memorando firmado hoy se alinea con la visión de ENI de alcanzar la neutralidad de carbono hacia 2050, combinando seguridad energética con baja huella ambiental. A su vez, refuerza la estrategia de YPF de internacionalizar los recursos de Vaca Muerta, no sólo a través de gasoductos regionales, sino mediante terminales flotantes de licuefacción, que permiten llegar directamente a los mercados de Asia, Europa y América del Norte.
Con este paso, Argentina da una señal clara al mundo energético: busca transformarse en proveedor global de gas en un contexto de alta demanda, reconfiguración geopolítica de suministros y transición energética acelerada.
La participación de ENI, uno de los líderes mundiales en proyectos FLNG, podría ser un factor clave para concretar esa ambición.
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El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, presentó en la sede de New York Stock Exchange (NYSE) el plan estratégico para los próximos 5 años, acompañado por los principales miembros del management de la compañía. “Vamos a hacer una YPF de 1 millón de barriles equivalentes para el 2030”, confirmó Marín ante los principales analistas e inversores que siguen con atención lo que ocurre en Vaca Muerta.
En el plan a 5 años se estima que la compañía alcanzaría una producción de 1 millón de barriles equivalentes día (BOE/día). Si se toma la producción con los socios, la compañía va a operar 2 millones de BOE día para 2030.
La inversión se ubicaría en torno a los 7.000 millones de dólares y el EBITDA alcanzaría los 11.000 millones de dólares en un escenario de precios de crudo a 70 dólares. De todas maneras, el presidente de YPF aclaró que “la compañía es resiliente a precios bajos de crudo.
“Con un barril a 45 dólares vamos a poder desarrollar todo el plan y poner en valor Vaca Muerta”, afirmó.
El foco en la eficiencia y la mejora continua le permitirá a la compañía poder desarrollar Vaca Muerta a 5 dólares el barril, lo que ubica a YPF en forma muy competitiva en el mundo. “Vamos a ser una de las 10 mejores productoras de shale del mundo y la primera exportadora de la Argentina”, remarcó Marín.
Para este año, YPF prevé invertir 5.000 millones de dólares de los cuales el 65 % se destinarán al desarrollo de Vaca Muerta. El objetivo es alcanzar una producción de 190.000 barriles para fin de 2025.
“Es un crecimiento extraordinario el que vamos a lograr en dos años. Estamos muy orgullosos de lo que estamos haciendo en YPF”, señaló Marín.
El EBITDA se ubicaría en el orden de los 5.000 millones de dólares en función de la volatilidad del crudo en el mercado mundial. También, se redujo la necesidad de financiamiento de deuda para este año y la exposición al mercado internacional.
A partir de este plan estratégico, YPF tiene como objetivo ubicarse entre las 10 empresas más importantes del mundo en no convencional, líder en el sector de refinación y producción de combustibles, primera exportadora del país, y con una situación financiera sustentable que le permita generar valor para el país y sus accionistas, se indicó.
Naturgy Argentina celebra su destacado desempeño en el reciente ranking de Las 100 mejores empresas en Imagen, elaborado por SEL Consultores y publicado por la prestigiosa Revista Apertura en su edición 2025. La compañía se ubicó en el tercer puesto de la categoría Servicios públicos, consolidando su liderazgo y compromiso en el sector energético.
Este reconocimiento subraya la trayectoria y el esfuerzo continuo de Naturgy Argentina por brindar un servicio esencial y de excelencia a sus clientes en todo el país. La posición alcanzada refleja el profesionalismo de sus equipos, la constante inversión en infraestructura y tecnología, y el compromiso con la innovación y la sostenibilidad, en un contexto de rebranding para sus tres compañías: Naturgy BAN, Naturgy NOA y Naturgy San Juan que ahora son Naturgy Argentina.
“Este puesto en el ranking de Apertura nos impulsa a seguir trabajando con la misma pasión y compromiso para ofrecer un servicio de calidad que contribuya al bienestar de la sociedad y al desarrollo del país. Estamos en un proceso de transformación y unificación de procesos que mejoran a diario nuestro vínculo con los clientes”, aseguró Veronica Argañaraz y mi cargo.
El ranking de la Revista Apertura se ha convertido en un clásico en el ámbito empresarial argentino y su elaboración considera diversos factores como la confiabilidad, la ética ytransparencia en los negocios, la inversión en el país y la gestión sustentable de las empresas. La encuesta es respondida por empresarios, consultores y periodistas. La posición alcanzada por Naturgy Argentina en la categoría Servicios públicos es el resultado del trabajo de todos los equipos de la empresa que construyen a diario la reputación de la marca.
Naturgy Argentina agradece este importante reconocimiento y reafirma su compromiso de seguirtrabajando para ofrecer un servicio energético , eficiente y sostenible para todos los argentinos.
Acerca de Naturgy Argentina
Es una compañía multinacional líder en el sector energético y pionera en la integración del gas y la electricidad en Latinoamérica y España con presencia en más de 20 países. Naturgy Argentina es accionista mayoritario de las empresas Naturgy BAN, Naturgy NOA y Naturgy San Juan.
El gobierno nacional estableció, a través del decreto 263/2025, un plazo de QUINCE (15) días contados a partir del jueves 10 de abril para llamar al Concurso Público Nacional e Internacional para “la venta del paquete accionario mayoritario o controlante de las sociedades ALICURÁ HIDROELÉCTRICA ARGENTINA S.A., CHOCÓN HIDROELÉCTRICA ARGENTINA S.A., CERROS COLORADOS HIDROELÉCTRICA ARGENTINA S.A. y PIEDRA DEL ÁGUILA HIDROELÉCTRICA ARGENTINA S.A.
El concurso público referido fue dispuesto por el Decreto 718 del mes de agosto de 2024, modificado por el Decreto 895/2024, y comprende a esas usinas hidroeléctricas patagónicas que, realizadas por el Estado Nacional, fueron concesionadas por 30 años a operadores privados en la década del 90, y ya caducaron. La Administración Milei dispuso entonces ahora esta venta accionaria mayoritaria.
A través del decreto 718/24 se dispuso que dentro de los 180 días corridos siguientes a su entrada en vigencia, la Secretaría de Energía (en la órbita del ministerio de Economía) llamaría a Concurso Público Nacional e Internacional ” competitivo y expeditivo”, para la venta del paquete accionario mayoritario o controlante de cada una de las Sociedades mencionadas. Energía fijará las pautas del mencionado concurso.
A través del Decreto 644/2024 se creó la “AGENCIA DE TRANSFORMACIÓN DE EMPRESAS PÚBLICAS” como Unidad Ejecutora Especial Temporaria, en el ámbito de Economía.
Mediante el Decreto 895/24 se estableció que dentro de los 180 días corridos siguientes a su entrada en vigencia la referida Agencia de Transformación de Empresas Públicas en coordinación con la S.E. llamarían al Concurso para vender el paquete accionario mayoritario de cada una de las hidroeléctricas.
También se dispuso su participación conjunta en la elaboración y aprobación de los Pliegos de Bases y Condiciones Generales y Particulares y demás documentación contractual necesaria para llevar adelante las privatizaciones.
Desde el momento en que estaban a punto de caducar las concesiones antes referidas los gobiernos de las provincias del Neuquén y de Río Negro -sobre cuyos ríos se construyeron las hidroeléctricas- plantearon al gobierno nacional anterior su interés en participar de la futura operación de estas Centrales. Incluso se analizó la creación de una Sociedad Nación-Provincias.
Con el cambio de gobierno esa alternativa fue descartada, pero con el compromiso de que el nuevo esquema privatizador sería puesto a la consideración técnica y económica de ambos gobiernos provinciales. Cuestiones tales como las regalías y los precios de la energía generada para sus provincias forman parte del menú en el análisis.
Por ello, en los considerandos de nuevo decreto ahora oficializado se hace hincapié en que “teniendo en cuenta lo solicitado en la Nota del 7 de abril de 2025 por los Gobernadores de las Provincias del Neuquén y de Río Negro (Rolando Figueroa y Alberto Weretilneck), resulta pertinente establecer un nuevo plazo para llamar a Concurso Público Nacional e Internacional, de modo que dichas provincias cuenten con un término razonable para que sus equipos técnicos puedan hacer un análisis completo del proceso que se inicia y así poder transmitir al Estado Nacional una acabada respuesta sobre el tema”.
Entonces, Energía comunicó que “se prorrogan al 25/4 las concesiones de las 4 centrales hidroeléctricas del Comahue”. Y que “De esta forma, el 25/4 será la fecha en que se convoque a concurso público nacional e internacional para vender el paquete accionario mayoritario de cada una de las 4 sociedades y que continúen siendo operadas por empresas privadas”.
“El plan sigue siendo la concesión por 30 años”, Y “la prórroga es para poder seguir trabajando conjuntamente con las provincias de Rio Negro y Neuquén”, indicó la cartera a cargo de María Tettamanti.
Hay viajes que nos llevan lejos, y otros que nos acercan a lo esencial. En su cuarta temporada, “Bitácora de Viaje” vuelve para revelarnos esos relatos que laten en los rincones más sorprendentes de la Patagonia. Conducido por el escritor y periodista Leandro Vesco, este ciclo de Camuzzi nos invita a descubrir la magia de Río Negro a través de su gente y sus historias de esfuerzo, creatividad y transformación.
“Viajar es mucho más que moverse de un lugar a otro. Es escuchar, sorprenderse y emocionarse con cada historia. En esta nueva temporada, confirmamos una vez más que las mejores historias están donde menos te lo esperas”, destaca Leandro Vesco quien recorrió con su equipo 9.000 km de ruta y caminos para grabar esta producción.
En los primeros episodios, “Bitácora de Viaje” nos sumerge en cuatro destinos de Río Negro, donde la realidad supera la ficción y cada relato deja huella: Las Grutas – Sillas anfibias: inclusión en el paraíso del Golfo San Matías
Las Grutas es mucho más que el balneario más importante de la Patagonia. Es un oasis de aguas cálidas y arenas doradas, un lugar donde el mar abraza con su oleaje templado. Pero el verdadero tesoro de este episodio no está solo en sus playas, sino en el espíritu de inclusión que las recorre: una escuela técnica, con el apoyo de Camuzzi, diseñó y donó sillas anfibias para que todas las personas puedan disfrutar del mar sin barreras. Un homenaje a la creatividad y la empatía que redefine lo que significa veranear en libertad.
San Antonio Oeste – Una vida dedicada a ayudar
San Antonio Oeste es una joya en la costa rionegrina, famosa por su puerto de aguas profundas y sus productos de mar. Pero detrás de la brisa salina y las postales de ensueño, se esconde una historia de sacrificio y solidaridad. Mónica Sosa ha convertido su vida en un puente hacia el bienestar de los demás. Junto a su hija, administra el parador Caribe Patagónico en la idílica playa Punta Perdices, donde el mar es tan cristalino que parece un espejo del cielo. Aquí, los viajeros no solo encuentran buena comida, sino un refugio donde cada plato cuenta una historia de amor y esfuerzo
Viedma – El secreto de los mejores dulces y frutos secos
A orillas del majestuoso río Negro, Viedma despliega su encanto entre chacras y frutales. Es aquí donde la tierra fértil da vida a uno de los emprendimientos más fascinantes de la Patagonia: Zopilote. Detrás de cada frasco de dulces caseros y cada puñado de nueces se esconde un secreto familiar que ha trascendido generaciones. Este episodio nos invita a recorrer el alma de una tradición que combina el sabor, la paciencia y el amor por lo auténtico.
Las Grutas – Rocas Coloradas: el misterio de una biblioteca frente al mar Hay lugares que parecen sacados de un sueño, y Rocas Coloradas es uno de ellos. A solo cinco kilómetros de Las Grutas, el tiempo se detiene entre formaciones rojizas de feldespato que emergen como testigos milenarios de la historia geológica de la Tierra. En este escenario místico, Mailén Hughes ha construido una biblioteca de adobe donde los viajeros pueden perderse en la lectura con el mar como telón de fondo. ¿Qué secretos esconden estas páginas abiertas al viento? Un episodio que nos recuerda que la cultura y la naturaleza pueden fusionarse para crear algo extraordinario.
La cuarta temporada de “Bitácora de Viaje” promete despertar emociones y revelar la esencia de la Patagonia como nunca antes. No te pierdas esta travesía única: seguí los episodios en las redes sociales de Camuzzi (@camuzzigas) y suscribite a su canal de YouTube para descubrir cada historia en primera persona.
Acerca de la compañía
Camuzzi es la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina en términos de volumen, cubriendo el 45% del territorio nacional en dos regiones contiguas. Bajo un complejo sistema de gasoductos de transporte, ramales y redes de distribución que supera los 60.000 km lineales de extensión, la compañía abastece a más de 2.000.000 de usuarios de siete provincias del país: Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego.
La Secretaría de Energía de la Nación oficializó la prórroga por diez años de la concesión de explotación sobre el lote Aries Norte, ubicado en la Cuenca Marina Austral, a partir del 7 de noviembre de 2027 y hasta el 6 de noviembre de 2037. La medida alcanza al consorcio conformado por Total Austral S.A. Sucursal Argentina (37,5 %), Wintershall Dea Argentina S.A. (37,5 %) y Pan American Sur S.A. (25 %).
El yacimiento Aries Norte, geológicamente vinculado con el área Aries, enfrenta una etapa de producción declinante, afectada por inestabilidad en los pozos horizontales Ari.PH-2 y Ari.PH-3. No obstante, las empresas titulares presentaron un plan de inversiones por 27 millones de dólares, aprobado como condición para la vigencia de la concesión.
Durante 2024, la producción promedio fue de 1,5 millones de metros cúbicos diarios de gas y 63 metros cúbicos diarios de petróleo, con reservas estimadas al cierre de 2023 de 2.775 millones de metros cúbicos de gas y 193 mil metros cúbicos de petróleo.
En el nuevo esquema aprobado, las empresas abonarán al Estado nacional un porcentaje del quince por ciento (15 %) en concepto de regalías sobre el producido de los hidrocarburos extraídos. Este porcentaje se ajusta a lo previsto por la Ley 17.319 y sus normas complementarias.
La resolución confirma además que las firmas no registran deudas líquidas ni exigibles en materia de canon ni de regalías, y que han cumplido con los requisitos ambientales vigentes.
Regalias
Si bien la ley establece como regla general una regalía del doce por ciento (12 %), los acuerdos de prórroga o nuevas concesiones pueden incluir porcentajes superiores —como el quince por ciento (15 %) dispuesto en este caso— siempre que exista acuerdo expreso con el Estado y se respeten los marcos legales vigentes
Por su parte, el canon es un pago periódico y fijo que los concesionarios deben abonar por la mera tenencia del derecho de explotación sobre un área determinada, independientemente de que exista o no producción efectiva. Su función es evitar el acaparamiento especulativo del recurso, garantizar la ocupación activa del subsuelo y reflejar un compromiso mínimo con el desarrollo del área.
Las regalías, por su parte, constituyen un porcentaje sobre el valor comercial de los hidrocarburos efectivamente extraídos. Funcionan como una retribución económica al Estado por la transferencia temporal del recurso natural. El porcentaje base fijado por ley es del doce por ciento (12 %), aunque puede elevarse hasta el quince por ciento (15 %) o más en función de acuerdos específicos o del régimen que se aplique, como se observa en este caso.
Ambos instrumentos son esenciales para equilibrar el incentivo a la inversión privada con la captación pública de renta petrolera. En yacimientos maduros como Aries Norte, donde los costos unitarios tienden a subir, el anticipo de las prórrogas puede permitir extender la vida útil del campo mediante técnicas de recuperación mejorada, al tiempo que se asegura la continuidad fiscal del ingreso por regalías.
En suma, la decisión oficial busca preservar la sostenibilidad productiva del área y al mismo tiempo asegurar una renta razonable para el Estado, en un escenario energético que requiere previsibilidad y estímulo a la inversión de largo plazo.
YPF Luz inauguró su quinto parque renovable en la localidad de General Levalle, a 380 kilómetros de la ciudad de Córdoba. Cuenta con tecnología de vanguardia y dimensiones sin precedentes al tener los aerogeneradores de mayor potencia en el país.
Con un total de 25 aerogeneradores de 6,2 MW de potencia totaliza 155 MW de energía renovable y eficiente; un 50 % más que la media instalada (4 a 4,5 MW) en la mayoría de parque eólicos de Argentina, que necesitan de aproximadamente 30 aerogeneradores o más para alcanzar la misma potencia total.
Es una de las obras de mayor envergadura para YPF Luz, que requirió una inversión de más de 250 millones de dólares.
La energía que produce el parque se comercializa a clientes industriales a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). Para este proyecto, se firmaron nuevos contratos de abastecimiento de energía (conocidos como PPA’s) con 40 clientes, demostrando la confiabilidad que tienen las empresas argentinas en YPF Luz.
Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, destacó: “Sentimos un gran orgullo al inaugurar un nuevo parque renovable en la provincia de Córdoba”. Y agregó: “Este parque demuestra nuestro compromiso con el crecimiento energético de Argentina, al acompañar a las empresas e industrias del país con un abastecimiento energético confiable y costo- eficiente que les permite descarbonizar operaciones. Agradezco a todos los que nos acompañaron en este camino para ver materializado este nuevo hito”.
El acto de inauguración, que se llevó a cabo en las inmediaciones del parque, contó con la presencia del gobernador de la provincia de Córdoba, Martín Llaryora; la intendenta de General Levalle, Laura Rodríguez Paredes y el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano.
Además, estuvieron presentes clientes de las industrias y empresas que ya operan con energía renovable del parque.
Con la inauguración del Parque Eólico General Levalle, la compañía alcanza una capacidad instalada total de 3,4 GW, de los cuales 652 MW corresponden a energía renovable.
Durante 2025 continuará con la construcción de proyectos como el Parque Eólico CASA, en Olavarría, y el Parque Solar Fotovoltaico El Quemado, en Mendoza. De esta manera superará los 3,8 GW de potencia instalada total, de los cuales más de 1GW serán renovables.
Parque Eólico General Levalle en números
Inversión: más de U$S 250 MM.
Factor de capacidad estimado: más del 50 %.
Capacidad instalada: 155 MW.
Energía equivalente a las necesidades de más de 190.000 hogares.
Más de 300 personas empleadas durante la construcción.
Tecnología de los aerogeneradores: Vestas.
Potencia máxima de cada aerogenerador: 6,2 MW.
Palas: 79,35 m (10 metros más altas que el obelisco).
Área de barrido: 20.612 m2 (equivalente a la superficie de cuatro canchas de fútbol).
Para la conexión de PEGL a la red nacional de interconexión, YPF Luz construyó una subestación eléctrica y un edificio de control, instalaciones que permiten conectar la energía del parque al sistema eléctrico.
TGN fue reconocida recientemente por Great Place to Work entre las empresas que ponen a las personas en el centro de su estrategia, privilegiando el bienestar laboral. El ranking evaluó a 340 empresas argentinas y, en la categoría de 251 a 1000 colaboradores, TGN fue reconocida entre los Mejores Lugares para Trabajar (GPTW).
La encuesta realizada por la prestigiosa ONG arrojó óptimos resultados que reflejan las experiencias y emociones de quienes integran el plantel de TGN:
89% de sus empleados considera que es un excelente lugar para trabajar, un porcentaje superior al promedio de las empresas del mercado que se sitúa en el 85%;
92% de los empleados considera que los líderes de Transportadora de Gas del Norte gestionan el negocio de manera honesta y ética;
89% valora la flexibilidad para equilibrar su vida personal y profesional;
90% del personal percibe un trato justo sin importar su posición dentro de la empresa;
93% se siente orgulloso de trabajar allí;
89% asegura que puede mostrarse tal cual es en su lugar de trabajo.
Estos guarismos adquieren mayor relevancia si se tiene en cuenta que en la plantilla de TGN conviven cuatro generaciones distintas con una vasta heterogeneidad entre sus colaboradores.
Alejandro Pacini, director de Recursos Humanos de TGN, expresó: “Trabajamos en cultivar una mentalidad que impulse a las personas a pensar diferente y atreverse a probar ideas que nos lleven a un siguiente nivel como organización. Para esto, es clave que se sientan seguras de expresarse, opinar y cuestionar, estimulando la creatividad a través de la combinación de perfiles y experiencias. Es un win-win, en donde las personas tienen la oportunidad de aprender de otros y a la vez trabajamos para acompañar a la estrategia de la compañía”.
TGN recibe con orgullo este reconocimiento, que pone en valor la gestión diaria y las actividades que se llevan adelante para promover un buen clima laboral que potencie el crecimiento profesional de cada uno de los integrantes de la compañía.
Acerca de TGN
TGN es la operadora regional de ductos y proveedora de soluciones confiables para el desarrollo de proyectos energéticos.
Opera y mantiene 11.256 km de gasoductos de alta presión y 22 plantas compresoras y es la responsable de transportar el 40% de gas inyectado en gasoductos troncales argentinos a través de los Gasoductos Norte y Centro Oeste.
Su ubicación geográfica estratégica en el país y en la región la convierte en el único operador que vincula sus gasoductos a nivel regional con Chile, Brasil, Bolivia y Uruguay.
Su sólida experiencia en la industria y un equipo de profesionales altamente calificado le permite brindar servicios de alta especificidad para la industria nacional y regional.
El accionista controlante de TGN es Gasinvest S.A. (una sociedad conformada en partes iguales por Tecpetrol S.L. y Compañía General de Combustibles S.A.) que posee el 56% del capital social; el 24% le pertenece a SouthernCone Energy Holding Company Inc. y el 20% restante cotiza en Bolsas y Mercados Argentinos S.A. (BYMA).
YPF inauguró el Real Time Intelligence Center (RTIC) en el Complejo Industrial La Plata. Este centro de operaciones en tiempo real permite optimizar los procesos de producción de combustibles, lubricantes y especialidades petroquímicas, optimizando costos y mejorando la productividad.
“Hoy inauguramos el Real Time Intelligence Center, que es el primero de su tipo en el downstream en la Argentina. Lo que nosotros queremos hacer es poner a YPF muy alto, que sea la mejor compañía de Latinoamérica y, ¿por qué no?, del mundo, y que sea reconocida por su eficiencia, productividad y generación de valor para la compañía y para nuestro país”, afirmó el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.
Desde la sala RTIC, ubicada en el tercer piso del edificio de Administración del Complejo Industrial, se pueden observar en tiempo real las operaciones de todas las unidades con la finalidad de corregir desvíos para optimizar la producción y obtener mejores rendimientos por barril procesado.
El RTIC constituye un hito para el sector Downstream de YPF ya que permitirá lograr mayores niveles de eficiencia en la producción y llevar las operaciones a un nivel superior. Real Time Intelligence Center.
La sala funciona las 24 horas los 365 días del año. Trabaja un equipo de once ingenieros, cuya responsabilidad es mantener las unidades en su punto óptimo de performance.
Con toda la información disponible, sumada a la utilización de elementos de Inteligencia Artificial (IA), los operadores de la sala puedan tomar – minuto a minuto- las mejores decisiones, midiendo con precisión cuándo se generan desvíos en algún eslabón de la cadena de la cadena de producción.
El RITC constituye un pilar clave de la estrategia 4×4 de la compañía que tiene como objetivo, entre otros, aprovechar todo el potencial de las operaciones de YPF.
La Refinería La Plata es la más importante de la Argentina y la compañía trabaja para posicionarla como la mejor de la región en el marco de su centenario.
Acerca del alterado contexto internacional y los precios del petróleo a la baja por estos días, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, afirmó “Estoy convencido de que la energía es un compromiso a largo plazo”. “En mi vida he visto el barril a 8 dólares, a menos 36 dólares, subir y bajar mucho la cotización, pero en YPF estamos en camino a convertirnos en una compañía del No Convencional, lo que nos permite ser resilientes ante los precios bajos del crudo”.
“En YPF salimos de todos los campos maduros porque no era para YPF, y nos hicimos resilientes a 45 dólares el barril. Con ése precio podemos desarrollar todo Vaca Muerta”, afirmó en declaraciones periodísticas (Infobae).
La cotización del crudo Brent se ubicaba el martes en torno a los 64 dólares el barril, en tanto que el crudo WTI rondaba los 61 dólares el barril.
Marín enfatizó que “en YPF hemos cambiado porque realizamos una curva de aprendizaje. Hoy somos una compañía que produce (crudo y gas) en el No Convencional, y nuestrsas inversiones van al No Convencional”, y afirmó que podemos producir “con un barril a un precio de 45 dólares por supuesto que ganamos menos plata, pero no perdemos plata”.
“Hoy competimos de manera sólida con el Permian (formación geológica del NC) de los Estados Unidos”, señaló.
Acerca de la situación internacional opinó que “afrontamos las incertidumbres propias de grandes negociaciones, hay escenarios para arriba, para abajo”, pero no apuesta a un escenario apocalíptico “Las cosas caen, y empiezan a rebotar después”, graficó en el aire.
La Secretaría de Energía de la Nación publicó, a través de la Resolución 147/2025, el procedimiento y las condiciones de seguridad que tendrán que cumplir las estaciones de servicio para operar en la modalidad de autodespacho (de los usuarios) de combustible líquido.
El nuevo procedimiento, comunicó la cartera a ccargo de María Tettamanti, “será más fácil y más rápido debido a que se quitan diferentes trabas burocráticas”. “Se le brinda más autonomía a los operadores, que ya no tendrán que pedir autorización a la Secretaría de Energía antes de adaptar la estación para el autodespacho”.
Además, se indicó, “una vez finalizados los trabajos, la entidad auditora presentará la documentación ante la Secretaría de Energía y en ese momento la estación ya podrá comenzar a funcionar en esta nueva modalidad, evitando demoras para la empresa”.
“La implementación del autodespacho de combustible líquido será optativa, a elección de los expendedores, quienes podrán aplicarla en sus instalaciones de forma total, simultánea o alternada”, describió Energía.
Y detalló que “la desregulación de este sector, que comenzó con el Decreto 46/2025 de enero último, tendrá un beneficio directo para los usuarios ya que garantizará un servicio continuo durante las 24 horas, a la vez que le dará más libertad a los estacioneros”.
La medida venía siendo solicitada por las entidades empresarias expendedoras de combustibles, y de hecho en los últimos meses varias de ellas preanunciaron su apoyo en comunicados.
La publicación oficial de la resolución 147 se concretó 48 horas antes del paro nacional dispuesto por la CGT, que tiene a uno de sus co-secretarios generales representante del sindicato de trabajadores de estaciones de servicio.
Energía puntualizó que “la medida (de autodespacho por parte del usuario particular) permitirá la aplicación de nuevos modelos y tecnologías, la optimización de la seguridad y funcionalidad de las instalaciones y su adaptabilidad en función de la demanda”.
“El autodespacho ofrecerá una garantía para la integridad física de los trabajadores de las estaciones de servicio que, en determinadas zonas del país, se ven expuestos durante el horario nocturno a reiteradas situaciones de violencia e inseguridad”, se argumentó.
“A su vez, para hacer posible esta nueva modalidad, será importante la responsabilidad de los operadores para trabajar de manera profesional, cumpliendo los lineamientos de la resolución de la Secretaría”, señala Energía.
Dicha cartera, bajo la órbita del ministerio de Economía, destacó que “con esta medida, el Gobierno Nacional avanza en su camino por garantizar una amplia libertad en la circulación de bienes y servicios y de simplificar y eliminar las trabas burocráticas que afectan su normal prestación, promoviendo el desarrollo de la industria y ampliando la oferta de servicios para los consumidores”.
Los empresarios expendedores de combustibles nucleados en CECHA y todas sus Cámaras y Federaciones asociadas comunicaron que “los propietarios de estaciones de servicio no adherimos al paro general dispuesto por la CGT para el día 10 de abril”.
“En consecuencia, nuestros establecimientos a lo largo y lo ancho del país continuarán su actividad con absoluta normalidad, respetando en todo caso el derecho de huelga de aquellos empleados que decidieran acompañar la medida”, señalaron.
En ese contexto, el Sindicato de Obreros y Empleados de Estaciones de Servicio SOESGyPE confirmó su adhesión plena a la medida y dispuso que las bocas de expendio trabajen únicamente con un cronograma de emergencia para asistir a ambulancias, bomberos y fuerzas de seguridad.
“No habrá carga de combustible durante toda la jornada del jueves. Solo se atenderán urgencias. Las estaciones no abrirán al público general”, confirmó Carlos Acuña (h), secretario adjunto del gremio, en diálogo con surtidores.com.ar.
América Latina y el Caribe avanza en su transición energética, alcanzando un 69 % de renovabilidad, con liderazgo de la hidroenergía y la energía solar.
La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) presentó su Nuevo Reporte de Generación Eléctrica en América Latina y el Caribe (ALC), que ofrece un análisis detallado del comportamiento del sistema eléctrico en la región. El informe incluye datos sobre generación eléctrica, participación de las distintas fuentes de energía, así como comparaciones interanuales, mensuales y variaciones estacionales.
Además de los datos correspondientes al mes de diciembre de 2024, se incorporó un análisis detallado de la generación eléctrica a lo largo de todo el año.
Durante 2024, América Latina y el Caribe registró un incremento de 5,5 % en la generación eléctrica, impulsado principalmente por la expansión de centrales eólicas y solares fotovoltaicas, y por una mayor participación del gas natural en la matriz eléctrica regional.
Un desglose de las fuentes de generación de electricidad en 2024 permitió establecer que la Hidroenergía representó el 45 % del total, el Gas natural: 25 %, la energía Eólica: 12 %, la de fuente Solar: 7 %, la Bioenergía: 4 %, el Carbón mineral: 2 %, la energía Nuclear: 2 %, los Derivados del petróleo: 2 %, y la Geotérmica: 1 por ciento.
El informe de la OLADE destaca que “gracias a esta diversificación, el índice de renovabilidad —que mide la proporción de electricidad generada a partir de fuentes renovables— alcanzó el 69 por ciento”.
En términos mensuales, se evidencian patrones estacionales:
Agosto de 2023: peak de generación de 151 TWh; Mayo de 2024: peak de generación máximo anual con 159 TWh, Diciembre de 2024: 149 TWh, lo que representa un aumento interanual del 1,3 % frente al mismo mes de 2023.
En diciembre de 2024 la hidroenergía lideró con 46 % de participación y la generación renovable total alcanzó los 109 TWh. El informe destaca que alrededor de diez países de la región superaron el 75 % de renovabilidad, al tiempo que se observaron disminuciones significativas en el uso de fuentes no renovables: Derivados del petróleo: -62 %, Carbón mineral: -49 por ciento.
“Este avance reafirma el compromiso de la región con la sostenibilidad y la seguridad energética, posicionando a América Latina y el Caribe como referente global en la transición hacia un sistema eléctrico más limpio y resiliente”, señala el informe.
Descarga el reporte en el siguiente enlace: https://www.olade.org/publicaciones/reporte-de-generacion-electrica-en-america-latina-y-el-caribe/
Oldelval, líder en el segmento de transporte de petróleo por oleoducto y actor clave en el desarrollo de la Cuenca Neuquina, encabezó la inauguración del Proyecto Duplicar, una obra de infraestructura que aumentará de forma permanente la capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina hacia el Atlántico para acompañar el crecimiento de producción de crudo de Vaca Muerta. La obra requirió una inversión de USD 1.400MM.
El acto, que contó con la participación de la Secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti se llevó a cabo en la Estación de Bombeo Allen de Oldelval (Ruta 6 – km 10,9 – Rio Negro) y, además, se trasmitió en vivo por el canal de YouTube de la empresa.
“Hoy estamos inaugurando la obra de infraestructura privada más importante de los últimos 20 años en la Argentina. El Proyecto Duplicar es una bisagra fundamental para el desarrollo de la cuenca neuquina y del país. Esta obra hoy permite que Vaca Muerta exprese todo su potencial, lo que llevará a multiplicar las exportaciones, con el consecuente beneficio de ingreso de las tan necesitadas divisas para la Argentina”, comenzó expresando Ricardo Hösel, CEO de Oldelval, quien también agradeció a todos los empleados y clientes de la compañía, además de resaltar la labor de los contratistas y entes gubernamentales.
Por último, anunció otros dos ambiciosos proyectos de la empresa, que iniciarán a mitad de año: “Lejos de detenernos y relajarnos, estamos listos para nuevos desafíos. Las obras de ampliación de Oldelval continúan con Duplicar X y Duplicar Norte, 2 obras que, en conjunto, superarán los 900 MM de dólares y que permitirán seguir ampliando la capacidad de transporte de petróleo de la cuenca neuquina hasta los 900 mil barriles por día para 2026”.
Con el Proyecto Duplicar en marcha, Oldelval pasará de transportar 225.000 barriles día a 540.000 barriles día, por lo que adicionará a su sistema de transporte 315.000 barriles día. El 100% del proyecto Duplicar, tendrá destino de exportación, otorgará previsibilidad a las compañías productoras, y generará 8.000 millones de dólares anuales adicionales para el país.
Duplicar fue una obra de extraordinarios desafíos que atravesó ríos, rutas y demás interferencias y que fue concretada en 24 meses, antes de lo comprometido y con excelentes índices de seguridad de las personas.
Al respecto, Federico Zárate, Gerente de Proyectos en Oldelval, añadió: “Duplicar no es solo un proyecto de infraestructura es una muestra concreta de lo que podemos lograr cuando se combina conocimiento técnico, experiencia y, sobre todo, pasión por lo que hacemos. Logramos llegar a este importante hito, atravesando un contexto donde la importación de materiales, indispensables para el proyecto, se hacía imposible y en conjunto con las contratistas y el equipo de trabajo logramos establecer estrategias constructivas diferentes a las planificadas originalmente para tener el menor impacto posible en los tiempos”,
Cabe destacar que el Proyecto Duplicar no solo tiene un importante impacto para el sector energético, sino también lo tuvo en las comunidades locales de las provincias Rio Negro, La Pampa y Buenos Aires por donde atravesó la traza del oleoducto. A lo largo de los 525 kilómetros de obra, que involucraron a más de 2.400 trabajadores directos y más de 6000 indirectos, generó un notable dinamismo en las economías locales. El movimiento constante de personas y equipos impulsó el surgimiento de nuevos emprendimientos y servicios, como comercios, alojamientos y proveedores de insumos, que aprovecharon el flujo de la obra para generar ingresos y oportunidades de negocio.
Participaron del acto el Subsecretario de Combustibles, Federico Veller; el ex gobernador de Neuquén, Jorge Sapag; el Ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquen, Gustavo Medele; el Vice gobernador de la provincia de Rio Negro Pedro Pesatti; autoridades provinciales, intendentes, diputados, clientes, proveedores y sindicatos.
El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 14/04/2025 al 30/04/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 33 ofertas por un volumen total diario de 18.650.000 metros cúbicos. Los Precios Promedio Ponderados fueron U$S 2,72 el Millón de BTU en el PIST, y U$S 3,63 el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.
Los precios PIST fueron desde U$S 2,58 a U$S 2,81 el MBTU, y los precios en GBA fueron desde U$S 3,23 a U$S 3,94 el MBTU.
De las 33 ofertas presentadas 11 llegaron de productores en Neuquén (6 millones de m3/d); 5 desde Chubut (1,7 millones de m3/d); 5 ofertas desde la cuenca Noroeste (1,950 millones de m3/d); 8 ofertas desde Tierra del Fuego (6,8 millones de m3/d), y 4 desde Santa Cruz (2,2 millones de m3/d).
La Secretaría de Energía, dependiente del Ministerio de Economía de la Nación, aprobó mediante la Resolución 145/2025, publicada el 4 de abril en el Boletín Oficial, un procedimiento específico destinado a regular las exportaciones de Gas Natural Licuado (GNL), dando así cumplimiento al marco normativo vigente establecido por la Ley 27.742 y su reglamentación.
La Resolución, firmada por la Secretaria de Energía María Carmen Tettamanti, establece que las exportaciones de GNL serán gestionadas a través de la Subsecretaría de Combustibles Líquidos, organismo responsable del control registral, evaluación de proyectos y emisión de certificados de autorización. El trámite deberá realizarse mediante la Plataforma de Trámites a Distancia (TAD).
Entre los requisitos que deberán cumplirse para obtener la autorización, se destacan la presentación de documentación certificada que acredite la disponibilidad propia proyectada, sustentada en planes de inversión o en contratos firmes con productores que cuenten con reservas probadas, posibles, probables o recursos prospectivos, y capacidad de producción comercial suficiente para cumplir con los volúmenes previstos durante al menos cinco años. También se deberá presentar la información anual sobre reservas y recursos hidrocarburíferos certificada por auditores externos.
Además, los interesados deberán informar detalladamente las cantidades máximas anuales, mensuales y diarias proyectadas para exportar, junto con la constancia del inicio del trámite de adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), en caso de corresponder. Otro requisito clave es la presentación de documentación técnica completa sobre las instalaciones previstas para transporte, licuefacción, almacenamiento y exportación de GNL, incluyendo localización y financiamiento.
La Secretaría de Energía dispondrá de un plazo máximo de 120 días hábiles para formular posibles objeciones a las solicitudes, pudiendo requerir aclaraciones o información adicional. En caso de que no existan objeciones, se otorgará una Autorización de Libre Exportación de GNL, documento que asegura al titular la exportación continua y sin interrupciones durante hasta 30 años desde la puesta en marcha de las plantas de licuefacción.
Asimismo, la normativa establece claras causales para objeciones y revocaciones, incluyendo falta de disponibilidad interna de gas, irregularidades documentales, y prácticas anticompetitivas.
Esta medida se enmarca dentro de la política nacional de promoción de la libertad económica, facilitando la exportación energética y atrayendo grandes inversiones en el sector, alineándose con los principios consagrados por la Ley N° 27.742 y el Decreto N° 70 de diciembre de 2023.
El nuevo procedimiento entró en vigencia inmediatamente tras su publicación oficial, sentando un precedente importante en la política energética del país y proporcionando previsibilidad jurídica para inversores nacionales e internacionales interesados en la producción y exportación de Gas Natural Licuado desde la Argentina.
La reintroducción de aranceles generalizados por parte de Estados Unidos marca un viraje explícito en su política económica exterior. Bajo la presidencia de Donald Trump, y en un gesto cargado de simbolismo político —formalizado durante el denominado Liberation Day— se anunció que todas las importaciones deberán pagar un mínimo del 10% de aranceles a partir del 9 de abril. Esta decisión, de naturaleza global, afecta de lleno a países emergentes como Argentina, India, Brasil y Tailandia, pero también a los socios tradicionales como la Unión Europea.
La economía y los mercados financieros de Argentina experimentaron movimientos significativos con caída de acciones y aumento del riesgo país. Las acciones argentinas en Wall Street registraron descensos de hasta un 11%, mientras que el riesgo país se elevó a 878 puntos básicos, reflejando la creciente preocupación de los inversores.
Para la Argentina, el impacto inmediato es doble: económico y estratégico. Hasta ahora, los productos argentinos enfrentaban en promedio un arancel de apenas 1,2% en su ingreso a Estados Unidos, lo cual representaba una ventaja competitiva relativa, sobre todo en sectores sensibles como agroindustria, química, textiles y metales. Con la nueva política, ese diferencial se esfuma.
La Cámara de Comercio de los Estados Unidos en Argentina (AmCham) advierte que la aplicación uniforme de este piso arancelario tendrá efectos particularmente adversos para exportadores argentinos en rubros como textiles (Argentina paga 20,9% a EE.UU. y recibía 6,1%), cuero y calzado (19,8% vs. 7,1%), o productos industriales, donde la asimetría arancelaria había sido históricamente favorable a la Argentina. Esta reconfiguración no sólo pone en jaque ventajas específicas, sino que también altera los términos de las negociaciones en curso.
El gobierno argentino, encabezado por Javier Milei, había iniciado un diálogo con Washington para avanzar en un esquema de desgravación arancelaria selectiva, sin avanzar hacia un tratado de libre comercio integral. Esta lógica de “acuerdo de complementación económica” buscaba pactos parciales y sectoriales, preservando márgenes de maniobra nacional y atendiendo a los límites normativos del Mercosur. La ofensiva arancelaria de Trump, sin embargo, altera los términos de ese diálogo. Lejos de dinamitarlo, podría abrir una nueva ventana de oportunidad: ante la generalización del castigo arancelario, Argentina podría negociar desde una posición de excepción, apelando al vínculo político entre Milei y Trump y al discurso de “alineamiento natural” que el actual gobierno argentino ha desplegado como eje estratégico.
Pero el verdadero alcance de esta política se medirá más allá del plano bilateral. Lo que está en juego es una potencial dislocación de las cadenas globales de valor. En los hechos, la imposición arancelaria podría provocar un redireccionamiento de flujos comerciales, estrategias de triangulación vía países con acceso preferencial al mercado estadounidense (como México), y un reacomodamiento de inversiones transnacionales. China, por ejemplo, podría buscar instalar capacidad productiva en terceros países para evitar los aranceles, lo que abriría oportunidades indirectas para regiones periféricas. Sin embargo, todo dependerá de la duración y credibilidad de esta nueva política comercial: si se percibe como un giro estructural, el mundo se reorganizará; si se lee como una táctica electoral, los efectos serán más acotados.
No debe subestimarse tampoco el riesgo sistémico financiero. La historia reciente ofrece lecciones claras. En 2018, el endurecimiento arancelario de Trump provocó una respuesta defensiva de China, que incluyó la devaluación del yuan, afectando el flujo de capitales hacia economías emergentes y precipitando crisis cambiarias, entre ellas, la que afectó a la Argentina bajo la presidencia de Mauricio Macri. Si una nueva guerra comercial escalara —especialmente si China responde con contramedidas o movimientos en su política monetaria— los mercados podrían reaccionar con volatilidad. De hecho, el precio del petróleo Brent cayó más de 6% tras el anuncio, y el índice DXY del dólar estadounidense mostró una contracción inusual, signos de que los operadores financieros temen una escalada proteccionista con consecuencias globales.
En este contexto, la balanza comercial bilateral entre Argentina y Estados Unidos —que fue superavitaria en 2024 por primera vez en años, debido más a la recesión interna que al dinamismo exportador— podría volver rápidamente al terreno negativo. La fragilidad de ese superávit quedó expuesta: se sustentó en una fuerte contracción de importaciones (US$ 6.193 millones) más que en una expansión de exportaciones (US$ 6.395 millones), en un año donde el consumo y la inversión estuvieron deprimidos. AmCham anticipa que este equilibrio será transitorio, y que con la reactivación económica regresarán los déficits estructurales.
Frente a este panorama, Argentina se encuentra ante un doble desafío. Por un lado, necesita preservar su acceso al mercado estadounidense, fundamental para una economía que busca insertarse en cadenas globales con valor agregado. Por otro, debe protegerse frente a la volatilidad externa que podría derivarse de una escalada comercial global. La clave radicará en una diplomacia económica activa, una lectura estratégica de las nuevas reglas de juego, y una política comercial capaz de identificar sectores sensibles y negociar con pragmatismo. La era de la globalización abierta quedó atrás. En la actual fase de competencia regulada, la ventaja será de quienes negocien con inteligencia, no de quienes reclamen equidad desde la periferia.
El Ente Nacional Regulador del Gas aprobó los Cuadros Tarifarios de Transición que las distribuidoras de gas natural por redes aplicarán para facturar los consumos del mes de abril considerando las categorías de usuarios y las zonas en las que residen.
El incremento tarifario dispuesto (en el VAD y en gas en el PIST) tiene una incidencia de 1,8 por ciento, indicó la Secretaría de Energía, y la transición hacia la puesta en vigencia de la Revisión Quinquenal Tarifaria culmina el 9 de julio.
Los nuevos cuadros aprobados por el Ente Regulador fueron publicados en una serie de resoluciones (184 a 193/2025) y corresponden a las empresas licenciatarias MetroGAS, Naturgy BAN, Naturgy NOA, Litoral Gas, Distribuidoras Gas del Centro, Distribuidora Gas Cuyana, Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi Gas del Sur, Gasnea, y Redengas.
Las nuevas tarifas rigen para los usuarios Residenciales N1 (de altos ingresos) que pagaTarifa Plena), N2 y N3 (ingresos bajos y medios) con subsidio parcial del Estado para un consumo limitado, y tarifa plena para lo que exceda dicho mínimo.
También para los usuarios SG-P (Servicio para usos no domésticos en donde el cliente no tiene una cantidad contractual mínima (no hay un contrato de servicio de gas). La categoría tarifaria SGP se encuentra subdividida en tres (3) grandes grupos (P1, P2 y P3) en función del consumo registrado en los últimos doce (12) meses.
A modo de referencia cabe indicar que, en el caso de MetroGAS, un Usuario Residencial N1 (altos ingresos) con consumo R2 3 (entre 801 y 1000 m³ de gas al año) tendrá un Cargo Fijo mensual (sin impuestos) de $ 12.544.04 si vive en CABA, y de $ 11.244,98 si vive Buenos Aires (Conurbano), y en ambos casos un Cargo por m3 de consumo de $ 205,45.
El ministerio de Economía justificó el incremento tarifarios “…a fin de mantener los precios y tarifas del sector en valores reales lo más constantes posibles, y de evitar así un proceso de deterioro de los mismos que no permitan el sustento del sector y hasta amenacen su continuidad”.
La Secretaría de Energía estableció, a través de las resoluciones 140 y 141/2025 nuevos precios para los biocombustibles durante el mes abril.
La R-140 Fijó en $ 1.192.226 por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (de Biocombustibles) para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de abril de 2025 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
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.
En tanto, por la R-141 se fijó en $ 772,72 por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar, y en $ 708,23 por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz, destinados a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de la Ley de Biocombustibles, para las operaciones durante abril y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los 30 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, firmaron un Memorando de Entendimiento (MOU) para avanzar en la cesión de las 10 áreas convencionales que la compañía opera en dicha provincia.
Mediante este MOU, Santa Cruz, Formicruz e YPF se comprometen a negociar y ejecutar un acuerdo definitivo para la cesión de las concesiones de explotación de YPF a Formicruz, la empresa provincial de energía, y definirán un “Programa de Saneamiento Ambiental y Abandonos”, entre otros puntos.
El programa de saneamiento ambiental es un requisito esencial planteado por la Gobernación.
Marín declaró “Quiero agradecer al gobernador de Santa Cruz por el trabajo que realizamos para llegar a este acuerdo que es beneficioso para ambas partes. La provincia podrá avanzar en el desarrollo de un nuevo ecosistema de pymes que van a poder continuar potenciando la actividad convencional, y por nuestro lado la compañía continuará poniendo foco en su estrategia 4×4” (de reestructuración de negocios, con foco en yacimientos no convencionales, como Vaca Muerta).
Los Bloques incluidos en el MOU con Santa Cruz : Cerro Piedra – Cerro Guadal Norte, Barranca Yankowsky, Los Monos, El Guadal-Lomas del Cuy, Cañadón Vasco, Cañadón Yatel, Pico Truncado-El Cordón, Los Perales–Las Mesetas, Cañadón León-Meseta Espinosa, Cañadón de la Escondida-Las Heras, y las concesiones de transporte asociadas a las Áreas.
El Memorando se firmó en la casa de la provincia de Santa Cruz en Buenos Aires y se encuentra sujeto a la aprobación del Directorio de YPF, indicó la petrolera.
La retirada de las áreas maduras
Marín reiteró la semana pasada que el objetivo de que “este año YPF quede afuera” de la producción convencional en yacimientos hidrocarburíferos maduros en varias cuencas.
Describió en este sentido avances en los procesos de cesión de áreas (Plan Andes) a otras operadoras en Mendoza, en Neuquén, en Río Negro y en Chubut.
“En Santa Cruz y en Tierra del Fuego estamos negociando con los gobiernos provinciales” (que condicionan la decisión) explicó Marín. Consideró que “YPF salió tarde de algunos campos maduros en estas provincias”, y aseveró que se toma en cuenta “salir lógicamente, con paz social” .
En alusión a estas dos provincias había descripto que “Estamos saneando el medio ambiente en cabeza de YPF, y cuando hagamos la saneamiento avanzaremos con la reversión” (de las áreas a las provincias). “Infiero que la política jugó fuerte para que YPF (de mayoría accionaria estatal) haya perdido plata durante muchos años manteniendo estas locaciones”, señaló Marín desde Neuquén.
En base a los criterios fijados por el Ministerio de Economía, la Secretaría de Energía dispuso, a través de la Resolución 139/2025, la entrada en vigencia a partir del 1 de abril de nuevos precios del gas en el PIST (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte), y nuevos cuadros tarifarios para el servicio de Distribución de gas natural por redes, con un aumento de 2,5 por ciento.
A modo de ejemplo, el precio del gas PIST en abril para los usuarios atendidos por MetroGAS es de U$S 3,085 por Millón de BTU; y es de U$S 3,128 por MBTU en el área de Naturgy BAN. Rige para los Usuarios categorizados N1, N2 y N3, y para los del Servicio General P (servicio de gas para usos no domésticos, en el que el cliente no tiene una cantidad contractual mínima).
Los usuarios N1 pagan tarifa plena, en tanto que para los Usuarios N2 y N3 (Ingresos bajos, e Ingresos medios) se aplica una bonificación tarifaria hasta cubrir un límite de consumo, debiendo pagar tarifa plena para el consumo que exceda dichos mínimos según cada categoría.
La S.E., a cargo de María Tettamanti, instruyó al ENARGAS a que disponga que las facturas que emitan las prestadoras del servicio público de distribución y subdistribución de gas por redes de todo el país reflejen el precio de gas natural en el PIST establecido y, en los casos que corresponda, las bonificaciones dispuestas por la Resolución 24/2025 de la Secretaría.
En los considerandos de la R-139 se hace referencia a que “a través de la Resolución 384/2024 la S.E. dispuso la prórroga, por un plazo de SEIS (6) meses contados a partir del 1° de diciembre de 2024, del Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados establecido en el Decreto 465/24.
En tal contexto, el Ministerio de Economía instruyó a Energía a “continuar para el mes de abril de 2025 con el sendero de actualización de precios y tarifas del sector energético, en un contexto de notoria desaceleración inflacionaria verificada a la fecha, y con el objetivo de mantener dichos precios y tarifas en valores reales lo más constantes posibles”.
Entonces, Economía instruyó a la S.E. para incrementar las tarifas de distribución de gas natural en el 2,5 por ciento, y aplicar también el nuevo precio (dolarizado) de gas natural en el PIST.
También recuerda la R-139 que “a través del Decreto 1023/2024 se dispuso la prórroga de la emergencia del Sector Energético Nacional declarada por el Decreto 55/23, en los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal , y de transporte y distribución de gas natural, hasta el 9 de julio de 2025.
Por el citado decreto 1023 se “instruyó” a Energía para “establecer los mecanismos para la sanción de precios en condiciones de competencia y libre acceso, mantener en términos reales los niveles de ingresos y cubrir las necesidades de inversión, para seguir garantizando la prestación continua de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural en condiciones técnicas y económicas adecuadas para los prestadores y los usuarios de todas las categorías”.
YPF Digital (YDI), la sociedad que gestiona y potencia los activos digitales de YPF, firmó un acuerdo estratégico con Google Cloud, área que brinda servicios de nube y que permite a las compañías crecer en la era digital a través de una amplia gama de soluciones de infraestructura, almacenamiento, seguridad, análisis de datos e inteligencia artificial.
YPF Digital apuesta por evolucionar la App YPF, la primera billetera digital de una empresa energética del país, poniendo foco en la innovación y con el objetivo de potenciar la atención y los servicios ofrecidos para sus clientes. Una de las tecnologías de Google Cloud será la base para el desarrollo de servicios de Asistentes Virtuales (BOTs), para una atención más eficaz, personalizada. incorporando el análisis de datos y mayor seguridad de sus operaciones en la nube.
Guillermo Garat, presidente de YPF Digital, señaló que “Desde su lanzamiento en 2019, la App YPF se ha consolidado como la herramienta más visible de nuestra estrategia de digitalización, ofreciendo a los usuarios una experiencia mejorada en nuestra red de estaciones de servicio. YPF Digital es el vehículo por el cual buscamos acelerar esta transformación, con foco en la experiencia de usuario en la eficiencia operativa y en una cultura de innovación continua en todos nuestros servicios”,
.A los fines de avanzar con este acuerdo Garat, y Mauro Cercos, Gerente General de YPF Digital, se reunieron con Eduardo López, Presidente de Google Cloud para América Latina, Fernando Mollón, Head de Argentina, Chile, Colombia, Perú, Uruguay, Centroamérica y el Caribe; Natalia Scaliter, Gerente General de Google Cloud Argentina, Paraguay y Uruguay y Cristian Ferme, Responsable Comercial de Google Cloud para cuentas estratégicas.
“En Google Cloud, nos entusiasma colaborar con YPF Digital en su camino hacia la transformación de la movilidad en Argentina. Estamos seguros de que podremos llevar sus objetivos de negocio a nuevos horizontes, aprovechando el poder de la nube para crear soluciones centradas en el cliente y focalizadas en la innovación”, afirmó Natalia Scaliter, Gerente General de Google Cloud Argentina, Paraguay y Uruguay.
YPF Digital es la nueva compañía que integra los activos digitales a través de los cuales YPF se vincula con sus clientes. Partiendo de la integración de aplicaciones, el lanzamiento de nuevas soluciones y la aceleración del “time to market” para desarrollar ecosistemas centrados en las personas y su movilidad.
Google Cloud es la nueva forma de la nube, que ofrece herramientas de IA, infraestructura, desarrollo, datos, seguridad y de colaboración. Soluciones potentes de IA, totalmente integradas y optimizadas con su propia infraestructura a escala mundial. Clientes de más de 200 países y territorios recurren a Google Cloud como su socio tecnológico de confianza.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) activó dos resoluciones (223 y 224/2025) que establecieron los incrementos en la tarifa del Valor Agregado de Distribución (VAD Medio) para Edenor y Edesur a partir de abril, fijandola en el 3,5 por ciento (con una incidencia de 1,7 % al usuario final) , en tanto que el Precio Estacional de la Electricidad (PEST) correspondiente al segmento distribución no se verá ajustado.
Dichas resoluciones detallan los cuadros tarifarios a aplicar a los usuarios residenciales N1, N2 y N3, de altos, medios y bajos ingresos, estos dos últimos con subsidio parcial del Estado Nacional para un consumo básico, y luego con tarifa plena por el excedente. El aumento rige también para los clubes de barrio y del pueblo.
El nuevo Valor Agregado de Distribución es de $ 40,686 para el caso de Edesur, y de $ 46,405 para Edenor.
En ambas resoluciones se puntualiza además que el ENRE modificó la fecha para activar las resoluciones referidas a la Revisión Quinquenal de las Tarifas (RQT): En principio prevista para el 31 de marzo, ahora se postergó hasta el 30 de abril.
Por otra parte, el ENRE publicó una serie de resoluciones (225 hasta 232) por las cuales oficializa un incremento de 4 por ciento en las tarifas del transporte de energía.
Las resoluciones comprenden a las empresas Transnea, Distrocuyo, Transener, Transnoa, Epen, Transcomahue, Transba y Transpa.
Economía indicó que “resulta razonable y prudente continuar para el mes de abril de 2025 con el sendero de actualización de precios y tarifas del sector energético”.
“En relación a la tarifa de transporte de energía eléctrica, que se incremente un 4 por ciento a fin de mantener los precios y tarifas del sector en valores reales lo más constantes posibles”.
Los precios de las naftas y gasoils en estaciones de servicio de las principales marcas que operan en el país registraron a partir del lunes 1 de abril incrementos del 2 por ciento promedio.
Estos ajustes a la suba resultan de una actualización parcial del Impuestos a los Combustibles Líquidos (ICL) y del Impuesto al Dióxido de Carbono (IDC) para el período que va del 1° al 30 de abril de 2025 (decreto 243/2025).
No obstante, y a través del mismo decreto el gobierno dispuso que “El incremento total en los montos de impuesto que resulte del remanente de la actualización correspondiente al primer trimestre del 2024 y de las actualizaciones correspondientes al segundo, tercer y cuarto trimestres del 2024, surtirá efectos respecto de la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil desde el 1° de mayo de 2025, inclusive”.
Con esta secuencia dispuesta por el ministerio de Economía se procura morigerar la inflación del abril.
Otro de los factores considerados al momento de actualizar precios es la incidencia a nivel local de la variación que registró el precio internacional del petróleo. Y en el caso de Argentina se toma como referencia el crudo Brent, que durante marzo registró oscilaciones cerrando el mes en torno a los U$S 75 el barril (casi 2 dólares más que el promedio de febrero). El crudo WTI cerró a 71,20 dólares.
También incide en la variación del precio local la devaluación del peso en relación al dólar durante marzo.
Esta actualización de precios ocurre en un contexto de ventas de combustibles amesetadas en el mercado local desde hace varios meses, en particular de las naftas y gasoils premium, aunque hubo algún repunte en el verano.
En el caso de YPF, la petrolera de mayor participación en el mercado local, el aumento base para todo el país es de 1,8 % considerando todos los productos, lo cual implica variaciones según zonas del país. En el caso de la región patagónica la suba supera al promedio antes indicado y tiende a reducirse la brecha con el resto del país.
A modo de referencia, los nuevos precios de YPF en estaciones de servicio ubicadas en CABA son los siguientes: Nafta Súper $ 1.194 el litro; Infinia Nafta $ 1.474; Diesel 500 (común) $ 1.209, y el Infinia Diesel $ 1.472.
En el caso de Shell (Raízen) precios de referencia en estaciones de la Ciudad de Buenos Aires son $ 1.259 para el litro de Nafta Súper; la VPower Nafta a $ 1.537; el Diesel Evolux (común) a $ 1.319, y el VPower Diesel a $ 1.539.
En próximas horas también subirán sus precios otras importantes marcas del mercado local, como el caso de AXION, y de Puma (Trafigura).
En 23 localidades patagónicas, de las provincias de Neuquén, Río Negro y Chubut, desde hace ya 4 años que no hay servicio de Gas de red, para nuevas conexiones. Ello ocurre desde Esquel, pasando por Bariloche y hasta la localidad de San Martín de Los Andes, y significa entre otras cosas que nadie puede ser incorporado a ese servicio público que es necesario en todo el país e indispensable en esta zona que tiene severas inclemencias climáticas, buena parte del año.
Lic Pablo Chamatropulos Presidente Codec Ex Jefe de Gabinete Bariloche
Además de la pérdida en calidad de vida, y del perjuicio económico que genera en miles de familias que tienen que acudir a servicios mucho más caros e ineficientes, como la leña o el gas en garrafa, la consecuencia directa de esta situación es que, en Bariloche, se incendien 3 viviendas por semana en el invierno como trágica combinación de construcciones precarias y sistemas de calefacción de gas envasado, leña o electricidad con instalaciones inseguras y sobrecargadas.
Para completar el absurdo, esto ocurre por segunda vez en pocos años, ya que la misma situación aconteció hace una década, y se pudo resolver con la construcción del “gasoducto cordillerano” que fue una obra que demandó una inversión pública de 3.000 millones de dólares y que hoy no puede ser utilizada en su máximo potencial de 1,5 millones de metros cúbicos por día, por la falta de una “obra complementaria” que cuesta el 2% del total ya invertido.
La merma de 300.000 m3 que tiene el transporte del gas por la falta de la instalación de dos plantas compresoras, tiene en la actualidad sin suministro a unas 15.000 familias y empresas que tienen la “negativa de factibilidad” del servicio de gas de red, en la región patagónica cordillerana.
En el medio de esa situación los gobernadores de las provincias afectadas firmaron un acta acuerdo para financiar la obra de sus propios prepuestos en marzo y julio de 2024 e incumplieron groseramente ese compromiso, con el agravante que uno de ellos figura en la documentación oficial y se negó a suscribir el documento.
En síntesis, una colosal inversión pública hoy está desaprovechada, generando la falta de suministro de un recurso en la misma zona donde existe la segunda reserva de gas no convencional más grande el mundo que proyecta exportaciones por 20.000 millones de dólares, por la negativa a concretar una obra que cuesta el 2% de lo ya invertido, el 0,001 % de lo que se va a exportar y equiparable a lo que gastan en exceso por año en sistemas de energía más caros e ineficientes los usuarios desconectados de la red.
Además de permanentes reclamos por parte de los damnificados, tramita por esta situación un Amparo Judicial en el juzgado federal de la ciudad de Bariloche.
La Secretaría de Energía aprobó los “Lineamientos para la Asignación de Capacidad Incremental”, de transporte de gas en el marco del proyecto de ampliación del Gasoducto troncal Perito Pascasio Moreno, GPM (Ex GPNK) , y en Tramos Finales del sistema operado por Transportadora de Gas del Sur (TGS S.A.)
A través de la Resolución 136/2025, se estableció que el adjudicatario y TGS S.A. comercializarán con terceros interesados la capacidad de transporte resultante de la ampliación en el GPM y en Tramos Finales e implementarán los concursos de capacidad, asegurando la no discriminación (de productores interesados) en el acceso a la nueva capacidad de transporte.
La Capacidad Ofrecida en el Concurso GPM será de 14.000.000 m3/d de 9300 kcal/m3, medida en el Punto de Entrega Salliqueló, netos de gas retenido y, en su caso, los volúmenes de Capacidad Opcional.
En el Concurso Tramos Finales TGS, la Capacidad Ofrecida será de 12.000.000 m3/d de 9300 kcal/m3 en la zona de entrega GBA (gran Buenos Aires), netos de gas retenido, y 2.000.000 de m3/d de 9300 kcal/m3 con con entrega BA/BB (Buenos Aires/Bahía Blanca), netos de gas retenido.
La Ruta de la Capacidad Ofrecida en GPM será, Recepción Tratayén (Cabecera Tramo I del GPM) – Entrega Salliqueló (Interconexión del Tramo I del GPM con los Gasoductos Neuba II y Gasoducto Paralelo de Tramos Finales), para su posterior transferencia a los contratos de transporte que se asignen en el Concurso de Tramos Finales TGS.
La Ruta de la Capacidad Ofrecida en Tramos Finales será Recepción Salliqueló – Entrega GBA y Recepción Salliqueló-Entrega BA/BB.
El Decreto da intervención al Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), para que en el marco de su competencia implemente estos Lineamientos en relación con la asignación de capacidad en el sistema regulado de TGS S.A., en coordinación con la Secretaría de Energía.
El decreto 136/25 aprueba el Pliego de Cláusulas Generales y Especiales (Anexo II de la medida), para que Energía Argentina S.A. (ENARSA) lleve adelante la Licitación Pública conforme lo estableció la Resolución 169/2025 del Ministerio de Economía.
Se trata de la Resolución que delegó en la Secretaría de Energía la “responsabilidad de llevar adelante todos los trámites necesarios” para la concreción de la Iniciativa Privada propuesta por Transportadora de Gas del Sur, declarada de Interés Público Nacional por el decreto 1060 de noviembre de 2024.
Asimismo, el artículo 4 del nuevo decreto (136/25) “instruye a ENARSA y a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) a implementar las modificaciones contractuales al contrato existente relativo al servicio de transporte de gas natural efectuado por el GPM”, conforme el Decreto 1060/2024 y la Resolución 169/25 del Ministerio de Economía.
Las modificaciones contractuales al contrato existente se refieren a : “La cesión por parte de (la estatal) ENARSA, en su calidad de concesionario (del ducto) , a favor del adjudicatario de la capacidad de transporte incremental a través del contrato de reserva de capacidad correspondiente, cuyo modelo integrará la documentación licitatoria”.
También, al “compromiso expreso de TGS S.A. de realizar las obras de ampliación en tiempo y forma que sean necesarias para los tramos finales de su sistema licenciado, independientemente de que resulte o no adjudicatario en la licitación pública a llevarse adelante”.
Además, se refiere a “La conformidad de TGS S.A. a la rescisión del Contrato de Operación y Mantenimiento del Gasoducto que ha suscrito oportunamente con ENARSA.
Otra determinación importante de Energía es que también requiere “La renuncia de CAMMESA a ejercer su derecho de prioridad respecto de la capacidad incremental resultante de la ampliación contemplada en la Iniciativa Privada”.
Concluido el proceso de asignación, el Adjudicatario y TGS pondrán en conocimiento de la Autoridad de Aplicación y de la Autoridad Regulatoria el resultado de la adjudicación preliminar de la Capacidades Ofrecidas en el Concurso GPM y en el Concurso de Tramos Finales, la cual se considerará aprobada en caso de no mediar observaciones de una o ambas autoridades dentro de los 15 días hábiles de tal presentación. En caso de mediar observaciones, la posterior asignación requerirá acto expreso de aprobación.
Dentro del plazo mencionado se podrá requerir al Adjudicatario y/o a TGS que efectúen las adecuaciones pertinentes a fin de compatibilizar las asignaciones en ambos Concursos, para que los Oferentes reciban la contratación del transporte en el tramo completo, es decir desde Tratayén hasta GBA y/o Tratayén hasta BA/BB, según el caso.
El proyecto
A través del Decreto 1060/2024, el Gobierno Nacional declaró de Interés Público Nacional la iniciativa privada de la empresa Transportadora Gas del Sur (TGS) para ampliar el Gasoducto Perito Moreno y aumentar el transporte de gas desde Vaca Muerta, especialmente a la zona del Litoral.
El proyecto “Incremento de la Capacidad de Transporte de Gas Natural en la Ruta Tratayén – Litoral Argentino” tendrá una inversión de 500 millones de dólares y será la primera obra pública de iniciativa privada en la gestión Milei.
La iniciativa incluye la ampliación del Gasoducto Perito Moreno entre Tratayén (Neuquén) y Salliqueló (Buenos Aires) y los trabajos en 4 plantas compresoras. Esto permitirá sumar 14 millones de metros cúbicos diarios a la capacidad de transporte de gas a los 21 millones que ya está transportando, alcanzando así los 35 millones en toda la traza.
Del concurso para la adjudicación de las obras, que estará a cargo de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación, podrá participar cualquier empresa interesada.
El proyecto de TGS fue presentado dentro del Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI).
Oldelval (Oleoductos del Valle ), líder en el segmento de transporte de petróleo por oleoducto y actor clave en el desarrollo de la Cuenca Neuquina, anunció la inauguración, el viernes 4 de abril, del Proyecto Duplicar, una obra de infraestructura que aumentará de forma permanente la capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina hacia el Atlántico para acompañar el crecimiento de producción de crudo de Vaca Muerta.
La obra requirió una inversión de U$S 1.400 millones y con el Duplicar en marcha, Oldelval pasará de transportar 225.000 barriles día a 540.000 barriles día, por lo que adicionará a su sistema de transporte 315.000 barriles día.
Esa mayor capacidad de transporte tendrá como objetivo la exportación del crudo y otorgará previsibilidad a las compañías productoras. Generará 8.000 millones de dólares anuales adicionales para el país, se estima.
El acto inaugural será en la Estación de Bombeo Allen, de Oldelval (Ruta 6 – km 10,9 – Rio Negro) a las 11 horas, y además se podrá seguir en vivo por el canal de YouTube de la empresa, se informó.
Duplicar fue una obra de extraordinarios desafíos que atravesó ríos, rutas y demás interferencias y que fue concretada en 24 meses, antes de lo comprometido y con excelentes índices de seguridad de las personas. se describió.
El Proyecto Duplicar no solo tiene un importante impacto para el sector energético, sino que también lo tuvo en las comunidades locales de las provincias Rio Negro, La Pampa y Buenos Aires por donde atravesó la traza del oleoducto.
A lo largo de los 525 kilómetros de obra, que involucró a más de 2.400 trabajadores directos y más de 6.000 indirectos, se generó un notable dinamismo en las economías locales. El movimiento constante de personas y equipos impulsó el surgimiento de nuevos emprendimientos y servicios, como comercios, alojamientos y proveedores de insumos, que aprovecharon el flujo de la obra para generar ingresos y oportunidades de negocio, se destacó.
En el marco de la revisión, saneamiento o disolución de los Fondos Fiduciarios Públicos, el Ministerio de Economía definió, a través del Decreto 234/2025, el cierre definitivo del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (FFTEF) que, en línea con los 21 fondos disueltos anteriormente, registraba un pésimo uso de los recursos de la sociedad, falta de controles y de resultados, comunicó la cartera a cargo de Luis Caputo.
Este Fondo había sido creado en 1999 con el objetivo de financiar obras de ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica de alta tensión, para abastecer la demanda o interconectar regiones eléctricas.
En ese sentido, para los ingresos del Fondo se había establecido un porcentaje sobre el recargo de las tarifas que pagan las empresas distribuidoras y los grandes usuarios por compras en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), porcentaje que tuvo diversas modificaciones.
Economía señaló que “No obstante, una auditoría realizada por la Sindicatura General de la Nación (SIGEN) arrojó como resultado diversas falencias en el funcionamiento del FFTEF. Entre ellas se destaca el incumplimiento del Reglamento de Contrataciones; significativas demoras en la ejecución de las obras; inconsistencias en la registración de las operaciones y las transferencias efectuadas; la imposibilidad de realizar un control de trazabilidad de los fondos aplicados; y estados contables no auditados ni ajustados por inflación”.
En los considerandos del decreto ya oficializado se hace hincapié en que “dichas falencias documentales se condicen, a su vez, con defectos operativos, por cuanto se ha constatado que existen demoras excesivas en el cumplimiento de los plazos previstos para la finalización de las respectivas obras de ampliación del Sistema de Transporte Eléctrico, generándose incrementos en los costos directos, indirectos y por redeterminaciones de precios, lo que eleva el monto total de las obras”.
Asimismo, se puntualizó que “la disolución de este Fondo Fiduciario no alterará la continuidad de la política pública para financiar las obras necesarias para ampliar el sistema de transporte de energía eléctrica, tarea que seguirá a cargo de la Secretaría de Energía, dependiente del Ministerio de Economía”.
“En el caso particular del FONDO FIDUCIARIO PARA EL TRANSPORTE ELÉCTRICO FEDERAL (FFTEF), la finalidad de la política pública consistente en el financiamiento de ampliaciones en el sistema de transporte de energía eléctrica se mantiene, por lo que el recargo al aporte instituido en la Ley 15.336 y la Ley N° 11.672 y sus modificatorias mantiene su plena vigencia”, se puntualiza en los considerandos del decreto 234/2025.
Y se indica que, en tal sentido, es indispensable establecer que el 19,86 % de lo recaudado por el FFTEF deberá ser afectado a las obras que la Secretaría de Energía identifique como de ampliación del sistema de transporte de energía eléctrica en alta tensión destinada al abastecimiento de la demanda o a la interconexión de regiones eléctricas para mejora de calidad y/o seguridad de la demanda”.
También se puntualiza que “corresponde que el monto resultante del recargo señalado se afecte a la finalización de las obras pendientes de ejecución a la fecha del dictado de la presente medida, así como todo otro tipo de contrataciones necesarias para el debido control y fiscalización técnica de su ejecución”.
Las sumas líquidas, tenencias en títulos públicos y otros activos financieros representativos de inversiones del FFTEF al momento de su disolución serán transferidos a la cuenta que indique la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía.
Los desembolsos realizados por organismos de crédito o fomento al Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal deberán ser transferidos a la cuenta que indique la Secretaría de Energía para la extinción de dichos contratos de préstamo en el ámbito de la Secretaría de Finanzas del Ministerio de Economía.
El rol de comitente en los contratos de obra en los que fuera parte el FFTEF será asumido por la Secretaría de Energía.
“Atento a las falencias encontradas en el funcionamiento del FFTEF, el Gobierno reafirma su voluntad de lograr una gestión pública más eficiente, transparente y orientada al bienestar común, garantizando el uso racional de los recursos públicos y fortaleciendo el control sobre las finanzas públicas”, señaló Economía.
Donald Trump, revocó los permisos y exenciones concedidas a varias empresas petroleras, para exportar crudo desde Venezuela. El gobierno de Venezuela confirmó la versión. “Hemos mantenido comunicación fluida con las empresas trasnacionales de petróleo y gas que operan en el país y que han sido notificadas por el gobierno de los Estados Unidos sobre la revocación de sus licencias”, dijo la vicepresidenta Delcy Rodríguez en un comunicado en Telegram.
Sin embargo, Rodríguez señaló que las empresas internacionales “no requieren licencia ni autorización de ningún gobierno extranjero” para operar en Venezuela debido a que este país no reconoce “jurisdicción extraterritorial alguna”.
La salida de Chevron prevista inicialmente para el 3 de abril, supone un revés económico para Venezuela, ya que la petrolera estadounidense había contribuido a la reactivación de la producción petrolera venezolana, que en febrero de este año, superó por primera vez el millón de barriles por día (bpd) desde junio de 2019, según cifras de la Opep.
Chevron es clave en la frágil estabilidad económica de Venezuela. Con su salida se interrumpe un flujo de divisas que mantenía bajo relativo control la devaluación del bolívar. Según estimaciones la petrolera favorece el ingreso de cerca de 200 millones de dólares mensuales en la economía. Trump dio hasta el 27 de mayo a Chevron para terminar su relación con Venezuela.
La italiana Eni también confirmó que las autoridades estadunidenses le notificaron que ya no se le permitirá recibir pagos por la producción de gas en Venezuela mediante suministro de la empresa estatal venezolana PDVSA.
“Eni mantiene su compromiso de transparencia con las autoridades estadunidenses para identificar opciones que garanticen que los suministros de gas no sancionados, esenciales para la población, puedan ser remunerados por PDVSA”, informó en un comunicado. “Eni siempre opera en pleno cumplimiento del marco de sanciones internacionales”.
La decisión de Washington incluye a la petrolera estadunidense Global Oil Terminals, propiedad del millonario y donante del partido republicano Harry Sargeant III, a la francesa Maurel et Prom y a Repsol, según tres fuentes citadas por Bloomberg. Estas compañías deberán poner fin a sus operaciones en Venezuela antes del 27 de mayo, explicaron.
A raíz de la noticia Repsol cayó más de un 2,6 % en la apertura del mercado bursátil de fin de mes, situándose en 13,31 dólares por acción. La medida también afecta las licencias emitidas a empresas de gas venezolano que tengan relación comercial con PDVSA.
Estos permisos fueron emitidos por el Departamento del Tesoro estadunidense con formato de licencias, exenciones o cartas de conformidad para permitirles operar en Venezuela y exportar el petróleo de PDVSA sin que les afecten las sanciones impuestas por Washington. En lo que se refiere a la estadunidense Global Oil Terminals, también deberá poner fin a todas las transacciones con PDVSA antes del 2 de abril abonando cualquier monto pendiente por la compra de petróleo para asfaltado. The Wall Street Journal informó el viernes que la petrolera de Sargeant había recibido la orden de salir de Venezuela, y citó como fuente una carta remitida por el Departamento del Tesoro a la compañía. Global Oil Terminals recibió en mayo una exención de dos años para comprar y transportar asfalto a Estados Unidos y países del Caribe.
El eventual fin del conflicto bélico entre Rusia y Ucrania tendría implicancias profundas en los mercados globales del petróleo y del gas natural, generando movimientos significativos en sus precios internacionales. Uno de los efectos inmediatos sería una disminución de la prima de riesgo geopolítico que la guerra ha instalado en los mercados energéticos, la cual ha elevado considerablemente los precios tanto del petróleo como del gas natural debido a los temores sobre la estabilidad del suministro ruso hacia Europa.
Un acuerdo de paz firme permitiría una normalización paulatina del suministro energético desde Rusia hacia Europa, particularmente de gas natural, cuya oferta ha sido dramáticamente reducida desde el inicio del conflicto. Esta situación derivaría en una caída notable de los precios del gas en el mercado europeo, aliviando también la presión sobre los mercados internacionales de Gas Natural Licuado (GNL), fuertemente demandado ante la necesidad de Europa de diversificar sus fuentes de aprovisionamiento.
Asimismo, se podría esperar una recuperación parcial de las exportaciones rusas de crudo, actualmente restringidas por sanciones impuestas por Occidente en respuesta al conflicto. Un relajamiento parcial o total de estas sanciones, facilitado por un eventual acuerdo diplomático, incrementaría gradualmente la oferta global de petróleo, ejerciendo una presión a la baja en sus cotizaciones.
Paralelamente, los mercados financieros y especulativos reaccionarían positivamente ante la expectativa de estabilidad geopolítica. Esta nueva percepción reduciría la especulación alcista y la volatilidad que han caracterizado a los mercados energéticos durante los últimos tiempos, provocando una corrección inicial a la baja en los precios del petróleo. Sin embargo, se estima que esta baja inicial podría estabilizarse en niveles ligeramente superiores a los registrados antes del conflicto, debido a factores estructurales persistentes, como la sostenida demanda energética global.
En efecto, aunque el fin de la guerra reduciría considerablemente la presión alcista inmediata sobre los precios energéticos, no eliminaría por completo otros factores estructurales claves. Entre ellos destacan la disminución sostenida de las inversiones globales en exploración y producción de hidrocarburos, impulsada por la transición energética hacia fuentes renovables, así como la fuerte recuperación económica y energética de regiones como Asia, que mantendrán alta la demanda global de petróleo y gas natural.
En apretada síntesis: los precios del petróleo y del gas natural inicialmente podrían sufrir una baja, debido a la reducción inmediata en la prima de riesgo geopolítico y a la recuperación gradual de la oferta energética rusa hacia Europa. Sin embargo, tras esa caída inicial, es probable que los precios se estabilicen en niveles ligeramente superiores a los anteriores al conflicto, impulsados por factores estructurales persistentes, como la sostenida demanda global de energía y la disminución de inversiones en hidrocarburos debido a la transición energética.
El reciente anuncio del ministro Luis Caputo sobre un eventual acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI) por US$ 20.000 millones dominó la dinámica financiera de la última semana. Sin embargo, la reacción inicial en los mercados financieros resultó ambivalente, especialmente debido a la ausencia de una confirmación inmediata por parte del propio FMI, lo cual generó inquietudes en diversos sectores económicos.
La incertidumbre fue alimentada por la sucesión de aclaraciones posteriores al anuncio oficial. En las siguientes 24 horas, distintos voceros, incluyendo al portavoz formal Manuel Adorni, tres asesores cercanos al ministro Caputo y al economista José Luis Espert, debieron intervenir públicamente para matizar y precisar las declaraciones iniciales del ministro.
Según el análisis realizado por Epyca Consultores, el anunciado monto de US$ 20.000 millones debe comprenderse en dos partes claramente diferenciadas. Por un lado, US$ 13.900 millones que serán aportados por el FMI en cuotas destinadas específicamente al refinanciamiento de vencimientos previos de deuda argentina hasta finales del año 2026. Aunque formalmente se trataría de un nuevo endeudamiento, en términos prácticos estos fondos representan una operación de refinanciación, brindando un alivio financiero al calendario de pagos del país.
Por otra parte, los restantes US$ 6.100 millones son considerados auténticamente como nueva deuda, y tienen como destino reforzar las reservas internacionales del Banco Central de la República Argentina (BCRA). Al respecto, se ha confirmado la existencia de un acuerdo preliminar a nivel técnico, pero no existen certezas sobre el momento exacto en que este monto sería desembolsado, ni si se realizará en un único pago o en varias cuotas sucesivas.
Cabe destacar que estos fondos provendrían en forma de Derechos Especiales de Giro (DEG), activos que incrementan las reservas brutas pero no tienen liquidez inmediata para atender directamente eventuales demandas cambiarias. Sin embargo, precedentes recientes durante la gestión del exministro Sergio Massa demuestran que esta limitación técnica no impediría la eventual conversión de los DEG en dólares líquidos, si fuese necesario.
Las particularidades detalladas del nuevo programa todavía permanecen en reserva, aunque dado que se trataría de un acuerdo bajo el esquema de Facilidades Extendidas (EFF, Extended Fund Facility), se prevé la exigencia por parte del FMI de reformas estructurales profundas. Si bien el Gobierno argentino ya avanzó en reformas fiscales y monetarias, probablemente el Fondo exija una reforma específica del régimen cambiario para evitar que las reservas aportadas sean utilizadas en intervenciones a precios artificialmente bajos.
Los desembolsos previstos serían realizados en tramos y estarían condicionados al cumplimiento estricto de metas cuantitativas previamente acordadas con el organismo multilateral. El préstamo tendría una duración estimada de hasta cuatro años, con pagos semestrales iguales entre sí y una tasa de interés inicial inferior al 6% anual. Sin embargo, esta tasa probablemente aumente en el futuro si el país vuelve a encontrarse en dificultades para afrontar los pagos, repitiendo la experiencia reciente con el préstamo originalmente tomado durante el gobierno de Mauricio Macri.
Pese al fuerte impulso que significa Vaca Muerta y una normativa reciente destinada a captar inversiones, varias multinacionales analizan su retirada parcial o total del mercado energético argentino. Mientras algunos grandes jugadores se repliegan estratégicamente, otras empresas mantienen firmes sus planes de expansión, marcando un escenario contradictorio en el sector
En medio del auge del sector energético en Argentina, impulsado por el desarrollo de Vaca Muerta y la sanción de la “Ley Bases y puntos de partida para la libertad de los argentinos”, llama la atención la escasa cantidad de proyectos presentados en el marco de dicha ley. Además, contrariamente a lo esperado, se observa una tendencia hacia la salida de algunas multinacionales de la estratégica región del shale neuquino.
En el último año, además de empresas del sector energético, varias multinacionales de diversos sectores han decidido retirarse de Argentina: Procter & Gamble (P&G), una operación incluyó marcas emblemáticas como Pampers, Gillette y Pantene. HSBC, el banco británico acordó vender su filial argentina al Grupo Financiero Galicia por 550 millones de dólares. Esta transacción abarcó todas las operaciones de HSBC en el país, incluyendo banca, gestión de activos y seguros.
El banco brasileño Itaú, vendió su unidad en Argentina al Banco Macro por aproximadamente 50 millones de dólares. Esta venta comprendió 99 sucursales y más de 400.000 clientes. Hay más: Telefónica, Clorox, Xerox, Hasbro, Falabella, Walmart, Latam Airlines, Mercedez Benz y siguen las firmas…
Según Forbes, tres importantes actores del sector analizan desprenderse parcial o totalmente de sus activos, siguiendo los pasos recientes de ExxonMobil. Equinor, la petrolera noruega, ha encomendado al Bank of América evaluar el interés del mercado en sus participaciones en Bandurria Sur y Bajo del Toro Norte, tras resultados decepcionantes en su proyecto offshore en el Mar Argentino. Sin embargo, la empresa mantendría su apuesta en otros bloques offshore frente a la costa bonaerense y Tierra del Fuego, aunque estos últimos despiertan poco interés debido a las enormes incertidumbres exploratorias.
Por su parte, TotalEnergies sorprendió al mercado cuando su CEO global, Patrick Pouyanné, anunció en la prestigiosa conferencia CERAWeek la intención de desprenderse de licencias para producir shale oil en Argentina, particularmente en áreas valiosas como La Escalonada y Rincón de la Ceniza. Fuentes cercanas a la compañía aclararon que esto es parte de un proceso normal de evaluación y no implica un retiro definitivo del país. De hecho, TotalEnergies continúa fuertemente posicionada en el sector gasífero argentino, liderando el proyecto offshore Fénix, recientemente iniciado junto a Pan American Energy y Harbour Energy, con una inversión cercana a los US$ 700 millones.
La tercera empresa que evalúa su salida es Petronas, la petrolera estatal malaya, que tras abandonar el proyecto Argentina GNL en sociedad con YPF, ahora considera desprenderse de su participación en La Amarga Chica, uno de los bloques petroleros más productivos de Vaca Muerta. Según la compañía, citada por Forbes, esta revisión forma parte de su estrategia global de ajuste permanente frente a la evolución del panorama energético mundial. La salida del proyecto de exportación de GNL en conjunto con YPF, merece un capítulo aparte.
Este fenómeno se explica parcialmente por la notable valorización de Vaca Muerta tras superar una compleja curva de aprendizaje en técnicas extractivas y resolver importantes desafíos de infraestructura. La operación de Pluspetrol adquiriendo activos de Exxon por cifras elevadas incentivó a otras multinacionales a considerar monetizar sus inversiones en el contexto actual de estabilidad relativa y expectativa de flexibilización cambiaria.
Sin embargo, no todas las multinacionales siguen esta tendencia. Shell, Chevron y Harbour Energy mantienen firmes sus planes de expansión en Argentina. Shell recientemente suscribió acuerdos con YPF para desarrollar infraestructura de gas natural licuado (GNL), mientras Chevron posiciona a Argentina entre sus activos estratégicos globales, apuntando a cuadruplicar su producción local. Ambas participan además del proyecto VMOS, que comprende un gran oleoducto hacia la costa rionegrina. Harbour Energy también reafirma su compromiso con Argentina como núcleo clave dentro de su estrategia global, anticipando un crecimiento sustancial de sus operaciones en el país.
Horacio Marín, CEO de YPF, anunció recientemente la aceleración del plan de desinversión en proyectos de exploración offshore. La compañía busca vender participaciones mayoritarias en siete áreas de exploración en alta mar, seis ubicadas frente a la costa argentina y una en Uruguay. YPF está en conversaciones con una importante empresa petrolera extranjera para la venta de una parte de su participación en un bloque en Uruguay y podría ofrecer otras áreas offshore a través de una ronda de licitaciones. El objetivo es reducir su presencia en campos maduros y concentrarse en desarrollos de mayor escala, particularmente en proyectos de GNL, con la meta de iniciar exportaciones en 2027.
Otros desinversores
En el último año, varias empresas energéticas han anunciado o concretado la venta de activos en Argentina. Hace aproximadamente dos semanas, la empresa brasileña Raízen S.A. (integrada por Cosan y Shell) inició el proceso de venta de su refinería de petróleo y su red de estaciones de servicio en Argentina, contratando a JPMorgan Chase & Co. como asesor financiero.
Por su parte, la estatal chilena ENAP vendió hace dos meses sus activos en Argentina por cerca de U$S 41 millones a una compañía controlada por el grupo financiero estadounidense XTellus Partners.
Otra estatal, la noruega Equinor (ex Statoil) informó que está considerando vender sus activos onshore en la región de Vaca Muerta, incluyendo participaciones en las licencias Bandurria Sur y Bajo del Toro Norte.
A la cabeza del desprendimiento de activos está YPF, que ha implementado una importante desinversión y reestructuración de su portafolio de activos, enfocándose en proyectos más rentables. En julio de 2024, YPF concretó la venta del Clúster Neuquén Norte, un conjunto de pozos maduros ubicados en la provincia de Neuquén. Los compradores fueron Bentia Energy, empresa fundada por el exministro de Energía Javier Iguacel, en asociación con Sima Ingeniería.
También el Grupo Pérez Companc compró recientemente activos petroleros que pertenecían a YPF, marcando el retorno del grupo al rol de operador directo en la producción petrolera. La principal adquisición concretada fue la del área petrolera El Trébol-Escalante, en la provincia de Chubut, operación valuada en 114,5 millones de dólares. Además, Pérez Companc (a través de Pecom, su subsidiaria energética) ha mostrado interés en adquirir otras áreas que YPF tiene en proceso de desinversión, como Campamento Central-Cañadón Perdido, también en Chubut.
TotalEnergies también ha tomado decisiones significativas respecto a sus activos en Argentina. En marzo de 2025, Patrick Pouyanné, CEO global de TotalEnergies, confirmó que la compañía está evaluando la venta de sus activos de petróleo no convencional en Vaca Muerta, específicamente los bloques La Escalonada y Rincón de la Ceniza, ubicados al norte de la provincia de Neuquén. Se espera que las primeras ofertas por estos activos se reciban entre finales de marzo y principios de abril.
En diciembre de 2024, ExxonMobil acordó vender la totalidad de sus activos en Vaca Muerta a Pluspetrol, una empresa de origen neuquino. La transacción incluyó cinco bloques en la formación Vaca Muerta y una participación del 21,3% en la empresa transportista de petróleo Oldelval. El monto de la operación se estimó en aproximadamente 1.700 millones de dólares.
¿Por qué tantas ventas?
La razón de estas reestructuraciones en el sector hidrocarburífero podría responder a una combinación de factores, tanto globales como locales. El principal argumento que esgrimen públicamente las empresas vendedoras, el “reenfoque estratégico global”.
Un aspecto que no integra el discurso público de las empresas, es la necesidad de liquidez o desendeudamiento. Empresas como Raízen (formada por Shell y Cosan) pueden estar buscando liberar capital para otras operaciones más prioritarias. Lo mismo vale para ENAP o incluso Exxon, que busca monetizar activos no esenciales.
Aunque no lo manifiestan públicamente, la incertidumbre macroeconómica y regulatoria que aún subsiste en la Argentina es uno de los factores decisivos. La persistente inestabilidad cambiaria, los controles de precios (como en combustibles y tarifas), la falta de acceso libre a divisas y las intervenciones estatales (que aún el gobierno libertario aplica como herramienta política) proecupan a los planificadores en el largo plazo. La percepción de riesgo país sigue siendo alta.
Otras energéticas
En el último año, además de las empresas hidrocarburíferas mencionadas, otras compañías han iniciado procesos de venta o desinversión de activos en el sector energético argentino.
En febrero de 2023, Enel Américas firmó la venta de sus participaciones en Enel Generación Costanera y Central Dock Sud a Central Puerto por una suma total de US$ 102 millones de dólares.
El Gobierno nacional acelera la privatización de Enarsa, buscando desprenderse de activos estratégicos como centrales térmicas, participaciones en Transener y gasoductos. Se estima que la venta de estas participaciones podría generar ingresos significativos para el Estado.
La mayor transportadora de energía eléctrica de Argentina ,Transener, está en proceso de privatización. Desde diciembre, sus acciones han aumentado su valor, y se estima que la venta de la participación estatal podría generar ingresos considerables.
Estas operaciones reflejan una tendencia en el sector energético argentino hacia la reestructuración y optimización de activos, influída por factores económicos, políticos y estratégicos.
Estas decisiones no siempre significan una “huida” del país. Una huida suele ser desordenada, reactiva, y motivada por un deterioro abrupto del entorno (como riesgo de expropiación, colapso macro o inseguridad jurídica extrema). No parecen ser los casos mencionados. Las salidas que se observan—como la de Exxon o la potencial de Total— están siendo negociadas cuidadosamente, con compradores bien posicionados y precios importantes.
Los hermanos Neuss, asociados con Roberto Cherñajovsky y Luis Galli del fondo Inverlat, compraron las distribuidoras eléctricas Edet de Tucumán y Ejesa de Jujuy, la central hidroeléctrica Potrerillos en Mendoza y la transportadora regional Litsa. Al mismo tiempo, la Secretaría de Energía anticipó un próximo llamado a licitación para reforzar el tendido eléctrico en el noroeste del país.
En julio de 2024, Newsan adquirió el 100% de Procter & Gamble Argentina, sumando marcas icónicas como Gillette, Pantene y Pampers, además de una planta de producción en Villa Mercedes y oficinas en Buenos Aires, asegurando así la continuidad laboral del personal y creando una unidad especializada en consumo masivo. Esta operación profundiza una estrategia iniciada años atrás con la adquisición de marcas como Noblex, Atma, Philco y JVC y alianzas recientes con empresas como Vestas, en energías renovables, y LG, en producción de electrodomésticos.
Fuentes de la Secretaría de Energía revelaron que la alternativa de financiamiento será mediante un cargo fijo en las facturas. Esos recursos tendrán como destino un fideicomiso, con el objetivo de iniciar las obras una vez que se obtenga una masa crítica de fondos para desarrollar la primera etapa de la construcción.
El plan tenía originalmente como objetivo principal la zona del AMBA, debido a que allí se encuentran los mayores riesgos de cortes durante los picos de demanda, especialmente en el área de EDESUR. El AMBA concentra el 40% de la demanda eléctrica nacional. Sin embargo, la novedad actual es que también están previstas licitaciones regionales, con especial énfasis en el noroeste del país.
El Grupo Neuss posee el paquete accionario de Edersa, que anteriormente pertenecía a Camuzzi y a fondos de inversión vinculados con el exjefe de Gabinete de Fernando de la Rúa, Chrystian Colombo. Luego de muchos años de dificultades económicas y tarifas congeladas, tras la asunción de Cambiemos en 2015, Edersa se asoció con Harz Energía, que adquirió el 30% de sus acciones por un valor casi simbólico.
Harz Energía es la compañía del Grupo Neuss dedicada a las energías renovables, a través de la cual se adjudicaron dos proyectos presentados por Parque Solar Villa de María de Río Seco SA, Parque Solar VMRS Mater SA, Parque Solar Cura Brochero SAU y Parque Solar CB Mater SA.
En el ínterin, Edersa acumuló una enorme deuda con Cammesa por la compra de energía y mantiene actualmente una deuda multimillonaria con el sistema eléctrico argentino por la misma razón.
Según señala La Política Online: “Al grupo Neuss hay que agregar que Edersa acumuló una deuda con Cammesa por la compra de energía que igualó, medido en dólares oficiales, lo que se pagó hace 25 años por su privatización: 10.000 millones de pesos”. Además, afirma: “Esta empresa que arrastra una deuda multimillonaria con el sistema eléctrico argentino por incumplimientos en el pago de la factura de compra de energía, tendría depósitos en dólares en un banco de Uruguay”.
Según el medio dirigido por Ignacio Fidanza, “el anticipo del llamado a licitación que hizo circular la Secretaría de Energía no cayó bien entre los empresarios”, y aseguró: “Esto parece que va a ser una licitación a medida, que puede tener como destino el mismo escándalo que se generó con la hidrovía”.
Dow, empresa líder mundial en ciencia de los materiales, y Benito Roggio ambiental (BRa), la mayor empresa de gestión y valorización de residuos; firmaron un Memorando de Entendimiento (MOU) para explorar un modelo de negocio y tecnologías de reciclaje que favorezcan la recuperación potencial de más de 500,000 toneladas por año de residuos plásticos flexibles posconsumo. Dichos residuos actualmente se entierran en rellenos sanitarios y ambas compañías trabajarán para encontrar la mejor manera de transformarlos en productos circulares y, en consecuencia, crear una plataforma efectiva para el reciclaje de plásticos flexibles. Esta colaboración sin precedentes, de implementarse, marcaría un hito significativo en la transformación de la industria del reciclaje y la gestión de residuos en el país. Aprovecharía diferentes tecnologías de reciclaje para intentar reducir sustancialmente los residuos plásticos, conservar los recursos naturales y promover el desarrollo de una economía circular que colabore con la concreción de un futuro más sostenible.
El gran reto es evaluar y validar el reciclaje de plástico flexible posconsumo a gran escala. Esta colaboración buscaría la ruta tecnológica a seguir. Es un desafío ambicioso que requiere reunir conocimientos, recursos y compromiso para encontrar el camino con viabilidad técnica y comercial. Entre todas las partes se unirán experiencias y recursos con la intención de buscar un suministro constante de materiales reciclables y un ecosistema de materiales efectivo.
La exploración de alternativas seguirá un plan estructurado incluyendo, entre otros puntos, la caracterización de los residuos, así como la construcción del caso de negocios para evaluar un negocio competitivo hasta 2030.
Sabine Rossi, directora de Sostenibilidad para América Latina en Dow P&SP, comentó: “Al embarcarnos en esta iniciativa transformadora, el espíritu de colaboración está en el corazón de nuestro enfoque. Al unir nuestros esfuerzos con diversas partes interesadas, no solo estamos abordando los desafíos de la industria, sino también siendo pioneros en soluciones que establecen nuevos puntos de referencia para la sostenibilidad. Nuestro compromiso con el análisis colaborativo subraya nuestra dedicación a crear un legado de innovación, cumplimiento e impacto compartido. Creemos que, a través del conocimiento y la acción colectiva, podemos impulsar un cambio significativo y liderar el camino hacia un futuro más sostenible”.
Por su parte, Gabriela Ananía, gerente de Relaciones Institucionales y Comunicaciones de Benito Roggio ambiental, expresó: “Creemos que el trabajo colaborativo con otros actores relevantes es clave para el desarrollo sostenible, y nos permite profundizar el conocimiento para continuar contribuyendo con nuestras actividades a atender los desafíos ambientales que las comunidades y las ciudades enfrentan. Este Memorándum de Entendimiento responde a la vocación de BRa por desarrollar soluciones tangibles a problemáticas de la agenda ambiental”.
Un ecosistema dinámico de materiales está emergiendo alrededor de los residuos plásticos, maximizando su valor a través de tecnologías de reciclaje y soluciones circulares. Al transformar continuamente los residuos plásticos en nuevos productos, se reduce significativamente la cantidad que termina en rellenos sanitarios o como desperdicio.
En Argentina, esta iniciativa, de implementarse, representaría el primer paso de un nuevo camino en la circularidad; un aporte significativo al ecosistema de materiales del país, contribuyendo a la utilización efectiva de los residuos como recursos y favoreciendo su valorización.
Acerca de Dow Dow (NYSE: DOW) es una de las empresas líderes en el mundo en ciencia de los materiales y atiende a clientes en mercados de alto crecimiento como los de embalaje, infraestructura, movilidad y aplicaciones de consumo. Nuestra presencia global, integración y escala de activos, innovación enfocada, posiciones comerciales líderes y compromiso con la sostenibilidad nos permiten lograr un crecimiento rentable y ayudar a generar un futuro sostenible. Operamos plantas de fabricación en 30 países y empleamos aproximadamente a 36.000 personas. Dow registró ventas de aproximadamente 43 mil millones de dólares en 2024. Las referencias a Dow o la Compañía se refieren a Dow Inc. y sus subsidiarias. Obtenga más información sobre nosotros y nuestra ambición de ser la empresa de ciencia de los materiales más innovadora, centrada en el cliente, inclusiva y sostenible del mundo visitando www.dow.com
Acerca de Benito Roggio Ambiental Benito Roggio ambiental es la compañía líder en Latinoamérica en la prestación de soluciones ambientales para una economía circular. Con más de 3 décadas de trayectoria, cuenta con 3 unidades de negocios: Servicios Urbanos; Gestión de Residuos Industriales y Comerciales y Tratamiento y Valorización de Residuos.
Benito Roggio ambiental cuenta con operaciones en Argentina y Uruguay y un equipo de más de 5200 colaboradores. A través de sus operaciones, anualmente recolecta más de 750.000 Tn de residuos sólidos urbanos, trata y dispone más de 5.100.000 Tn de residuos, genera energía verde a partir de biogás para más de 17.000 hogares, y produce más de 165.000 Tn de compost y material bioestabilizado a partir de residuos orgánicos.
Cámaras de Empresarios de estaciones de servicio nucleadas en la Comisión Latinoamericana de Empresarios de Combustibles (CLAEC), plantearon la necesidad de avanzar en reformas para “aggiornar” las leyes laborales en el rubro, y en la implementación del autodespacho en la región como una vía para reducir los altos costos que hoy afrontan el sector.
Durante la 64 reunión anual de la CLAEC, en Buenos Aires, los empresarios también debatieron sobre la potencialidad del GNC como una alternativa energética sostenible de impacto positivo. Delegados empresarios de los 12 países miembro de la CLAEC participaron de la segunda mesa de trabajo dedicada a los costos y aspectos laborales que afectan a la actividad.
“Costos laborales que rondan más del 50 % del costo total; alta rotación de personal, regulaciones y legislación laboral vetustas” fueron algunos de los puntos en común que se repitieron entre las exposiciones realizadas.
Carlos Guimaraes, vice 1º de la Federación Nacional de Comercio de Combustibles y Lubricantes de Brasil sostuvo que “La legislación de Brasil es una de las más rígidas y cada día se complica más. Es muy beneficiosa para los empleados y poco para los empleadores”.
En la misma línea, Gonzalo Rodríguez, presidente de la Cámara de Comerciantes de Derivados del Petróleo, Gas y Afines (CAPEGA), aseguró que en Argentina el sector se rige por “una legislación laboral vetusta que es urgente aggiornar para generar más empleo, garantizar previsibilidad y seguridad jurídica”.
Por su parte, Adriana Sors, presidenta de la Cámara de Estaciones de Combustibles y Anexos de Entre Ríos, detalló que el costo laboral representa el 45 por ciento en la matriz total. “Si la remuneración de un operario de playa ronda hoy los 950 a 1.000 dólares el 45 por ciento del mismo son las cargas sociales e impositivas”, planteó.
En Uruguay transitan una situación similar. “El costo laboral es del 50 por ciento y el marco normativo es muy complejo.Entre la Constitución, las leyes y las ordenanzas cada vez hay más costos”, aseguró Federico de Castro, de la Unión de Vendedores de Nafta del país vecino.
Tras las exposiciones de Perú, Honduras, República Dominicana, Ecuador, Guatemala, México, Paraguay, El Salvador, marcadas por similares realidades, los participantes coincidieron en que una alternativa para reducir los costos es la implementación del autoservicio, sistema que ya se implementa en varios países de la región.
“Con márgenes regulados, costos subiendo, regulaciones que aumentan. Entonces pedimos que se regule el autoservicio para bajar costos. Creemos que es cuestión de tiempo”, plantearon desde la delegación de República Dominicana.
“Es el inicio de un cambio cultural que nos igualará al resto del mundo, que nos permitirá descomprimir los costos y seguir garantizando un buen servicio”, acotó Rodríguez, de CAPEGA.
Organizadas por CECHA, las deliberaciones de la CLAEC tuvieron lugar en el Hotel Marriot Buenos Aires. En su transcurso el secretario de Relaciones Institucionales de la CECHA, Carlos Gold, asumió la presidencia de la entidad regional.
La reunión contó con la presencia de delegaciones de República Dominicana, El Salvador, Costa Rica, Guatemala, Perú, Brasil, Colombia, Ecuador, México, Paraguay, Uruguay y Honduras, además de referentes de cámaras y federaciones de toda la Argentina nucleadas en la CECHA.
Los participantes debatieron además sobre la Potencialidad del GNC, las políticas y regulaciones vigentes, la penetración del gas vehicular en el parque automotor, su demanda ante escenarios de reemplazo de combustibles líquidos y su capacidad de incidencia y sostenibilidad en contraste con la promoción de los autos electricos o hibridos.
En este marco, el caso de Argentina tuvo un lugar destacado. “Supimos ser pioneros en el mercado del GNC en la región lo que nos permitió contar con una red de 2085 estaciones en todo el país, pero hoy estamos estancados”, señaló Jorge Saad, presidente de la Cámara de Expendedores de Santiago del Estero.
La participación del gas natural para GNC respecto al volumen total del gas consumido ha caído sostenidamente desde el 9,1 % en 2004 a 4,97 % en 2024 y las conversiones que en 2004 promediaron 26.266 vehículos, en el 2024 alcanzaron en promedio 5.417, una caída del 79 por ciento.
“En la última década hubo cambios importantes que impactaron en el sector y que nos llevan a la situación actual, con caída del porcentaje de las reconversiones y con precio de venta no competitivo en relación al precio de las nafta”, planteó Juan Manuel Rumin, presidente de la Cámara de Estaciones de Servicio de Rosario (CESGAR).
“Hay que salir de la meseta, el GNC sigue siendo la alternativa más sostenible por su menor impacto ambiental, menor costo y su alcance social”, destacó Analía Salguero, dirigente de la Cámara de Expendedores de San Juan (CECA).
En el encuentro empresario también se analizaron cuestiones tales como la aplicación de inteligencia artificial en el sector. Se discutieron los avances tecnológicos en métodos de pago, incluyendo el uso de reconocimiento facial y financiamiento bancario integrado. En las tiendas y playas de combustibles, la IA ofrece herramientas para optimizar la gestión de inventarios, automatizar el cobro de productos y mejorar la experiencia del cliente mediante recomendaciones personalizadas.
La demanda de energía eléctrica registró en febrero una suba interanual de 0,5 %, al alcanzar los 12.911,7 GWh a nivel nacional y se encuentra entre los 10 consumos más importantes en términos históricos. (récord de marzo 2023:13.996,3 GWh). Asimismo el 10 de febrero se anotó un nuevo récord de potencia al llegar a los 30.257 MW, detalló el informe periódico de la Fundación Fundelec.
No obstante, las distribuidoras de electricidad en Capital Federal y el GBA tuvieron una caída de -5,3 % en la demanda del segundo mes del año. Bajaron los consumos comerciales e industriales, mientras que aumentaron los residenciales a nivel nacional.
DATOS DE FEBRERO 2025
En febrero de 2025, la demanda neta total del MEM fue de 12.911,7 GWh; mientras que el año anterior había sido de 12.848,1 GWh1. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 0,5 por ciento.
En febrero se produjo también una baja intermensual de -5,1 %, respecto de enero último, cuando la demanda de energía había alcanzado los 13.606,2 GWh, pero debe considerarse la incidencia de los tres días menos que tiene febrero contra enero.
El día 10 de febrero de 2025 se registró entonces un nuevo máximo histórico de demanda de potencia en el SADI con una marca de 30.257 MW a las 14:47 y una temperatura en GBA de 37.9 C°, lo que superó el récord anterior de 29.653 MW del 1 de febrero de 2024. En cuanto a la demanda residencial de febrero, se alcanzó el 48 % del total país con una suba de 1,9 % respecto al mismo mes del año anterior.
En tanto, la demanda comercial descendió -0,1 %, siendo el 28 % del consumo total. Y la demanda industrial fue el 24 %, con una suba en el mes del orden del -1,9 %, aproximadamente.
EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES
La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido febrero de 2025): 5 meses de baja (marzo de 2024, -14,6 %; abril, -0,4 %; junio, -7 %; septiembre, -6,6 %; y diciembre de 2024, -2,2 %) y 7 meses de suba (mayo de 2024, 12,9 %; julio, 6 %; agosto, 3,5 %; octubre, 2,2 %; noviembre de 2024, 0,2 %; enero de 2025, 4 %; y febrero de 2025, 0,5 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba del 2,2 por ciento.
CONSUMO PROVINCIAL DE FEBRERO
En cuanto al consumo de electricidad por provincia en febrero, 19 fueron las provincias y/o empresas que marcaron ascensos: Santiago del Estero (16 %), Tucumán (15 %), Chaco (11 %), Santa Cruz (10 %), Córdoba y La Rioja (9 %), Corrientes (8 %), Salta (7 %), San Luis (6 %), San Juan y Misiones (5 %), Formosa, Catamarca y Río Negro (4 %), Santa Fe (3 %), Chubut, Neuquén, Mendoza y EDES (2 %). En tanto, La Pampa mantuvo el mismo nivel de consumo que en febrero del año anterior.
Por su parte, 7 provincias y/o empresas presentaron descensos en el consumo: EDELAP (-8 %), EDEN (-5 %), Entre Ríos y Jujuy (-4 %) y EDEA (-2 %).
En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron el 30 % del consumo total del país, anotaron un descenso conjunto de -5,3 %. Los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una baja de -6 %, mientras que en el área de EDESUR la demanda descendió -4,3 %.
TEMPERATURA
Observando las temperaturas, el mes de febrero de 2025 fue levemente menos caluroso en comparación con febrero de 2024. La temperatura media fue de 26.1 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 26.3 °C, y la histórica es de 23.6 °C.
DATOS DE GENERACIÓN
La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el aumento del aporte de las energías alternativas (fotovoltaica y eólica). En febrero, la generación hidráulica se ubicó en los 2.132 GWh, lo que representa una variación del -25,6 % respecto a 2024.
Por su parte, la potencia instalada es de 43.525 MW, donde el 58 % corresponde a fuente de origen térmico y un 38 % de origen renovable (alternativa e hidráulica). Asimismo, el despacho térmico fue mayor, al mismo tiempo que el consumo de combustible también terminó siendo mayor si se compara mes a mes a nivel del total.
Así, en el segundo mes del año siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 59,28 % de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas aportaron el 15,88 % de la energía demandada, las nucleares proveyeron el 5,88 %, y las generadoras de fuentes alternativas 14,92 % del total demandado. La importación de electricidad representó el 4,04 % de la demanda total del mes.
Con una trayectoria de 30 años en la compañía, Sebastián Mazzucchelli fue designado como nuevo Director General de MetroGAS por el Directorio de la sociedad.
Presidido por Andrés Scarone, actual vicepresidente de Nuevas Energías de YPF, el Directorio se reunió el jueves 27 en la sede central de MetroGAS para designar al nuevo CEO y, luego, la compañía informó al mercado la novedad mediante el envío del Hecho Relevante a la Comisión Nacional de Valores (CNV).
Mazzucchelli ingresó en 1995 como operador comercial y tuvo un crecimiento continuo: fue ejecutivo de cuentas, jefe de Ventas GNC, gerente de Procesos Masivos y gerente de Grandes Clientes. En 2017 fue designado director Comercial, cargo que ejerció hasta esta designación.
Mazzucchelli es licenciado en Administración de Empresas por la Universidad de Buenos Aires (UBA), con posgrado en Desarrollo Gerencial por la Universidad Católica Argentina (UCA), y en Finanzas de la Empresa por la IAE.
Tras la designación como CEO, función que cumplía desde que reemplazó a Tomás Córdoba, Mazzucchelli puntualizó que “Es un orgullo y un desafío muy importante liderar este gran equipo de personas y profesionales que integramos MetroGAS, para poder llevar adelante esta etapa y seguir en el camino hacia la sustentabilidad de resultados, la búsqueda de eficiencias y la mejora continua”.
Acerca de MetroGAS
Constituida en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes del país, líder en el sector de distribución de gas natural.
Por la cantidad de Clientes que posee -2.250.000 aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente sudamericano.
Su área de distribución abarca una superficie de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.
El Secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, sostuvo que “a partir de la llegada de (Donald) Trump (a su segundo gobierno de los EE.UU) cambió la agenda” en materia de energía, y destacó que la Argentina puede tener un papel relevante en este contexto internacional.
“El cambio climático está pero la agenda de transición (energética) se postergó en el tiempo, y le agrega un nivel de racionalidad y de plazos que no tenía” sostuvo el funcionario, aludiendo a los objetivos de descarbonización, y avance de las fuentes renovables.
González añadió que “asistimos a una tremenda demanda de energia eléctrica por el desarrollo de la Inteligencia Artificial, y una de las formas mas eficientes de producirla es a partir de la generación con uso del gas natural, dado que producir la (energía) nuclear demanda varios años”.
En este contexto cobran mayor relevancia los proyectos energéticos en carpeta a nivel local, a la espera de su aprobación para contar con el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).
González hizo hincapié en que “hace pocos días se resolvió aprobar la aplicación del RIGI al proyecto VMOS” (Oleoducto Vaca Muerta Sur), “Ya hay 11 proyectos presentados y dos aprobados para el RIGI”. “Estamos en los tramos finales (hacia la aplicación del RIGI) al proyecto de LNG PAE-Golar y demás socios” (YPF, Pampa Energía, Harbour Energy, ), afirmó.
Se trata del proyecto encarado por Southern Energy con la instalación del barco procesador de gas natural licuado “Hilli Episeyo” en 2027, al que aportarán gas producido en la Cuenca Austral y en la Cuenca Neuquina, su transporte por el Gasoducto San Martín y el futuro gasoducto desde Vaca Muerta (NQN) hasta una terminal en el puerto de Río Negro. La inversión prevista es de U$S 2.900 millones en los primeros 10 años.
El funcionario participó en la ciudad de Neuquén del evento “Vaca Muerta Insights”. Explicó que “el gobierno genera las condiciones, y grupos de productores deciden asociarse, invertir y conseguir financiamiento de las obras que, si las hiciera el Estado serían más caras, sin duda”.
González (ex CEO de YPF) consideró que “también deberian venir compañias del midstream para hacer este tipo de obras de infraestructura , lo que va suceder en la medida en que bajen las tasas de interés” internacionales.
Acerca del mercado eléctrico, González destacó la decisión de desregulación del sector. “Queremos que la generación pueda contratar su combustible libremente”. Señaló que “hoy tenemos un corsé que se llama Plan Gas y lo vamos a respetar”, en relación a los contratos vigentes desde el anterior gobierno para el abasto de gas para generar a través de Enarsa y Cammesa.
Con relación a las centrales hidroeléctricas del Comahue cuyas concesiones al sector privado desde la década del 90 ya caducaron, González señaló que “estamos cerca de avanzar con la nueva licitación”.
“Nos tenemos que reunir con los gobiernos de Neuquén y de Río Negro para compartir el pliego en preparación y explicarles el modelo de negocios”. “No vamos a licitar la operacion y el mantenimiento sino que vamos a concesionar las cuartro centrales”, puntualizó, en alusión a El Chocón, Alicurá, Piedra del Aguila y Cerros Colorados.
En tanto que Neuquén y Río Negro alojan a dichas centrales, reclaman participar del nuevo esquema, algo que se había acordado durante el gobierno de Alberto Fernández. Reclamaban mayores ingresos a Nación por la energía generada.
Según el Informe de Actividad y Precios de la Energía de marzo de este año, editado por Montamat & Asociados, la Argentina se encuentra en el epicentro de un cambio económico con repercusiones en diversos sectores productivos.
El Informe de Marzo 2025, analiza la evolución del sector energético en un contexto de cambios económicos y regulatorios. Con un enfoque detallado en precios, producción y subsidios, el documento expone la convergencia de los valores locales con las referencias internacionales, el impacto de la Ley de Bases en el mercado petrolero y los desafíos del gas y la electricidad. A través de gráficos y análisis comparativos, el informe proyecta las tendencias clave que definirán la estrategia energética del país en un escenario global dinámico.
En su editorial, expresa que “Como ha señalado el presidente, utilizando una analogía futbolística, el país apenas atraviesa la mitad del primer tiempo de este proceso”. En este contexto, resulta fundamental que los encadenamientos productivos comiencen a explicitar las implicancias de este cambio y definan una agenda clara que guíe las transformaciones en curso. A partir de este marco, se podrá trazar una estrategia que permita mitigar la incertidumbre y canalizar esfuerzos hacia la concreción de un futuro posible, o “futurible”, según la concepción de Bertrand de Jouvenel.
El Informe, pone de relieve que “Uno de los sectores clave en esta transformación es el petrolero, cuyo rumbo ya se encuentra delineado en la Ley de Bases.” Esta normativa impulsa la maximización de la renta petrolera y la internacionalización del mercado, estableciendo precios de referencia globales y consolidando un perfil exportador que fomente el desarrollo intensivo de los recursos mediante inversiones privadas.
Para avanzar en esta dirección, el primer paso es internalizar el concepto de que Argentina es un tomador de precios en el mercado internacional, al igual que ocurre en la agroindustria. En este sentido, es fundamental abandonar la práctica de desvincular los precios internos de los internacionales con objetivos de política interna de corto plazo. Si bien la volatilidad es una característica del mercado energético global, existen mecanismos para mitigar su impacto sin caer en distorsiones artificiales.
Como tomador de precios, Argentina debe adaptar sus prioridades internas a las tendencias globales que influyen en la demanda energética y en la transición hacia fuentes más sostenibles. A pesar de las posturas escépticas sobre el cambio climático, estas transformaciones ya están en marcha y son impulsadas por el mercado más que por regulaciones gubernamentales. Entre las principales tendencias se destacan la reducción de la intensidad energética, la sustitución de carbón por gas natural, la irrupción de energías renovables como la eólica y solar, el avance de la electrificación en el consumo final, la implementación de redes inteligentes y la creciente preferencia por productos con menor huella de carbono.
El seguimiento de estas tendencias es clave para una estrategia exportadora de energía. Aunque el país no fija los precios del crudo o del gas, sí puede influir en la estructura de costos internos. La evolución del Brent y del Henry Hub condiciona el desarrollo de Vaca Muerta, pero factores como la tecnología, la competitividad del costo argentino y la eficiencia empresarial pueden reducir los umbrales de rentabilidad, favoreciendo la viabilidad de los proyectos.
Inversiones
En cuanto a las oportunidades de negocio, la industria petrolera avanza en la superación de cuellos de botella logísticos en Vaca Muerta con el objetivo de duplicar la producción para inicios de la próxima década. No obstante, en el sector del gas aún persisten desafíos internos y externos. A nivel doméstico, es necesario continuar con la recomposición de precios residenciales, eliminar subsidios manteniendo una tarifa social, y fortalecer la institucionalidad de los segmentos regulados. En el plano internacional, el éxito de los proyectos gasíferos dependerá de la capacidad de atraer compradores externos. En este sentido, el proyecto Pan American-Golar para la exportación de GNL ya está consolidado, mientras que la expansión del gasoducto Perito Moreno por iniciativa privada cobra cada vez más relevancia.
En materia de inversiones, Argentina también debe potenciar sus ventajas en energías alternativas. Se ha planteado el desarrollo de pequeños reactores nucleares (SMR), mientras que en biocombustibles surgen oportunidades vinculadas a la producción de combustibles sostenibles para la aviación, cuyo uso será obligatorio en la Unión Europea con una mezcla del 2% en el jet fuel este año, aumentando progresivamente hasta alcanzar el 70% en 2050. A su vez, Brasil impulsa el uso de hidrógeno verde en la producción de acero, y la Patagonia argentina, con sus condiciones eólicas excepcionales, podría posicionarse como un hub estratégico en la producción de hidrógeno y amoníaco para los mercados internacionales.
Por otro lado, la industria eléctrica enfrenta desafíos estructurales que requieren atención inmediata. Se necesitan inversiones en generación, transporte y distribución, lo que exige una reconfiguración del mercado y la recomposición de precios y tarifas. La reconstrucción de la institucionalidad del sector es imperativa, incluyendo la relicitación de concesiones hidroeléctricas y la ejecución de obras de infraestructura clave. Los recientes apagones por fallas en líneas de alta tensión han evidenciado la urgencia de resolver estos problemas para garantizar un servicio confiable y eficiente.
El cambio energético en Argentina no solo representa una oportunidad de crecimiento económico, sino que también es un factor determinante para el desarrollo del país en un contexto global dinámico. La implementación de una hoja de ruta clara y coherente con las tendencias internacionales será fundamental para consolidar un sector energético moderno, competitivo y alineado con las necesidades del siglo XXI.
Índices y precios
Durante el mes de febrero, el Índice Monitor de Disparidad de Precios de la Energía (IMPED) se mantuvo estable, aunque en marzo experimentó un leve retroceso de un punto, ubicándose en 0,36. A pesar de esta baja, el indicador se mantiene alejado de su mínimo de los últimos cinco años, registrado en noviembre del año pasado. Sin embargo, continúa en niveles relativamente bajos en comparación con los de la administración anterior, reflejando la fuerte corrección que se ha producido desde la primera mitad del año pasado, alcanzando niveles de distorsión similares a los de 2019, último año de la gestión Macri.
El precio internacional del Brent, a la baja por tercer mes consecutivo, ha contribuido a sostener la convergencia de los precios locales. La incertidumbre económica global, avivada por la guerra comercial impulsada por Estados Unidos, ha generado temores de desaceleración y encarecimiento en su economía. Esta situación ha llevado a especulaciones sobre posibles recortes en las tasas de interés, así como la flexibilización de los acuerdos de reducción de producción de crudo por parte de la OPEP+, lo que ha presionado los precios a la baja.
En el mercado de crudos, el ICE Brent de referencia registró una caída mensual del 4,3% en febrero, ubicándose apenas por debajo de los US$ 70 por barril en marzo, aunque en los últimos días ha mostrado una leve recuperación. En lo que va del mes, el precio ha descendido un 6%, acumulando una baja del 10% en los últimos dos meses.
Para el crudo Medanito, con un descuento promedio de US$ 2,45 respecto del ICE Brent, la paridad de exportación se estableció el barril en US$ 69,21 en febrero. No obstante, en marzo esta paridad cayó hasta los US$ 64,50 reduciendo casi por completo la brecha con el mercado local, donde en enero se había llegado a pagar US$ 70 en promedio. Actualmente, los productores buscan fijar precios por encima de las paridades sin considerar el efecto 80/20 del Decreto 28/2023, mientras el mercado interno espera la estabilización del Brent antes de cerrar nuevas posiciones.
Las definiciones regulatorias para el mercado petrolero siguen sin concretarse. Mientras los precios convergen, el Gobierno enfrenta el dilema de optar por un esquema intervencionista para garantizar el abastecimiento local o liberar por completo las exportaciones y la explotación de los recursos no renovables, reduciendo el papel del Estado. En este marco, el Decreto 1057/2024 establece los lineamientos para la libre exportación y las reservas obligatorias para el consumo interno. Hasta el momento, el statu quo parece ser la estrategia predominante.
En cuanto al crudo Escalante, la paridad de exportación se ubicó en US$ 70,19/bbl en febrero, con un descuento de US$ 1,42 según Platts, que se redujo a la baja en US$ 0,60. En marzo, el barril cayó por debajo de los US$ 65, su nivel más bajo desde el primer semestre de 2021.
El panorama financiero también ha mostrado volatilidad, con el tipo de cambio contado con liquidación alcanzando los $1.300 y afectando el tipo de cambio blend 80/20. Esto ha incrementado el diferencial de liquidación de exportaciones, superando los US$ 2,50 por barril en los últimos días de marzo y generando dificultades en los acuerdos entre productores y refinadores.
El precio promedio ponderado de adquisición de crudo local se ubicó en US$ 67,8 en febrero, mientras que en marzo ha descendido a US$ 66 por barril, sujeto a la evolución de los futuros del ICE Brent.
Combustibles
En el sector de combustibles líquidos, la política de ajustes en surtidores sigue alineada con el crawling peg y la postergación de los impuestos a los combustibles líquidos y al dióxido de carbono. Aunque esta estrategia ha favorecido la convergencia con las paridades internacionales, los ajustes automáticos han llevado a que los precios locales superen las referencias en algunos segmentos. En febrero, los combustibles Premium se ubicaron un 10% por encima de su paridad de importación, mientras que el gasoil y las naftas grado 2 estuvieron un 4% y 2% por debajo, respectivamente. En marzo, con un incremento del 2% en surtidores, el gasoil grado 2 subió un 4% sobre su paridad y el Premium superó en un 15% la referencia internacional.
En biocombustibles, los precios fueron ajustados un 4% en marzo tanto para biodiésel como para bioetanol. Sin embargo, no se han detallado los criterios utilizados para estos aumentos, generando incertidumbre en el sector. A nivel interanual, el bioetanol ha acumulado un incremento del 27,6%, mientras que el biodiésel se ha ajustado un 22,5%, muy por debajo del aumento del 70% en el precio del aceite de soja, su principal insumo.
En los segmentos de gas y electricidad, las tarifas han permanecido estables en dólares, aunque con ajustes mensuales para el segmento N1, mientras que los aumentos para los demás usuarios continúan postergados. En gas natural, el precio promedio de productor estuvo apenas por debajo de los US$ 3, con compensaciones del Estado en el marco del Plan Gas Ar, garantizando precios de hasta US$ 7,5 el MM/BTU para 2025.
En el mercado externo, el gas natural licuado en Rotterdam (TTF) se cotizó en US$ 15,34 MM/BTU en febrero, mientras que el Henry Hub en Estados Unidos promedió US$ 4,22 MM/BTU. En el ámbito local, desde noviembre no ingresan volúmenes de GNL por buque, con un total de 30 barcos contratados para 2024 a un precio promedio de US$ 12,17 MM/BTU CIF, lo que representa un 62% menos que en 2023.
Las importaciones de gas desde Bolivia han cesado desde diciembre de 2024, un hecho inédito en más de dos décadas. En su lugar, se han realizado compras a Chile, con un precio de US$ 13,9 MM/BTU en febrero, muy superior al último registro de Bolivia a US$ 8,16 MM/BTU CIF.
Por su parte, las tarifas eléctricas han experimentado ajustes en marzo, con un incremento del 2,7% en el cargo variable y un 1,7% en las tarifas totales. La cobertura del costo del sistema ha alcanzado un 85%, mientras que las bonificaciones vigentes han sido modificadas gradualmente, en respuesta a la Resolución 24/2025 de la Secretaría de Energía.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó la necesidad de trabajar como industria para bajar los costos de las empresas de servicios en Vaca Muerta. “No puede ser que con las condiciones económicas actuales las operadoras sigamos pagando costos unitarios (de proveedoras de servicios) más caros que en el Permian. Nosotros tenemos que competir con Estados Unidos y vamos a trabajar para bajar esos costos” afirmó durante su participación en el “Vaca Muerta Insights”, en Neuquén.
El directivo enfatizó al respecto que “tomamos la decisión de patear el tablero y vamos a bajar esos costos para toda la industria, que hoy son hasta 35 % mayores”. “Hablé con los CEOS de las compañías mas grandes (de servicios petroleros en perforación, fracturas) y nos reuniremos pronto para revisar los costos. “Hay herramientas muy importantes que son 300 % mas caros que en Permian”, insistió.
La cuestión de la baja de los costos para producir petróleo y gas es un objetivo constante de la industria, y de hecho han habido muy importantes logros desde el arranque de la actividad, por caso en Vaca Muerta. Pero esta cuestión es crucial al considerar las inversiones en la infraestructura necesaria para incrementar la producción, procesarla, transportarla, y exportarla, en momentos de fuertes cambios en los mercados internacionales del crudo y del GNL.
Marín detalló que la compañía trabaja con el objetivo de alcanzar una producción de 200 mil barriles de crudo día aproximadamente hacia fin de año. En este escenario, el proyecto del oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) se convierte en estratégico para toda la industria ya que pone fin definitivamente al cuello de botella actual en el transporte de petróleo.
“La cuenca podría estar produciendo y exportando 1.5 millones de barriles en los próximos años”, afirmó Marín.
También, se refirió a las oportunidades que se le abren al país por el proyecto Argentina LNG (de producción y exportación). “Estamos muy avanzados para lograr las tres fases del proyecto: La primera con PAE, Pampa (Energía), Harbor y Golar; la segunda con Shell y tres supermajors como compradores; y una tercera, que podría avanzar rápidamente”, describió Marín. Y refirió que “Esperamos tener firmados los acuerdos finales de inversión durante el año que viene”.
“El objetivo es que Argentina exporte 30 mil millones de dolares en hidrocarburos a partir de 2031”, reiteró.
En cuanto a la actividad de YPF costa afuera, Marín hizo hincapié en la exploración prevista en el off shore profundo (áreas de gran sedimentación y de alta permeabilidad) en el Mar Argentino junto con Equinor, y en Uruguay, donde la compañía accedió a un área de 17 mil kilómetros cuadrados de superficie. Señaló al respecto que “no tenemos ningna negociacion abierta con Petrobrás para perforar en aguas profundas y estamos procurando una asociación con otra operadora de experiencia internacional”.
El directivo hizo especial hincapié en que “Para lograr este nivel de actividad, es clave la capacitación técnica. Toda la industria tiene que apoyar la creación del Instituto Vaca Muerta, no podemos ser competitivos si no capacitamos y cuidamos a los trabajadores”, señaló el CEO de YPF.
Marín destacó “el rol del gobierno nacional (Javier Milei) para generar las condiciones de desarrollo de la industria y la apertura de los mercados”.
La retirada de las áreas maduras
Marín reiteró el objetivo de que “este año YPF quede afuera” de la producción convencional en yacimientos hidrocarburíferos maduros en varias cuencas. Describió en este sentido avances en los procesos de cesión de áreas (Plan Andes) a otras operadoras en Mendoza, en Neuquén, en Río Negro y en Chubut.
“En Santa Cruz y en Tierra del Fuego estamos negociando con los gobiernos provinciales” (que condicionan la decisión) explicó Marín. Consideró que “YPF salió tarde de algunos campos maduros en estas provincias”, y aseveró que se toma en cuenta “salir, lógicamente, con paz social” .
En alusión a estas dos provincias agregó que “Estamos saneando el medio ambiente en cabeza de YPF y cuando hagamos la saneamiento avanzaremos con la reversión” (de las áreas a las provincias). “Infiero que la política jugó fuerte para que YPF (de mayoría accionaria estatal) haya perdido plata durante muchos años manteniendo estas locaciones”, señaló Marín.
Clusterciar Nació como compañía de ingeniería hace más de 30 años y es hoy un grupo de organizaciones formado por empresas y una fundación, enfocada en la educación, que busca ser socio estratégico en la promoción de servicios competitivos y la formación de talentos para sectores clave. Su trayectoria y su visión, reflejadas en el relanzamiento de su marca.
Lo que comenzó en 1992 como un pequeño centro de computación en Cipolletti, Río Negro, se convirtió hoy en un ecosistema para potenciar el desarrollo eficiente y competitivo de Vaca Muerta y promover la formación educativa a nivel regional. Con el relanzamiento de su marca, Clusterciar refleja esa evolución y su posicionamiento como socio estratégico para los proyectos de las operadoras y empresas de servicios de Oil & Gas, minería e industria en Argentina.
“Estamos posicionados de manera única para acompañar el desarrollo de estos sectores estratégicos para el país. Generamos una propuesta de valor variada e integral para ser más eficientes y competitivos, y tenemos una trayectoria extensa, un equipo formado y talentos especializados para ofrecer hoy mismo a nuestros clientes”, señala Francis Rimmele, fundador y presidente de Clusterciar. “Este cambio de imagen muestra también cómo nos estamos repensando de adentro hacia afuera; refleja nuestro propósito intrínseco, que es desafiar el paradigma del grupo empresario, potenciando la energía de las personas para impulsar el desarrollo sostenible de nuestros clientes”, afirma.
La transformación de Clusterciar se dio en paralelo al crecimiento de la Cuenca Neuquina en las últimas décadas. A medida que el desarrollo de Vaca Muerta fue demandando nuevos servicios, el grupo respondió rápidamente para satisfacer las demandas de sus clientes: creando Ciar (ingeniería) primero, sumando luego a Trace Group (inspección y supervisión técnica), RSN Gestión (provisión de talento tercerizado) y finalmente, AlitáWare (soluciones tecnológicas) y la marca Clusterciar Global para conectar su variada oferta de servicios con el mundo. Este crecimiento siempre estuvo acompañado por un fuerte compromiso social, a través de la Fundación Potenciar, que desde 2006 trabaja en la educación y el desarrollo integral de las personas.
“Nuestro ecosistema nos permite ofrecer soluciones end-to-end que combinan ingeniería, supervisión técnica, talento especializado y tecnología de vanguardia”, afirma el CEO de las Empresas de Clusterciar, Gerardo Ardiani. “Cada empresa de Clusterciar ha madurado y desarrollado su propio ADN, manteniendo al mismo tiempo los valores comunes del grupo: la seguridad de las personas como prioridad, el enfoque orientado al cliente, la búsqueda de la eficiencia y la competitividad y el valor de la formación y la capacitación constantes”, apunta.
Con más de 850 colaboradores distribuidos en más de 10 locaciones, Clusterciar ha participado en más de 1.000 proyectos para las principales operadoras del mercado energético. Su impacto, sin embargo, va más allá del sector: a través de la Fundación Potenciar, el grupo ha desarrollado programas educativos que abarcan desde el nivel inicial hasta el terciario, incluyendo el recién inaugurado Instituto Potenciar Italiano (IPI) en Cinco Saltos. Con una nómina de más de 750 estudiantes entre todas sus instituciones académicas, y una proyección de llegar a 1600 estudiantes en los próximos 4 años, su propósito es contribuir al crecimiento sostenible de la región norpatagónica, potenciando el desarrollo educativo y contribuyendo al mismo tiempo a la formación de talentos para la industria.
“Entendimos que nosotros mismos teníamos que ser parte del desarrollo sostenible que queríamos para la región”, cuenta Andrea Segovia, Directora Ejecutiva de la Fundación de Clusterciar. “Uno de los desafíos que vimos desde el principio fue la demanda creciente de capital humano que iba a traer el sector y respondimos creando programas de formación y un instituto educativo para promover el desarrollo educativo regional y formar esos talentos especializados“, señala.
Con una trayectoria de más de 30 años y la mirada puesta en el futuro, Clusterciar seguirá aportando su equipo de talentos, su experiencia y su visión estratégica para promover y acompañar el crecimiento productivo de la región y potenciar el desarrollo energético sostenible del país.
DATOS RELEVANTES
● Fundada en 1992 en Cipolletti, Río Negro ● Presente en más de 10 ciudades ● +850 empleados ● +1.000 proyectos terminados ● Clusterciar está integrado hoy por las empresas Ciar, Trace Group, AlitáWare, RSN Gestión y Clusterciar Global. ● A través de Fundación Potenciar, desarrolla programas educativos que abarcan desde el nivel inicial hasta el terciario, incluyendo el recién inaugurado Instituto Potenciar Italiano en Cinco Saltos.
ACERCA DE CLUSTERCIAR Clusterciar conforma un ecosistema de empresas dinámicas y especializadas que proveen servicios bajo los más rigurosos estándares de calidad con el propósito de ser un socio estratégico de las operadoras y empresas de servicios de Oil & Gas, minería e industria. Con más de 30 años de trayectoria, el grupo está integrado por: ● Ciar, que ofrece servicios de ingeniería para el desarrollo y realización de proyectos. ● Trace Group, que aporta especialistas en supervisión e inspección técnica para la industria. ● RSN Gestión, que brinda soluciones integrales de management y outsourcing de recursos especializados. ● AlitáWare, enfocada en el desarrollo de software y servicios integrales en tecnología de la información. ● Fundación Potenciar, dedicada al desarrollo integral de las personas a través de la educación, la formación y la capacitación.
Con delegaciones de 12 países de América latina, empresarios de estaciones de servicio, funcionarios y representantes de principales petroleras participarán de la 64 Edición de la Comisión Latinoamericana de Empresarios de Combustibles (CLAEC), que se realizará del 26 al 28 de marzo en la ciudad de Buenos Aires.
La potencialidad del GNC, los costos y aspectos laborales en las estaciones, y la aplicación de IA en el sector serán los ejes centrales de este encuentro. El acto de apertura se realizará a las 19, en el Hotel Marriot Buenos Aires (Carlos Pellegrini 551).
Esta previsto que hablen en el acto el secretario general permanente y el presidente saliente de la CLAEC, Daniel Añon y Carlos Guimaraes, respectivamente; el presidente de CECHA, Isabelino Rodriguez; y el secretario de Relaciones Institucionales de la CECHA y presidente entrante de la CLAEC, Carlos Gold.
También estarán representantes de las principales compañías petroleras, como Mauricio Martín, director suplente de YPF y vicepresidente ejecutivo de Midstream y Downstream; Andrés Cavallari, CEO de Raizen Argentina; Santiago Zubizarreta, director general de Trafigura argentina; Hugo David, director Comercial y de Relaciones Institucionales de DAPSA; y Eduardo Torras, gerente general de Delta Patagonia.
La CLAEC reúne a entidades representativas de expendedores de combustibles de la región y después de ocho años, Argentina volverá a ser sede de su encuentro anual. En esta oportunidad, el evento contará con la presencia de delegaciones provenientes de República Dominicana, El Salvador, Costa Rica, Guatemala, Perú, Brasil, Colombia, Ecuador, México, Paraguay, Uruguay y Honduras, además de referentes de cámaras y federaciones de toda la Argentina nucleadas en la CECHA.
Los participantes debatirán sobre los principales desafíos que enfrenta el sector en la región. La primera mesa de trabajo será sobre la Potencialidad del GNC, las políticas y regulaciones vigentes, la penetración del gas vehicular en el parque automotor y sus estadísticas, su demanda ante escenarios de reemplazo de combustibles líquidos y su capacidad de incidencia y sostenibilidad en contraste con la promoción de los autos electricos o hibridos.
La segunda mesa de trabajo estará dedicada a los Costos y aspectos laborales que afectan a la actividad. Se debatirá la planificación del negocio, incluyendo la dotación de personal, los requisitos de capacitación y los exámenes preocupacionales.
Un punto central de discusión será la jornada laboral, con especial atención a las exigencias legales y la conveniencia de turnos fijos o rotativos. También se abordará la posibilidad de implementar el autoservicio, un tema que genera debate por las regulaciones vigentes y el impacto en el empleo.
El tercer eje del debate girará en torno a la aplicación de inteligencia artificial en el sector. Se discutirán los avances tecnológicos en métodos de pago, incluyendo el uso de reconocimiento facial y financiamiento bancario integrado.
En las tiendas y playas de combustibles, la IA ofrece herramientas para optimizar la gestión de inventarios, automatizar el cobro de productos y mejorar la experiencia del cliente mediante recomendaciones personalizadas. También se explorarán soluciones para la seguridad, como el reconocimiento de actitudes sospechosas, la detección de incendios y la utilización de bases de datos para prevenir incidentes.
“Si beneficia a Neuquén vamos a estar acompañándolos y esa es la misma forma de trabajo que nosotros queremos con la industria”, aseguró el gobernador Rolando Figueroa a empresarios del sector durante un almuerzo del Club del Petróleo en la Ciudad de Buenos Aires.
El mandatario ratificó la defensa de los recursos neuquinos y comprometió apoyo a las empresas para poder generar beneficios mutuos.
“Creemos que si llegamos al 2030 como todos pensamos, triplicando la cantidad de petróleo, triplicando la cantidad de gas producida vamos a poder generar 30 mil millones de dólares”, sostuvo el gobernador y aclaró: “Con la industria somos socios con diferentes objetivos, las empresas quieren ganar dinero y nosotros queremos que a la provincia de Neuquén le vaya bien”.
El gobernador se refirió a las áreas que fueron distribuidas en determinado momento para Vaca Muerta y pidió disminuir su tamaño “para poder exigirle a las empresas que hagan las inversiones”. “Tenemos que extender las inversiones en Vaca Muerta y para eso vamos a invitar a otras empresas y vamos a generar nuevas oportunidades”, remarcó.
Figueroa remarcó la importancia de garantizar mejor infraestructura dentro del área de Vaca Muerta y trabajar en un “win win” para mejorar la competitividad. “Hay que hacer las rutas y hay rutas que las utiliza solamente la industria. En esa etapa creo que tenemos que trabajar juntos”, señaló.
Agradeció también el respaldo de las empresas operadoras al plan provincial de becas Gregorio Álvarez, y convocó a las empresas de servicio para sumarse al programa.
Figueroa remarcó la importancia de confiar en la mano de obra neuquina para no dañar las finanzas de la provincia. “Tenemos que realizar un esfuerzo compartido entre todos para poder lograr que nuestra gente se pueda preparar y eso abastezca la demanda de mano de obra que tiene y va a seguir teniendo Vaca Muerta”, recalcó.
Por Gerardo Gómez, Country Manager de Naturgy Argentina
Por Gerardo Gómez, Country Manager de Naturgy Argentina
Estamos en un momento clave para el sector energético en todos los continentes. La transición energética es la gran oportunidad para mejorar el servicio, ser más eficientes e impulsar el crecimiento sostenible. Y si nos centramos en Argentina el desarrollo de Vaca Muerta y las infraestructuras necesarias para el transporte de gas y petróleo son los aspectos fundamentales para impulsar el crecimiento económico, siendo una oportunidad inigualable.
Hoy las empresas de servicios públicos tenemos claro que la innovación, la excelencia y una perspectiva más humana en la gestión son claves para contribuir a un mundo más sostenible. Y en este escenario, la tecnología es un aliado indiscutible.
El proceso de reordenamiento tarifario le permitirá a las empresas del sector del gas y electricidad, encarar una agenda de modernización para sumarse a las nuevas tendencias y adoptar tecnologías que mejoren la satisfacción de los clientes y aporten eficiencias que redundarán en tarifas más accesibles. Los planes de inversión, en esta etapa, estarán enfocados en mejorar el servicio, optimizar la eficiencia del consumo y adaptarse a los cambios que nos presenta una nueva matriz energética en el mundo, sumado al cambio de hábitos de los consumidores que esperan respuestas inmediatas y soluciones en tiempo real.
En este contexto, particularmente Naturgy Argentina está transitando un proceso de transformación interno debido a la unificación de la marca para las empresas que operan en el país: Naturgy BAN, Gasnor y Energía San Juan que ahora funcionan bajo la denominación Naturgy Argentina. Este paso nos permitió unificar procesos y llevar adelante una estrategia integrada para mejorar la calidad de servicio y la experiencia de los usuarios.
En relación con la tecnología aplicada a la atención al cliente, implementamos herramientas digitales para facilitar y optimizar la gestión, como la factura electrónica, la oficina virtual y los centros de atención cognitivos que utilizan IA para resolver las consultas. Y en paralelo, impulsamos la autogestión con un acompañamiento sistemático. Asimismo, con relación a la tecnología aplicada a la operación, incorporamos la modalidad remota para actividades técnicas que nos permiten mejorar la eficiencia y productividad, y encontrar soluciones más rápidas.
Al ser parte de un Grupo Multinacional líder en distribución y comercialización de gas y electricidad nos nutrimos de los desarrollos que desde Naturgy Energy Group están encarando para afrontar la transición energética, teniendo en cuenta que apostamos decididamente a la digitalización de procesos y la utilización de Inteligencia Artificial.
Para integrar la IA en Naturgy hemos diseñado una estrategia clara, enfocada en fomentar el conocimiento. A través de la Digital Academy, tenemos acceso a contenidos para el desarrollo de competencias en digitalización y en IA; para impulsar casos de uso alineados a los objetivos de negocio y promover sus posibilidades y los riesgos que conlleva; y para asegurar un uso responsable de la tecnología.
Así nació FactorIA, nuestro centro de referencia para la adopción de la IA en toda la organización, basado en tres pilares: formar, hacer y promover. Desde FactorIA, apoyamos a las unidades de negocio en la implementación de iniciativas de IA, maximizandoel rendimiento de los modelos disponibles y explorando las tendencias y evoluciones futuras del mercado
Por lo tanto Argentina tiene los recursos y la oportunidad para el desarrollo del sector energético y para acompañar estos cambios tecnológicos que mejoran el servicio y la calidad de vida de las personas, es fundamental modernizar los marcos regulatorios para incentivar la inversión y otorgar previsibilidad al negocio. Tanto el marco regulatorio del servicio de gas como el eléctrico datan de 1992 y si bien se fueron haciendo algunos cambios y ajustes con el correr del tiempo, podemos decir que aún no se adaptaron a la evolución tecnológica que ya estamos atravesando.
Argentina necesita una normativa que interprete la llegada de la tecnología. Se abre una gran oportunidad para el sector energético si logramos acoplarnos a la transición mundial que sin dudas repercutirá en mejores niveles de prestación del servicio para los usuarios y en el crecimiento y desarrollo económico para el país.
La Cámara Alta debate un proyecto de ley que propone eximir del impuesto al gas natural distribuido por redes para su uso como Gas Natural Comprimido en varias provincias del país.
Según informó el sitio “Surtidores”, el sector de estaciones de servicio sigue con atención el tratamiento legislativo de esta iniciativa, que podría impulsar la demanda de GNC en las regiones beneficiadas al aliviar la carga impositiva sobre el transporte de gas por redes.
La propuesta, impulsada por la senadora rionegrina Silvia García Larraburu, busca equilibrar los precios del combustible en el interior con los vigentes en el Área Metropolitana de Buenos Aires, donde el GNC es significativamente más económico.
El proyecto plantea la incorporación del Artículo 10 bis a la Ley Nº 23.966, estableciendo la exención impositiva para el gas natural destinado a GNC en las provincias de Neuquén, La Pampa, Río Negro, Chubut, Santa Cruz, Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, además del Partido de Patagones en Buenos Aires y el Departamento de Malargüe en Mendoza.
El GNC frente a desafíos estructurales
La industria del Gas Natural Comprimido atraviesa un período de dificultades marcadas por la falta de incentivos, financiamiento y coordinación entre los actores del sector. Gustavo Frontera, especialista en la materia, analiza los desafíos y oportunidades que enfrenta el GNC en Argentina.
La medida propuesta busca aliviar la carga económica de los usuarios del interior, quienes enfrentan costos de movilidad considerablemente más altos que en el AMBA. La senadora García Larraburu enfatizó el impacto positivo que tendría en las estaciones de servicio, preocupadas por la disparidad de precios en todo el país.
“La desigualdad en el costo del GNC impulsa a los usuarios a optar por combustibles líquidos, afectando la rentabilidad de las bocas de expendio que dependen del gas automotor”, advirtió la legisladora.
Los taxistas y conductores de flotas de transporte figuran entre los más perjudicados por esta situación. “En las provincias patagónicas, los taxistas deben cargar GNC varias veces al día, afrontando costos mucho más elevados que en Buenos Aires”, explicó. Asimismo, destacó que la extensión territorial y las bajas temperaturas convierten el uso del automóvil en una necesidad básica y no en un lujo.
Un debate con antecedentes y perspectivas
La senadora García Larraburu ya había presentado iniciativas similares en 2018 y 2023, aunque hasta ahora no había conseguido el respaldo necesario para su aprobación. Su argumento central radica en la falta de equidad en la política impositiva, dado que la Ley Nº 27.209, sancionada en 2015, eximió del impuesto a los combustibles líquidos a varias provincias del interior, pero no incluyó al GNC.
“El gas es un insumo fundamental en el interior del país, y las estaciones de servicio necesitan reglas claras para continuar invirtiendo y asegurando el suministro”, concluyó la senadora del Bloque Unidad Ciudadana.
Fundación YPF lanzó la inscripción a la cuarta edición de Ingenias+, una serie de cursos gratuitos de programación, datos y diseño web para mujeres de más de 18 años.
Los cursos disponibles son de Desarrollo Web Frontend, Diseño UX/UI, Data Analytics, Ciberseguridad, Desarrollo Backend, y Data Science, para mujeres que estén dando sus primeros pasos en el mundo de la tecnología.
Pueden anotarse mujeres que viven en las localidades de La Plata, Luján de Cuyo, Cutral Có, Plaza Huincul, Rincón de los Sauces, Añelo, Neuquén Capital y Sierra Grande.
El plazo para inscribirse a los cursos, que se dictarán dos veces por semana de forma virtual, es hasta el 26 de marzo, ingresando a ingenias.educalabs.org
Estos cursos forman parte de Ingenias, el programa de Fundación YPF que promueve el ingreso de mujeres al mundo de la ciencia y la tecnología desde los 12 años.
El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas para el período 31/03 al 13/04/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 31 ofertas que totalizaron un volumen de gas de 17.350.000 metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 2,70 por Millón de BTU en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), y de U$S 3,62 MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.
Un total de 11 ofertas llegaron desde productores en Neuquén (5.550.000 m3/d), 8 ofertas desde Tierra del Fuego (7.500.000 m3/d), 5 ofertas desde Noroeste (1.600.000 m3/d), 3 ofertas desde Santa Cruz (1.400.000 m3/d) y 4 ofertas desde Chubut (1.300.000 m3/d).
Edison Energía S.A, liderada por los hermanos Neuss, inversores corporativos como Inverlat Investments y diversos inversores particulares tales como Ruben Cherñajovsky y Luis Galli entre otros, ha adquirido recientemente el control de la Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán (EDET), la Empresa Jujeña de Energía (EJESA), Líneas de Transmisión del Litoral (LITSA) y la generadora hidroeléctrica CEMPSA en Mendoza.
“Con esta operación, la compañía, respaldada por un importante capital argentino, se compromete a realizar una inversión significativa en infraestructura energética, con un plan de inversión de más de 300 millones de dólares en los próximos cinco años”, comunicó la compañía.
La transacción busca fortalecer la presencia regional del grupo, optimizar la gestión operativa y garantizar un suministro eléctrico eficiente y sustentable en provincias clave del país como Jujuy, Tucumán y Mendoza, apostando además por la transición hacia energías limpias.
La inversión estará orientada tanto a la distribución eléctrica como al transporte eléctrico a través de Distribución Troncal, buscando una mejora sustancial en la eficiencia y calidad del servicio para los usuarios, se indicó.
“La decisión estratégica de conformar Edison Energía S.A. surge como respuesta proactiva ante la salida de actores internacionales del mercado argentino, reafirmando así la confianza del grupo en el potencial económico local. En este sentido, Edison Energía S.A. mantendrá la continuidad operativa, preservará las fuentes laborales y realizará inversiones significativas en infraestructura tecnológica y sostenible”, se describió .
El grupo inversor, conformado entre otros por la familia Neuss e Inverlat Investments (liderado por Carlos Giovanelli, Damián Pozzoli, Guillermo Stanley y Federico Salvai), cuenta con una vasta experiencia en el sector energético, se detalló. La familia Neuss, actualmente participa en la distribuidora de energía de la provincia de Río Negro, que anteriormente estuvo bajo la propiedad de Inverlat. Este último, con una trayectoria que data desde 2003, destaca como sus principales inversiones al día de hoy Havanna y Aspro Servicios Petroleros.
El ministerio de Energía y Recursos Naturales del Neuquén informó que la producción de petróleo en la provincia durante el mes de febrero de 2025 alcanzó los 463,16 miles de barriles por día (bbl/d); lo que representa un aumento de 0,11 % respecto al mes de enero último. Y en comparación con el mismo mes pero de 2024, la producción de petróleo se incrementó 21,38 por ciento.
Asimismo, se indicó que en el período bimestral enero-febrero de 2025, la producción de petróleo fue 20,38 % superior en comparación con el mismo lapso de 2024. Al respecto se describió que tal incremento en la producción de petróleo se debe principalmente al aumento en las siguientes áreas productivas:
Loma Campana (+4947 bbl/d) Loma La Lata – Sierra Barrosa (+3953 bbl/d) Puesto Parada (+3124 bbl/d) Coirón Amargo Sureste (+1167 bbl/d) Aguada del Chañar (+1157 bbl/d)
Por otro lado, la producción de gas en febrero último fue de 97,62 millones de metros cúbicos por día (MMm³/d), lo que representa un aumento del 5,62 % respecto a enero de 2025. En comparación con el mismo mes de 2024, la producción de gas se incrementó 9,22 por ciento.
En el acumulado de enero y febrero últimos la producción de gas registró una suba de 9,13 % comparada con el mismo bimestre de 2024. Este aumento se debe principalmente a la mayor producción en las siguientes áreas:
El Mangrullo (+2,28 MMm³/d) Fortín de Piedra (+1,73 MMm³/d) Rincón del Mangrullo (+1,18 MMm³/d) La Calera (+0,54 MMm³/d) Loma La Lata – Sierra Barrosa (+0,49 MMm³/d)
Desde el Ministerio se destacó que la extracción no convencional representa el 95,31 % de la producción total de petróleo y el 88,56 % de la producción de gas en la provincia.
Con delegaciones de 12 países de América latina, empresarios de estaciones de servicio, funcionarios y representantes de las principales petroleras participarán de la apertura de la 64 edición de la Comisión Latinoamericana de Empresarios de Combustibles (CLAEC), que se realizará del 26 al 28 de marzo en la ciudad de Buenos Aires.
La potencialidad del GNC, los costos y aspectos laborales en las estaciones, y la aplicación de IA en el sector serán los ejes centrales de este encuentro.
El encuentro que se desarrollará en el Hotel Marriot Buenos Aires comenzará el miércoles 26, a las 19, con el acto de apertura a cargo del secretario general permanente y el presidente saliente de la CLAEC, Daniel Añon y Carlos Guimaraes, respectivamente; el presidente de CECHA, Isabelino Rodriguez; y el secretario de Relaciones Institucionales de la CECHA y presidente entrante de la CLAEC, Carlos Gold.
También estarán presentes el diputado nacional (LLA) Gabriel Bornoroni y representantes de las compañías YPF, Raizen, Axion Energy, Trafigura Argentina, Delta Patagonia y Dapsa.
La CLAEC reúne a entidades representativas de expendedores de combustibles de la región y después de ocho años, Argentina volverá a ser sede de su encuentro anual. En esta oportunidad, el evento contará con la presencia de delegaciones de República Dominicana, El Salvador, Costa Rica, Guatemala, Perú, Brasil, Colombia, Ecuador, México, Paraguay, Uruguay y Honduras.
Los delegados de los países participantes debatirán sobre los principales desafíos que enfrenta el sector en la región. La primera mesa de trabajo será sobre la Potencialidad del GNC, las políticas y regulaciones vigentes, la penetración del gas vehicular en el parque automotor y sus estadísticas, su demanda ante escenarios de reemplazo de combustibles líquidos y su capacidad de incidencia y sostenibilidad en contraste con la promoción de los autos electricos o hibridos.
La segunda mesa de trabajo estará dedicada a los Costos y aspectos laborales que afectan a la actividad. Se debatirá la planificación del negocio, incluyendo la dotación de personal, los requisitos de capacitación y los exámenes preocupacionales.
Un punto central de discusión será la jornada laboral, con especial atención a las exigencias legales y la conveniencia de turnos fijos o rotativos. También se abordará la posibilidad de implementar el autoservicio, un tema que genera debate por las regulaciones vigentes y el impacto en el empleo.
El tercer eje del debate girará en torno a la aplicación de inteligencia artificial en el sector. Se discutirán los avances tecnológicos en métodos de pago, incluyendo el uso de reconocimiento facial y financiamiento bancario integrado.
En las tiendas y playas de combustibles, la IA ofrece herramientas para optimizar la gestión de inventarios, automatizar el cobro de productos y mejorar la experiencia del cliente mediante recomendaciones personalizadas. También se explorarán soluciones para la seguridad, como el reconocimiento de actitudes sospechosas, la detección de incendios y la utilización de bases de datos para prevenir incidentes.
Con el propósito de fortalecer las condiciones de empleabilidad y el desarrollo técnico de los neuquinos y neuquinas, el gobernador Rolando Figueroa y el ministro de Trabajo y Desarrollo Laboral, Lucas Castelli, firmaron un convenio con el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) a través del cual, con el patrocinio de Shell Argentina, se potenciarán capacitaciones orientadas a la industria hidrocarburífera.
El IAPG se comprometió a promover acciones conjuntas de colaboración y complementación para la realización de actividades destinadas al desarrollo técnico, la excelencia profesional y la divulgación de actividades relacionadas con las áreas vinculadas a la industria.
Asimismo, Shell Argentina patrocinará el programa Emplea Neuquén, con el fin de que el Instituto pueda realizar un aporte de 150.000 dólares al Plan de Capacitaciones para la formación técnico-profesional.
La selección de temas para las capacitaciones será específica para la industria de hidrocarburos, teniendo en cuenta las demandas del sector identificadas en las mesas de diálogo social, en el consejo sectorial de hidrocarburos y las que surgieron por medio del trabajo territorial.
Por otra parte, el gobernador Figueroa firmó un convenio con el gerente general de Pluspetrol, Julián Escuder, por el cual la empresa se incorporará como “aliado platino” y aportará un millón de dólares para el plan provincial de Becas “Gregorio Álvarez”. Además, el gobernador suscribió un acuerdo con el titular del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), Ernesto López Anadón, y esa entidad sumará otros 250.000 dólares.
“Este respaldo representa un reconocimiento a la seriedad, el profesionalismo y la transparencia con los que hemos gestionado esta iniciativa desde el primer día, así como al compromiso de las empresas que continúan apoyando esta política educativa”, destacó el gobernador tras la firma de los acuerdos en la ciudad autónoma de Buenos Aires.
Los aportes, al igual que los que realizan otras empresas, permiten dar continuidad a una política educativa diseñada por el gobernador Figueroa, que a lo largo de 2024 garantizó la inclusión de todos los neuquinos en edad escolar, independientemente de la región, ciudad, pueblo o paraje en el que residen.
Durante el año pasado, el programa alcanzó a un total de 19.232 becarios de todos los niveles educativos en toda la provincia. Para este año el gobierno, a través del ministerio de Educación, dio a conocer que el beneficio se duplicará en sus montos, respondiendo al proceso inflacionario.
Figueroa indicó que, de esta forma, la empresas y el IAPG “reafirman el compromiso con el trabajo que llevamos adelante generando nuevas oportunidades de estudio y formación en toda la provincia”.
Marzo de 2025 registra un fuerte incremento en los costos de servicios esenciales
El informe del Observatorio de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP) de la UBA-CONICET revela que en marzo de 2025 los hogares del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) experimentaron un aumento significativo en el costo de los servicios públicos. La canasta de servicios públicos, que incluye electricidad, gas, agua potable y transporte, alcanzó un valor mensual de $146.641, lo que representa un incremento del 7,7% respecto de febrero y un 92% en comparación con el mismo mes del año pasado.
Un golpe al bolsillo: los aumentos en cada servicio
Los aumentos tarifarios explican gran parte del encarecimiento de la canasta de servicios públicos. En marzo, los incrementos más notables fueron:
Gas natural: la tarifa subió un 14,5% en el mes y un 537% en comparación con marzo de 2024.
Agua potable: el costo aumentó un 11,8% mensual y un 330% interanual.
Energía eléctrica: registró un alza del 4,7% en marzo y un 46% en un año.
Transporte: los boletos de colectivos en el AMBA subieron un 10% mensual, acumulando un incremento interanual del 45%.
Canasta de los servicios públicos con estacionalidad y sin subsidios | AMBA
El peso de los subsidios: un sistema en transformación
El informe también destaca la reducción en los subsidios estatales a los servicios públicos, lo que ha impactado directamente en los costos que enfrentan los hogares. En lo que va del año, los subsidios reales cayeron un 59%, con una disminución del 52% en transporte y del 63% en energía.
El nivel de cobertura tarifaria promedio indica que los usuarios del AMBA pagan el 54% de los costos reales de los servicios públicos, mientras que el Estado financia el 46% restante. No obstante, esta proporción varía según el tipo de servicio y el nivel de ingresos del usuario.
Subsidios energéticos y transporte: una política en redefinición
Dentro del sector energético, las transferencias a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) aumentaron un 23% en términos nominales, aunque en valores reales cayeron un 23%. En contraste, los subsidios a Energía Argentina S.A. (ENARSA) se redujeron drásticamente en un 98%.
En cuanto al transporte, los subsidios a este sector representaron el 46% de las transferencias estatales y se redujeron un 52% en términos reales. La mayoría de esta disminución provino del Fondo Fiduciario del Sistema de Infraestructura del Transporte, que recortó sus subsidios un 61% en el último año.
Impacto en los salarios y el poder adquisitivo
El peso de la canasta de servicios en el salario promedio registrado se ubica en el 11,3%. Entre los servicios, el transporte representa el 41% del gasto, superando a la suma de los costos de gas y electricidad.
Para los hogares de altos ingresos (N1), las tarifas cubren el 100% del costo de los servicios eléctricos y un 86% en gas. En cambio, los usuarios de menores ingresos (N2) solo pagan el 29% de la electricidad y el 30% del gas, mientras que el resto es subsidiado por el Estado.
Perspectivas y proyecciones
Los aumentos tarifarios seguirán impactando el costo de vida en el AMBA. Se prevé que los subsidios continúen reduciéndose, lo que podría significar nuevas subas en las facturas de los hogares. En el transporte, se espera que la tarifa de colectivos y subtes continúe su ajuste, con aumentos indexados al IPC nacional.
El desafío para los próximos meses será equilibrar la necesidad de actualizar tarifas con la capacidad de pago de los hogares y la sostenibilidad del sistema de subsidios, en un contexto de inflación y presión sobre el gasto público.
Tenaris anuncia la incorporación de un nuevo set de fractura hidráulica en Vaca Muerta, más moderno, eficiente y con una potencia superior a los disponibles del mercado. El proyecto implica una inversión de 110 millones de dólares, continuando el camino para consolidar a la compañía como uno de los actores más relevantes del mercado de servicios para pozos no convencionales. Esta inversión también contempla la incorporación de un nuevo set de coiled tubing, por lo que la compañía pasará a contar con tres sets de fractura hidráulica y tres sets de coiled tubing.
El objetivo es abastecer la demanda creciente de este tipo de operación en la Cuenca Neuquina, donde se encuentra la segunda reserva más grande de gas no convencional y la cuarta de petróleo no convencional del mundo, clave para el desarrollo energético e industrial de la Argentina.
Esta inversión consolida a Tenaris como uno de los actores más relevantes del mercado de servicios para pozos no convencionales. La decisión busca dar respuesta a la demanda creciente de este tipo de operaciones en la Cuenca Neuquina, donde se encuentra la segunda reserva más grande de gas no convencional y la cuarta de petróleo no convencional del mundo.
“Para 2026 habremos invertido más de 240 millones de dólares para brindar servicios en proyectos de explotación no convencional desde que tomamos la decisión estratégica de adquirir nuestros primeros sets de fractura hidráulica y coiled tubing en 2020” expresó Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris para Cono Sur.
Tenaris conjuga know how industrial, de operación y de gestión de servicios, diferencial que ninguna otra compañía puede ofrecer. Desde el comienzo de la operación de esta unidad de negocios, ya superó las 5.000 fracturas y, con el tercer set de fractura hidráulica, Tenaris se posicionará como el tercer proveedor de este servicio más importante del país, reafirmando el compromiso con sus clientes y el crecimiento de Vaca Muerta.
El nuevo set de fractura que estará sumando Tenaris contará con 28 bombas y un total de 70.000 hhp. Además, incorporará la tecnología DGB TIER IV que le permite mejorar su eficiencia (como fuente de energía incorpora el uso de GNC reduciendo el consumo de diésel en un 70%). Este será el primer set en el país con esta tecnología y se espera que esté operativo a principios de 2026.
En paralelo, Tenaris está finalizando la construcción de una nueva base en Vista Alegre, Neuquén, la cual se estima que esté operativa durante el primer semestre del año.
De esta manera, Tenaris busca posicionarse como una de las empresas líderes en eficiencia y calidad de servicio, apoyándose en el soporte técnico de su Centro de Investigación y Desarrollo, las capacidades de su gente, sus equipos y la digitalización de las operaciones.
Sobre Tenaris
Tenaris es líder global en la producción y abastecimiento de tubos de acero y servicios asociados para la industria de la energía y otras aplicaciones industriales. Opera una red integrada de fabricación, investigación, terminación y servicios, con instalaciones en América, Europa, Medio Oriente, Asia y África, y con presencia directa en los mayores mercados de petróleo y gas del mundo. Su equipo está conformado por más de 23 mil personas de 80 nacionalidades diferentes. En 1954 se fundó el primer centro industrial de la compañía en Campana, norte de la provincia de Buenos Aires. Hoy, Tenaris cuenta en el país con una capacidad productiva anual de 1.3 millones de toneladas, emplea de forma directa a 6.500 personas y tiene operaciones en seis provincias distintas. El 85% de su producción es valor agregado local, siendo un exportador industrial neto. La compañía opera además un parque eólico y se encuentra construyendo un segundo, lo que le permitirá abastecerse con un 80% de energía renovable hacia fines de 2025.
El oro subió a un máximo histórico el miércoles mientras las tensiones en Medio Oriente y las incertidumbres arancelarias de Estados Unidos elevaban el atractivo de refugio seguro de los lingotes, mientras los comerciantes esperaban la decisión de la Reserva Federal . El oro al contado sumó 0.2% a 3.039.38 dólares la onza a las 0745 GMT. Antes de la sesión, alcanzó un máximo histórico de $3,045,24, el 15o de este año. Los futuros de oro de Estados Unidos ganaron 0.2% a 3.046,40 dólares, informó Reuters. ”En su trayectoria actual, los futuros de oro podrían etiquetar $3,200 en poco más de un mes. Incluso si tenemos una sacudida o dos en el camino, sospecho que los toros están esperando un descuento, por pequeño que sea”, dijo Matt Simpson, analista senior de City Index.
Los inversores están preocupados por una desaceleración económica y el elevado riesgo de recesión debido a los aranceles comerciales del presidente de Estados Unidos, Donald Trump, que se consideran ampliamente susceptibles de avivar la inflación.
Los aranceles han escalado las tensiones comerciales e incluyen una tasa plana del 25% sobre el acero y el aluminio, que entró en vigor en febrero, y aranceles recíprocos y sectoriales que se impondrán el 2 de abril.
“Parece haber poca posición en el camino del oro por ahora, con renovadas tensiones geopolíticas en Medio Oriente, crecientes riesgos económicos globales e incertidumbres arancelarias que impulsan su atractivo como activo refugio contra la volatilidad del mercado”, advierten analistas económicos.
“Si la reunión del FOMC toma un tono dovish en respuesta a la creciente incertidumbre sobre cómo los aranceles pueden impactar el crecimiento… esto podría ser una luz verde para que el oro haga un empujón por encima de los $3,050”, dijo el analista jefe de mercados de KCM Trade, Tim Waterer. Los mercados también esperan el discurso del presidente de la Fed, Powell, a las 1830 GMT, para obtener más pistas sobre las perspectivas políticas. La plata al contado cayó 0.4% a $33.89 la onza, el platino perdió 0.7% a $989.95 y el paladio cayó 0.7% a $960.68.
El oro lleva de nuevo una marcha imparable en lo que va de año. Es uno de los activos que más se revalorizan mientras eleva su nivel como el más capitalizado del mundo, con un valor global de u$s20.152 billones, suficiente para comprar a las nueve siguientes en el mercado: seis de las siete magníficas, salvo Tesla, la saudí Aramco, todo el Bitcoin y la plata.
El presidente de YPF, Horacio Marín, anunció que este año la compañía invertirá 5.000 millones de dólares, de los cuales 3.300 millones se destinarán a Vaca Muerta.
“Para el 2026, vamos a ser una empresa 100% no convencional.”, sostuvo Marín durante su exposición en la Tercera edición del Latam Forum, organizado por el Foro Económico Internacional de las Américas (IEFA).
Marín sostuvo además que el proyecto de la compañía es a “largo plazo”, con un primer objetivo puesto en 2030, con la búsqueda de exportar para esa fecha por el eqivalente a 30.000 millones de dólares.
“Hay que empezar a pensar la YPF del futuro, la que venga después que alcancemos el objetivo 2030. Para eso creamos una vicepresidencia de Nuevas Energías que buscará desarrollar ese perfil, sumando y complementando las nuevas energías”, definió.
Según su mirada, la compañía busca no tener un “posición dominante” en Vaca Muerta, sino ser parte de un gran grupo de actores de la industria que permita desarrollar a pleno el emprendimiento.
Luego puntualizó la necesidad de alcanzar niveles altos de eficiencia y sacar provecho de la tecnología en función de la producción.
“Trabajamos para ser más eficientes. La nueva Sala RTIC nos permite hacer pozos y fracturas más rápidas. El verdadero cambio viene por el Toyota Well, que nos permite mejorar todo el ciclo de vida del pozo”, indicó.
En esa línea, agregó: “Ya logramos bajarlo 100 días al ciclo de un pozo en Vaca Muerta y eso es una baja en el capital de trabajo muy grande cuando lo multiplicas por la cantidad de pozos que hacemos por año”.
Otro punto destacado para el funcionario es el desarrollo del GNL y lograr con la producción nacional ser competitivos frente a los EE:UU., el otro gran rival en el sector.
“En la Argentina logramos precios muy competitivos con Estados Unidos, en torno a los 3 dólares el millón de BTU. Además, podemos ser competitivos en materia logística. Llegamos a Japón 14 días antes que lo que lo puede hacer Estados Unidos.”, definió Marín.
También comentó que en un reciente encuentro internacional del sector en Houston, (Ceraweek) mantuvo reuniones con empresas de primer nivel con “mucho interés en invertir en el país”, y adelantó que en los próximos meses sobre este punto “habrá importantes novedades y sorprenderán el nivel de las compañías interesadas”.
Por último, el presidente de la compañía de mayoría accionaria estatal valoró como un hecho muy importante la formación de nuevo profesionales y la creación de una generación a la altura de los desafíos de desarrollos en el sector energético.
“En YPF tenemos que promover el desarrollo del conocimiento. Por eso, vamos a becar a los jóvenes brillantes de la compañía para que se perfecciones en posgrados internacionales. Queremos tener una compañía de alto conocimiento”, indicó.
Alejandro Bulgheroni, Chairman y presidente de Pan American Energy Group (PAEG), destacó que “el país está a toda velocidad” para dinamizar desembolsos en sectores estratégicos, como la energía y la minería.
Durante su exposición en el IEFA Latam Forum, el foro de negocios que se desarrolla en Buenos Aires, el empresario elogió la Ley Bases y el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) impulsados por el gobierno nacional.
“El presidente (Javier) Milei está trabajando fuerte para generar las inversiones necesarias para el desarrollo de nuestros recursos energéticos, así como de las obras de infraestructura relacionadas a ello, que implican decenas de decenas de millones de dólares por año”, destacó el empresario.
Bulgheroni remarcó que “el consumo de energía aumenta en forma constante” y subrayó que “por ese motivo Argentina está a toda velocidad para generar las obras de infraestructura necesarias para generarla”.
En la apertura del 3° Latam Forum, en el Hotel Four Season de la ciudad de Buenos Aires, Bulgheroni sostuvo que “El gobierno, en forma acertada, está desarrollando una serie de acciones para lograr que Argentina, que produce 400 mil barriles de petróleo por día, se posicione como un gran proveedor de recursos energéticos para todo el mundo”.
Argentina finalizó 2024 con una producción de litio estimada en 70 mil toneladas, un 40 % más que en 2023 y el doble respecto a 2022, totalizó una producción gasífera de más de 51 mil millones de metros cúbicos, lo que representa un crecimiento interanual de 7,1 %, el mayor volumen extraído desde 2006 y el tercer mejor registro en lo que va de este siglo.
Además, cuenta con ocho proyectos de extracción de cobre que permitirán alcanzar una producción anual de 1,2 millones de toneladas métricas en los próximos tres años, un volumen que la ubicaría entre los cinco primeros países productores del mundo.
El exponencial crecimiento de la actividad en el sector minero ligado al cobre permitirá lograr saldos de exportación del orden de los U$S 12.000 millones hacia 2030.
“La demanda de energía se duplicará hacia 2050 y en la actualidad 1.000 millones de personas consumen el 40 % de la que se genera, mientras que 7.000 millones de personas utilizan el 60 % restante”, dijo Bulgheroni.
El máximo directivo del grupo PAE, que es el mayor productor privado de hidrocarburos de la Argentina sostuvo que “las energías renovables no son suficientes para cubrir esta demanda”, y destacó que “por ese motivo tenemos que empezar a ver a la energía nuclear como una alternativa a futuro”.
“Argentina cuenta con tres plantas de producción de energía nuclear que aportan el 5 % del total de la energía que se consume, y hay que crecer en ese rubro”, agregó.
Bulgheroni se mostró a favor de la decisión del Gobierno de impulsar la Ley de Energía Nuclear, que fomenta la creación de reactores de baja potencia pero ubicados de manera que puedan ser eficientes en la distribución para todo el país.
También manifestó su acuerdo “en impulsar acciones para convertir a la Argentina en un exportador de energía a nivel mundial” porque “hay reservas de petróleo y gas para satisfacer esa demanda y además queda mucho por explorar”.
“Argentina también cuenta con reservas de minerales como litio, cobre, oro y plata que la convierte en un actor importante en el futuro desarrollo energético mundial”, acotó.
El presidente de Pan American Energy Group indicó que “este factor es clave porque notamos como la industria automotriz fabrica cada vez más autos híbridos para reducir la contaminación y como muchas fuentes energéticas tradicionales son reemplazadas por otras renovables y no convencionales”.
“Argentina tiene exceso de recursos para lo que es su mercado interno y las inversiones que tienen que venir, y que son muchas, deben hacerlo para el mercado externo y relacionadas con lo qué pasa con la transición energética global”, continuó.
“PAE invierte todos los años más de U$S 1.000 millones porque las condiciones financieras le permiten endeudarse dos o tres veces más de lo que está para llevar adelante estas inversiones. Además, tiene un buen flujo de caja. Tenemos muchas oportunidades”, expresó sobre la compañía, que produce 250.000 barriles equivalentes de petróleo y gas por día.
Bulgheroni sostuvo que “la Argentina se está posicionando como uno de los países más importantes de la región para participar de esa transición energética mundial ya que tiene grandes oportunidades debido a sus vastos recursos y a su posición geoestratégica”.
“Tenemos que producir energía y que sea limpia, segura y accesible para todos y hoy, la única energía que, en principio y en parte, cumple con estas condiciones es el gas natural y la energía nuclear”, señaló.
“En el mundo se debe sustituir al carbón, que hoy representa el 30 % de la ecuación energética global y es altamente contaminante, aunque lamentablemente hay muchos países que piensan que no tienen otra alternativa y pese a que están haciendo muchas inversiones en energías renovables, también las están haciendo en lo que es carbón”, indicó.
Señaló que “hay una gran diferencia entre aquellos países que tienen recursos para subvencionar las energías nuevas y limpias, y gran cantidad de países, más del 50 % de la población del mundo, que no tiene los recursos y, por lo tanto, seguirán consumiendo carbón”.
La generadora Buenos Aires Energía (BAESA) acordó avanzar en el abastecimiento parcial de energía renovable al Banco de la Provincia de Buenos Aires y a la empresa Aguas Bonaerenses (ABSA), con la generación que se proyecta del Parque Fotovoltaico General Madariaga.
A partir de la adhesión de la Provincia de Buenos Aires (Ley 14838) al Régimen de Fomento Nacional para el uso de Fuentes Renovables de Energía destinada a la producción de Energía Eléctrica (Ley Nacional 26190), tanto el BAPRO como ABSA, podrán abastecer parte de su demanda con la ER producida por el Parque Solar que BAESA está encarando en el partido de General Madariaga.
Con la presencia del Subsecretario de Energía, Gastón Ghioni, firmaron el acuerdo el Presidente de BAESA, Alexis Zuliani, el Gerente General del BAPRO, Rubén Gonzalez Ocantos y el presidente de ABSA, Hugo Obed.
El Parque Fotovoltaico “Gral Madariaga” – actualmente en proceso de licitación – es uno de los proyectos de BAESA, que avanza en la diversificación de su matriz de generación.
“Con esta iniciativa, Buenos Aires reafirma sus líneas de acción en materia energética en concordancia con sus políticas de cuidado del ambiente y sostenibilidad”. “La utilización de energías renovables en reemplazo de los combustibles fósiles para generar apunta a la transformación de la infraestructura energética, industrial y productiva” en la Provincia”, se destacó.
Características del Parque Fotovoltaico General Madariaga
Ubicación: Km. 412 de la Ruta Provincial N° 11 Potencia total: 4,6 MW Cantidad de paneles: 7.582 unidades Generación Mwh/año: 7.943 Conexión en13,2 KV /Estación Transformadora Villa Gesell
En enero de 2025 la producción país de petróleo aumentó 11,3 % i.a. y 9,9 % en los últimos 12 meses.
La producción de petróleo convencional se redujo 6,2 % i.a. y cayó 6 % en los últimos 12 meses. En cambio, la producción no convencional (57 % del total) se incrementó 27,6 % i.a y 26,6 % en 12 meses. impulsada por el Shale, informó el IAE General Mosconi.
La cuenca neuquina impulsa el crecimiento de producción anual con un incremento de 18,8 % en los últimos doce meses.
En enero de 2025 la producción de gas natural aumentó 11,9 % i.a y 6,4 % en 12meses. La producción convencional tuvo un aumento de 7,9 % i.a. y una caída de 4,5 % en el año.
Por otra parte, la producción no convencional (63 % del total) aumentó 14,5 % i.a. y 14 % en los últimos doce meses. La cuenca Neuquina es la única que aumenta la producción gasífera. Anualmente fue 10,6 por ciento.
Demanda En enero de 2025 las ventas de naftas y gasoil tuvieron un aumento de 1,3 % i.a. y una reducción de 5,1 % en términos anuales, respectivamente.
Durante los últimos doce meses, las ventas de naftas fueron 5,8 % menores respecto a igual periodo del año anterior, mientras que las ventas de gasoil fueron 4,2 % inferiores.
Por otra parte, la producción de gasoil se incrementó 1 % anual mientras que la producción de naftas, en el mismo periodo, fue 2 % mayor.
La demanda total de Energía Eléctrica aumentó 2,3 % i.a. en enero de 2025. Y el consumo eléctrico anual presentó una reducción acumulada de 0,1 por ciento, detalla el informe.
El gas natural entregado se redujo 1,2 % i.a. en diciembre de 2024 (último dato disponible) y crece 0,7 % en los últimos doce meses corridos, respecto a igual periodo del año anterior.
Según un informe elaborado por Oil Production Consulting, el sector de hidrocarburos en Argentina continúa mostrando una evolución significativa, con tendencias al alza en la producción de petróleo y gas. Basados en datos de la Secretaría de Energía, el informe indica que la producción total de petróleo en enero de 2025 alcanzó los 118.704 m3/d, mientras que la producción de gas se ubicó en 138.481 Mm3/d. Estos resultados reflejan el impacto de inversiones sostenidas en el sector, así como el avance de los proyectos no convencionales.
Evolución de la producción
En la comparación mensual, la producción de petróleo mostró una leve caída del 1,4%, mientras que la de gas registró un crecimiento significativo del 11,5%. Este comportamiento refleja fluctuaciones propias de la estacionalidad y ajustes operativos de las principales empresas productoras.
Por otro lado, la producción no convencional (NOC) continúa consolidándose como un factor clave para el crecimiento del sector. En enero de 2025, el petróleo no convencional representó el 59% del total producido, con 70.484 m3/d, mientras que el gas no convencional alcanzó los 85.208 Mm3/d, lo que representa el 62% del total.
Principales productores
El ranking de producción por empresa muestra a YPF S.A. como la principal operadora del país, con una participación del 47,4% en la producción de petróleo y del 25% en gas. Le siguen Pan American Energy, Vista Energy Argentina y Pluspetrol. En el segmento no convencional, la operación de YPF en Loma Campana sigue liderando la extracción de petróleo, mientras que Fortín de Piedra, de Tecpetrol, mantiene su posición como el mayor productor de gas no convencional.
Otras compañías con una presencia destacada en la producción nacional incluyen Total Austral, que tiene una fuerte participación en la producción de gas en la Cuenca Austral, y Shell Argentina, que continúa aumentando su producción en la formación de Vaca Muerta.
Distribución por cuenca
La cuenca Neuquina sigue siendo la región de mayor producción de hidrocarburos en el país, aportando el 71% del petróleo y el 70% del gas total. La cuenca del Golfo San Jorge ocupa el segundo lugar en petróleo con un 25%, mientras que en gas, la cuenca Austral representa el 20% del total.
Las cuencas Cuyana y del Noroeste continúan con una participación marginal en la producción nacional. Sin embargo, los esfuerzos de algunas operadoras buscan optimizar la producción en estos yacimientos maduros mediante nuevas técnicas de recuperación secundaria y terciaria.
Exportaciones y mercado internacional
Durante enero de 2025, las exportaciones de petróleo crudo continuaron en niveles elevados, impulsadas por la creciente demanda en mercados como Chile y Brasil. En el caso del gas, las exportaciones hacia Chile aumentaron en un 15% respecto al mes anterior, en línea con los compromisos asumidos bajo los contratos estacionales de exportación.
El crecimiento en la producción ha permitido que Argentina mantenga su capacidad de abastecimiento interno al mismo tiempo que fortalece su presencia en el mercado regional. Sin embargo, las restricciones en la infraestructura de transporte siguen siendo un desafío para ampliar las oportunidades de exportación.
Inversiones en infraestructura
Uno de los puntos clave del sector es la expansión de la infraestructura para el transporte de hidrocarburos. El Gasoducto Néstor Kirchner ha permitido aumentar la evacuación de gas desde Vaca Muerta, aunque se requieren nuevas inversiones para fortalecer su capacidad de transporte y almacenamiento.
Asimismo, el desarrollo de terminales de licuefacción para la exportación de GNL se encuentra en evaluación. El proyecto de Argentina LNG podría consolidar al país como un proveedor estratégico en el mercado global, reduciendo la dependencia de la exportación de gas por gasoductos.
Tendencias y perspectivas
El crecimiento de la producción de gas sugiere un fortalecimiento del Plan Gas.Ar y el desarrollo de infraestructura para la exportación. En el caso del petróleo, el aumento de la producción no convencional, especialmente en Vaca Muerta, refuerza la competitividad de Argentina en el mercado internacional.
Los desafíos a futuro incluyen la necesidad de mayores inversiones en infraestructura de transporte, regulaciones favorables para la exportación y estabilidad macroeconómica que permita consolidar el crecimiento del sector. A su vez, la transición energética y la presión ambiental sobre el sector imponen la necesidad de una estrategia a largo plazo que equilibre el desarrollo de los hidrocarburos con la diversificación de la matriz energética del país.
El Gobierno de Neuquén, a través del Ministerio de Energía y Recursos Naturales, otorgó cuatro nuevas concesiones hidrocarburíferas no convencionales (CENCHs) a YPF. Se trata de las áreas Narambuena, Aguada de la Arena, La Angostura Sur I y La Angostura Sur II, las primeras adjudicadas bajo la gestión de Rolando Figueroa.
Estas cuatro CENCHs abarcan 675,79 km². YPF invertirá 12.915 millones de dólares en la perforación de 700 pozos horizontales. Para la etapa piloto, la inversión será de U$S 340,3 millones, con la perforación de 27 pozos horizontales. En el caso del área Narambuena, YPF está en sociedad con Compañía de Desarrollo No Convencional SRL.
Con estas adjudicaciones, Neuquén suma un total de 51 proyectos de explotación no convencional de shale y tight, cubriendo una superficie de 10.657,5 km², lo que equivale al 36 % del total de Vaca Muerta dentro del territorio provincial. En la etapa de desarrollo continuo, se prevé una inversión de 214.600 millones de dólares y la perforación de más de 14.877 pozos, describó el gobierno provincial.
CENCH Narambuena
El área Narambuena tiene una superficie de 212,79 km2 y la titularidad corresponde en un 50 % a YPF y el 50% restante, a Compañía de Desarrollo No Convencional SRL (CDNC). Situándose, de acuerdo a la ventana de distribución de fluidos en la formación de Vaca Muerta, en la ventana de petróleo negro.
Durante la etapa piloto, con una duración de 4 años, se proyecta perforar, completar y poner en marcha 14 pozos horizontales. Estos pozos contarán con ramas laterales de entre 1.100 y 2.000 metros, entre 15 y 28 etapas de fractura y un distanciamiento de 300 metros entre pozos, distribuidos en 5 PAD, y se equiparán con las facilidades necesarias para su puesta en producción. La inversión total estimada para esta etapa es de 181,2 millones de dólares.
Una vez transcurrido el periodo de cuatro años, en la etapa de desarrollo continuo se prevé perforar 206 pozos. La inversión total del proyecto es de 3.330 millones de dólares.
CENCH Aguada de la Arena
El área tiene una superficie de 111 km2. Situándose, de acuerdo a la ventana de distribución de fluidos en la formación de Vaca Muerta, en la ventana de gas húmedo, condensado y seco.
Durante la etapa piloto, se prevé perforar, completar y poner en marcha 6 pozos horizontales. Estos pozos contarán con ramas laterales de 1.500 metros, con 25 etapas de fractura y 300 metros de distanciamiento entre pozos, distribuidos en 2 PADs, y se equiparán con las facilidades necesarias para su puesta en producción.
La inversión para esta etapa es de 63,22 millones de dólares. Mientras que, en la etapa de desarrollo continuo, se perforarán 205 pozos nuevos. La inversión total de proyecto es de 4.184 millones de dólares.
CENCHs La Angostura Sur I y La Angostura Sur II
El área NC “La Angostura Sur I” tiene una superficie de 249 km2; mientras que “La Angostura Sur II” posee una superficie de 103 km2. Situándose, de acuerdo a la ventana de distribución de fluidos en la formación de Vaca Muerta, en la ventana de petróleo volátil y petróleo negro.
En La Angostura Sur II, se proyecta perforar, completar y poner en marcha 3 pozos horizontales. Estos pozos contarán con ramas laterales de 2.000 metros y con 28 ramas de fractura. Mientras que, en la etapa de desarrollo continuo, se perforarán 87 pozos horizontales. La inversión total del proyecto es 1.951 millones de dólares.
En lo que respecta al plan piloto de La Angostura Sur I, se prevé perforar, completar y poner en marcha 4 pozos horizontales. Estos pozos contarán con ramas laterales de 2.000 metros, con 28 etapas de fractura y 300 metros de distanciamiento entre pozos, distribuidos en cuatro locaciones. En la etapa de desarrollo continuo, se perforarán 175 pozos horizontales. La inversión total del proyecto es de 3.450 millones de dólares.
“El Comité Evaluador aprobó el segundo proyecto enmarcado en el RIGI (Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones) y primero de Exportación Estratégica de largo plazo”, confirmó el ministro de Economía, Luis Caputo, con relación al Proyecto VMOS que comprende el tendido del oleoducto Vaca Muerta Sur con una inversión calculada en U$S 2.900 millones por parte de un consorcio de productores de petróleo.
“Esta inversión va a permitir exportaciones de petróleo por más de U$S 15.000 millones por año”, destacó el funcionario, quien envió “felicitaciones a Daniel Gonzalez (Secretario de Coordinación de Energía y Minería) y a todo el Comité por la pronta respuesta”.
El consorcio de productores en VMOS esta integrado por YPF, Vista Energy, Pampa Energía, Pan American Sur (PAE), Pluspetrol, Chevron Argentina y Shell Argentina. Las dos últimas confirmaron hace pocos días que se sumaban como socias en el proyecto, luego de recibir sendas aprobaciones desde sus sedes mundiales.
Este oleoducto tendrá una extensión de 437 km, una terminal de carga y descarga con monoboyas interconectadas y una playa de tanques y almacenaje en la zona de Punta Colorada, Río Negro. Se espera que esté operativo en el cuarto trimestre de 2026, y el comienzo de la operación comercial en julio de 2027.
Los Accionistas en VMOS, YPF, Vista, Pampa, PAE han comprometido aproximadamente 275 mil barriles por día de capacidad y a su vezPluspetrol, Chevron y Shell aportarían un volumen aproximado de al menos 230.000 barriles por día adicionales de transporte en firme, se describió.
El que sigue es el Texto Base aprobado por la Mesa Directiva del IAE Gral. Mosconi -que preside Jorge Lapeña- a finales de febrero último, referido a una agenda en materia de política energética que procura abordar todos las áreas del sector, a partir del actual cuadro de situación.
1.- Infraestructura energética: La Argentina tiene un déficit crónico de inversiones en infraestructura energética. Existen distorsiones en el mercado, producto del empleo a lo largo de muchos años de subsidios que han afectado la eficiencia, competitividad y sostenibilidad del desarrollo energético.
Esto ha ocasionado obsolescencia del parque de generación y de las redes de transporte y distribución. Y es causal de baja calidad de los suministros y de cortes reiterados que afectan los servicios públicos de electricidad y gas natural, e incrementan la vulnerabilidad en los picos de demanda.
El déficit de infraestructura, además, configura una profunda limitación para el desarrollo económico, industrial y social del país.
2- Planificación estratégica: La Planificación energética nacional es un rol esencial indelegable del Estado Nacional. Deben definirse prioridades de inversiones, públicas y privadas, para el desarrollo de los sectores hidroeléctrico, nuclear, combustibles, gas natural y energías renovables, bajo tres premisas:
Considerando proyectos basados en las prioridades y estudios de viabilidad técnica, económica y ambiental.
Priorizando la transición energética, respetando políticas públicas y acuerdos internacionales.
Asegurando transparencia y competitividad en los mercados, una administración y controles eficientes, con foco en el servicio público, el desarrollo y autoabastecimiento energético y el bien común.
3 – Política hidroeléctrica: Impulsar la acción de gobierno para una política hidroeléctrica que considere varias alternativas para el futuro de las grandes centrales hidroeléctricas argentinas (principalmente las ubicadas en la región del Comahue). A esos efectos se propone:
a) Implementar acciones ante el vencimiento de las concesiones otorgadas por el gobierno nacional a partir de 1993 por el lapso de 30 años, que comenzaron a vencer a partir de 2023. b) Incrementar la oferta hidroeléctrica como componente esencial de las energías renovables en la matriz eléctrica.
4.- Concesiones hidroeléctricas: El IAE Mosconi propone como alternativa más conveniente, licitar la operación y mantenimiento de dichas centrales con empresas privadas, es decir: gestión privada de “activos productivos del Estado”.
Al mismo tiempo el Estado Nacional – propietario de dichos activos deberá gestionar y/o garantizar créditos con los bancos multilaterales de fomento y desarrollo – Banco Mundial; BID, CAF, BEI y otras agencias para realizar la extensión de vida útil de estos aprovechamientos abarcando la actualización del equipamiento hidro y electromecánico de sus centrales (revamping) y la adecuación y mantenimiento de sus obras civiles con el objeto de continuar con su operación en los próximos 50 años.
También deberá prever las cuantiosas inversiones necesarias para el mantenimiento y la ejecución de obras de adecuación de los Complejos Hidroeléctricos.
5.- Plan de inversiones eléctricas: Necesidad urgente que la Secretaría de Energía de la Nación elabore un “Plan de Inversiones Eléctricas para el periodo 2026-2036”, que deberá ser aprobado por ley del Parlamento Nacional, el que deberá contemplar los siguientes rubros:
a) Nuevas centrales eléctricas para asegurar la eliminación definitiva de los frecuentes cortes de electricidad, y las necesidades del desarrollo futuro de la Argentina. b) Ampliación de la red nacional de interconexión de 500 KV. c) Ampliación de redes de distribución troncal de 132 kV y 220 kV en las regiones eléctricas incluido el AMBA. d) Definir sin ambigüedades ni simplificaciones el “Rol de la energía nuclear” en el desarrollo de Energía Eléctrica en el periodo 2030-2050”. En estas definiciones deben jugar un rol protagónico la Comisión Nacional de Energía Atómica y Nucleoeléctrica Argentina S.A. e) Intensificar el desarrollo de generación eléctrica en base a fuentes no convencionales: eólica, solar fotovoltaica, solar térmica biocombustibles, biogás.
6.- Distribución eléctrica: Propiciar que las empresas distribuidoras de servicios públicos de electricidad en el AMBA (Edesur y Edenor) realicen un estudio coordinado para determinar:
a) La inversión necesaria, desagregada por barrios, en redes de distribución de media y baja tensión con el objeto de evitar los cortes reiterados en el AMBA producidos por fallas en las redes. b) Edenor y Edesur deberán disponer y realizar la contratación anticipada de potencia firme de reserva para hacer frente a eventuales cortes en los días de máximas temperaturas.
7.- Acuerdos con Brasil: Promover la firma de acuerdos de intercambio eléctrico compensado con Brasil. El acuerdo debe procurar recibir en verano excedentes de energía hidroeléctrica brasileña, y en invierno entregar energía termoeléctrica y/o renovable de similar cuantía desde Argentina hacia Brasil.
8.- Energía solar fotovoltaica:
Instalar energía solar fotovoltaica en puntos seleccionados de la red nacional de interconexión de 500 KV que cuenten con adecuadas condiciones. Promover e intensificar el desarrollo de generación distribuida en el sector residencial urbano y en la industria que presente condiciones favorables para ello.
9- Transición energética: Promover el intercambio de ideas y propuestas – entre los sectores empresarios, empresas eléctricas y sectores académicos- para elaborar un “Proyecto de Transición Energética realista para el periodo 2025-2050”, en un todo de acuerdo con lo resuelto en el “Acuerdo de Paris” y los compromisos asumidos por la Argentina con la comunidad internacional sobre el uso racional y eficiente de la energía ante el cambio climático (fuentes hidroeléctricas, eólica, solar, nuclear).
En particular se enfocarán los siguientes aspectos:
a) La generación para el servicio público de electricidad. b) La movilidad eléctrica (automotores y ramales ferroviarios). c) Generación Distribuida: Prosumidores. d) Eficiencia, preservación recursos naturales regionales, otros. e) Producción de hidrógeno verde.
10.- Viabilidad de proyectos de exportación de gas: Exigir la presentación del estudio de Disponibilidad de Recursos Gasíferos en el largo plazo para el abastecimiento interno y los proyectos de exportación (artículo 154 de la ley 27.742 de Bases), que permita realizar un análisis sistémico sobre la viabilidad técnica, económica y ambiental de proyectos de exportación de gas argentino a diferentes mercados regionales y mundiales en el periodo 2027-2047.
En particular se considerarán los siguientes mercados:
Mercado chileno.
Mercado brasileño.
Mercado europeo.
Mercado Centroamericano.
Mercado Lejano Oriente.
11.- Conocer el Interés privado en construir, financiar y operar nuevos gasoductos en Argentina: Realizar una compulsa en el sector privado para evaluar el interés inversor en construir y operar los nuevos gasoductos nacionales e internacionales a construir para el abastecimiento interno, llegar a la Mesopotamia para lograr la utilización plena del Gasoducto del Noreste Argentino, y exportar a los mercados regionales.
12.- Prioridades para las obras de infraestructura del gas natural. Acelerar la construcción de obras de infraestructura para el logro de autoabastecimiento de gas natural, tales como:
Completar obras en el Gasoducto de Noreste Argentino (GNEA) – actualmente inconcluso- para transporte de gas natural de Vaca Muerta al mercado nacional y regional.
Construcción del segundo tramo del gasoducto Perito Moreno (Ex GPNK): Saliqueló- San Jerónimo, y el tramo de gasoducto GNEA desde San Jerónimo hasta Formosa.
Construcción de nuevos gasoductos: cruce del rio Paraná desde Resistencia a Corrientes y gasoducto Corrientes – Posadas. (para abastecer con gas natural las provincias de Corrientes y Misiones).
Adecuación del gasoducto de TGM: Aldea Brasileña- Paso de los Libres – Uruguayana, (para exportar gas natural de Vaca Muerta a Brasil).
13.- Pasivos ambientales: Análisis sistémico de diferentes pasivos ambientales resultantes de la actividad energética en argentina en los últimos 50 años. Para ello se necesita la realización de un estudio integral e interdisciplinario con un conjunto de instituciones – científicas y académicas – capacitadas y reconocidas para realizar dicha tarea.
Se evaluarán al menos los siguientes pasivos ambientales:
Pasivos ambientales generados por la actividad nuclear: de la minería del uranio; de la fabricación de combustibles nucleares, y de los generados por la operación de centrales nucleares.
Pasivos ambientales derivados de la refinación, transporte y almacenamiento de hidrocarburos.
Pasivos ambientales derivados de la actividad hidroeléctrica.
14.- Plan de exploración off shore: Impulsar un programa de exploración costa afuera en la extensa zona económica exclusiva del Océano Atlántico.
15.-Información pública: Implementar un programa de exposiciones públicas sobre el estado real del sistema energético con el objeto de informar a los partidos políticos argentinos, al Congreso de la Nación, a instituciones académicas y a la opinión pública.
16.- Inversiones públicas y privadas: Hacer un relevamiento de las propuestas de inversiones proyectadas por el sector privado y por el sector público, y analizar su conveniencia y viabilidad. Las Empresas deben asumir riesgos (propios de los negocios) y también asumir incertidumbres (para lo cual se requiere contar con reglas de juego estables).
17.-Transparencia y Competitividad energética: Se alerta sobre la falta de transparencia y competencia en los mercados energéticos argentinos. Se emitirá opinión sobre los precios de los principales productos energéticos en Argentina y su determinación en mercados abiertos y competitivos; incluyendo la comparación entre diferentes países.
En el caso de los servicios públicos energéticos regulados se realizarán análisis comparativos entre las diversas jurisdicciones con fines informativos. (Sistemas de subsidios y tarifas).
Se evaluará la función de la Comisión de Defensa de la Competencia en el monitoreo de los mercados energéticos nacionales:
Generación eléctrica.
Distribución de energía eléctrica en el AMBA.
Distribución de energía eléctrica en el interior.
Precios de gas natural en todos los tramos de la cadena de valor.
Hidrocarburos líquidos, combustibles.
Precios de exportación de los commodities derivados del petróleo y el gas.
Precios de importación.
18.- Plan Nuclear: Se destaca que aún no se ha presentado un Plan Nuclear Argentino que demuestre la factibilidad, prototipos, demanda, inversiones y costos para la futura construcción de reactores nucleares de pequeño módulo (SMR), ni las definiciones sobre la actual obra de reactor nuclear CAREM y el proyecto de la futura Central Nuclear Atucha III.
Se considera necesaria una adecuada planificación que permita contribuir a la continuidad del desarrollo de la energía nuclear argentina y de los usos vinculados a la medicina.
Deben tenerse en cuenta las necesidades de modernización y ampliación de la capacidad existente, incluyendo la evaluación integral de los proyectos e iniciativas que vinculan eventuales reactores modulares con centros de demanda intensiva originados en el desarrollo de la Inteligencia Artificial (IA).
19.- Organismos estatales y de Control: Redefinir roles, responsabilidades, eficiencia y control de organismos de servicios y regulación energéticos. a) ENRE, ENARGAS: Perspectivas de unificación. b) Ejemplos de organismos supranacionales de control. c) Roles de Enarsa, Cammesa, CNEA, NASA, etc. d) Sistemas tarifarios que aseguren posibilidad de acceso a los servicios públicos energéticos. (Segmentación). e) YPF. Caso Burford: Planteo de estrategias alternativas ante un reclamo altamente inconveniente e improcedente relativo al valor de las acciones de la empresa.
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