Comercialización Profesional de Energía

energiaynegocios.com.ar

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Oldelval confirmó la ejecución del Duplicar Norte. Inversión de u$s 380 millones

Oleoductos del Valle (Oldelval) anunció formalmente el inicio del proyecto Duplicar Norte tras la firma de contratos con las principales operadoras del Hub Norte de la Cuenca Neuquina: Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y, Gas y Petróleo del Neuquén.

El acuerdo se concretó el viernes 4 de julio y es un paso decisivo para ampliar la capacidad de evacuación de petróleo desde el norte de la Cuenca Neuquina hacia la principal estación de bombeo de la compañía, ubicada en Allen, Río Negro.

Con una inversión estimada de U$S 380 millones, Duplicar Norte permitirá responder a la creciente demanda de transporte generada por la actividad en Vaca Muerta, se destacó en un comunicado.

El proyecto contempla la construcción de un nuevo oleoducto de 207 kilómetros. La obra se desarrollará entre la estación de bombeo cabecera Puesto Hernandez y la estación de bombeo Allen. Se prevé además la instalación de una Unidad Automática de Medición en Allen, que permitirá transferencias de 20.000 a 45.000 m³/día entre las estaciones de bombeo de Oldelval y VMOS.

La iniciativa avanzará bajo un esquema “ship or pay” con cuatro cargadores principales, y su ejecución estará alineada con los plazos comprometidos: la puesta en marcha temprana está prevista para fines de 2026, mientras que la habilitación definitiva se proyecta para el primer trimestre de 2027.

“Con Duplicar Norte, los desarrollos del Hub Norte de la Cuenca Neuquina tendrán capacidad de transporte disponible para desarrollar todo su potencial. Este nuevo ducto se integrará al sistema troncal y potenciará la capacidad total de evacuación, permitiendo acompañar la evolución de la producción con eficiencia y previsibilidad”, destacó la compañía.

El nuevo ducto se conectará directamente con la estación de bombeo Allen, desde donde nace Duplicar Plus, integrando así un corredor logístico de alta capacidad desde los yacimientos de la cuenca neuquina hacia los centros de almacenaje, refinación y exportación.

“Duplicar Norte consolidará a Oldelval como operador líder en la infraestructura energética nacional y motor del desarrollo de Vaca Muerta”, se destacó.

Duplicar Norte en números

Extensión total del ducto: 207 km

Trazado general: Puesto Hernández – Allen

Diámetro del ducto: 24 pulgadas

Inversión estimada: USD 380 millones

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Productores y el gobierno de Chubut piden eliminar derechos de exportación a hidrocarburos convencionales

Representantes de operadoras petroleras del Golfo San Jorge se reunieron con el gobierno de Chubut, diputados y senadores nacionales de la provincia, y acordaron acompañar un pedido del gobernador Ignacio Torres a Nación para la eliminación de los derechos de exportación a los hidrocarburos convencionales, medida considerada fundamental para el sostenimiento de la actividad en la provincia y la región.

Asimismo, ratificaron el Acuerdo de Competitividad rubricado en mayo, en el marco del compromiso multisectorial para sostener, defender y proyectar la actividad hidrocarburífera en la provincia.

“El pedido que elevamos a Nación tiene por objetivo exportar más y hacer más próspera a la Argentina, trabajando juntos en un esquema de alivio fiscal para un sector que dio muchísimo y puede seguir dándolo para el progreso y desarrollo del país”, expresó Torres.

Participaron de la reunión, junto al mandatario, el vicegobernador Gustavo Menna; el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce; las diputadas nacionales Ana Clara Romero y Eugenia Alianiello; los intendentes de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili, y de Sarmiento, Sebastián Balochi; los senadores nacionales Carlos Linares y Edith Terenzi.

En representación de las operadoras de la Cuenca estuvieron Adolfo Storni, Gabriela Guida y Jorge Buciak (CAPSA/CAPEX); Andrés Ponce (PECOM); Mauricio Orue (Director de Operaciones de YPF); Daniel Felici, Carlos Gastón Malbos, Fausto Caretta, Sergio Faraudo y Tomás Catzman (Pan American Energy); y Daniel Gargiulo y Lorena Montgaillard (Tecpetrol).

Durante el encuentro, que se desarrolló en la Casa del Chubut, los participantes rubricaron una nota al ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, solicitando la eliminación de las retenciones aplicadas a los hidrocarburos convencionales, con el fin de garantizar el sostenimiento de uno de los principales sectores económicos de la región.

Las partes ratificaron los puntos expresados en el Acuerdo de Competitividad y Paz Social para el Fortalecimiento de la Actividad Hidrocarburífera en la Cuenca del Golfo San Jorge, aprobado por la Legislatura en junio, como un compromiso multisectorial para sostener, defender y proyectar la actividad hidrocarburífera en la provincia.

Torres puso en relieve que la medida “permitirá el sostenimiento de la actividad hidrocarburífera en las cuencas maduras del país, principalmente en la Cuenca del Golfo San Jorge, que cuenta con más de 100 años de historia productiva, en un contexto donde la situación macroeconómica y la avanzada madurez de los yacimientos, sumado al alza sostenida de los costos, comprometen la actividad en todos sus niveles”.

“La aplicación de una alícuota del 8 % en concepto de derechos de exportación profundiza todavía más las dificultades que enfrenta el sector”, explicó el gobernador, recordando que “como provincia, impulsamos una batería de medidas de alivio fiscal para sostener la producción convencional, reduciendo regalías en dos yacimientos a partir de un compromiso entre el sector público y el privado”. “Pero, atentos al escenario actual, son medidas insuficientes y es necesario que Nación haga lo propio, retirando los derechos de exportación para que, entre todos, podamos sostener la actividad”, reclamó.

“Recordemos que las empresas operadoras de nuestra Cuenca ratificaron su compromiso de reinvertir en su totalidad los flujos adicionales que se generen como consecuencia de la eliminación de los derechos de exportación, con el objetivo de fortalecer la actividad hidrocarburífera”, remarcó.

“Tiempo atrás, desde Chubut nos comprometimos a bajar cuatro puntos de regalías al no convencional —que representa una tercera parte de los ingresos de la provincia— si Nación se comprometía a reducir cuatro puntos de derechos de exportación al convencional”, recordó Torres. Y concluyó: “Chubut es el mayor exponente de la industria petrolera convencional y una de las principales provincias exportadoras a nivel nacional”.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

ENI se asegura GNL durante 20 años

La empresa italiana ENI ha anunciado un acuerdo por 20 años de duración con la estadounidense Venture Global para la provisión de 2 millones de toneladas anuales de gas natural licuado (GNL).

Las entregas comenzarán a finales de la década desde la Fase 1 del proyecto CP2 LNG.

La planta de Venture Global, ubicada en Luisiana, EEUU, está actualmente en construcción y podrá producir hasta 28 millones de toneladas anuales de gas cuando esté terminada.

Se trata del primer acuerdo de suministro de GNL a largo plazo de Eni desde EEUU, y marca un paso clave en la estrategia de la empresa italiana de expandir y diversificar su presencia global en el mercado del GNL.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

OLADE: Generación Eléctrica regional en marzo fue 165 TWh

La generación eléctrica en América Latina y el Caribe alcanzó en marzo de 2025 los 165 TWh, el volumen más alto registrado en los últimos 12 meses, según el último Reporte de Generación Eléctrica de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).

La cifra representa un incremento del 5 % interanual respecto a marzo de 2024 y del 8 % mensual en comparación con febrero de este año.

Según detalla el reporte, las fuentes de generación energéticas predominantes en marzo último fueron: hidroeléctrica (47.1 %) y gas natural (27.4 %), energía eólica (6.4 %), solar (6.3 %), petróleo y sus derivados (5.2 %), nuclear (2.4 %), carbón mineral (2.7 %), bioenergía (2.0 %), y geotermia que representó un 0.5 por ciento.

Un aspecto sobresaliente fue el notable avance experimentado por la energía solar, que creció 53 % respecto al mes anterior.

En cuanto a la tasa de renovabilidad energética, siete países miembros de OLADE presentan tasas de renovabilidad superiores al 75 %, con Paraguay con casi 100 % renovable y luego Costa Rica, Brasil, Uruguay, Venezuela, Colombia, y Belice.

Los datos presentados provienen de sieLAC, Sistema de Información Energética Regional desarrollado por OLADE.

Ver Reporte en el siguiente link: https://www.olade.org/publicaciones/julio-2025-reporte-n-4-generacion-electrica-en-america-latina-y-el-caribe/

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Brasil encara una nueva licitación de áreas en la cuenca de Santos

Brasil encara una nueva licitación de áreas petrolíferas para el 22 de octubre. Ya se inscribieron 15 empresas, entre las habilitadas están petroleras globales como la estadounidense Chevron, la británica Shell, la francesa TotalEnergies, la noruega Equinor y la portuguesa Petrogal, así como las estatales Petrobras (Brasil), Ecopetrol (Colombia), Cnooc y Sinpec (China) y Qatar Energy (Qatar). También se suman compañías brasileñas privadas como 3R Petroleum, Prio Forte y Petronas.

La puja ofertará los derechos a explorar y explotar trece áreas en las cuencas marinas de Santos y Campos, en el horizonte petrolero del presal, que está ubicado en aguas muy profundas del océano Atlántico y que es conocido por su alto potencial de producción de crudo y gas.

En este modelo de subasta, las áreas licitadas están sujetas al régimen de producción compartida, en el que el Gobierno federal, como socio, tiene derecho a una parte del petróleo extraído.
Este tipo de puja también otorga a la estatal brasileña Petrobras derechos preferentes para operar las áreas que le interesan, incluso si pierde la licitación frente a otras empresas o consorcios.
El concurso lo ganarán las compañías que ofrezcan el mayor porcentaje del hidrocarburo extraído al Estado, algo que las interesadas tendrán que definir antes del 6 de agosto, fecha límite para que presenten las áreas de interés y las garantías de oferta.

Esta es la segunda subasta petrolera de este año luego de la realizada en junio pasado en la que Brasil licitó 34 áreas marítimas, de las cuales 19 en cercanías de la desembocadura del Amazonas, lo que desencadenó fuertes críticas de organizaciones ambientalistas.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Presentaron 27 proyectos en la licitación del AlmaGBA. Totalizaron 1.347 MW

El Gobierno Nacional realizó, en el Hotel NH City de la CABA, la apertura de sobres del proceso licitatorio “Alma-GBA”, destinado a la contratación de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica (en baterías) en nodos críticos del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

Se presentaron 27 proyectos, por parte de 15 empresas, con un compromiso de inversión de más de 1.000 millones de dólares y por un total de 1.347 MW de capacidad, superando ampliamente el requerimiento de 500 MW formulado hace algunos meses por la Secretaría de Energía.

AlmaGBA es una iniciativa basada en la incorporación de sistemas de baterías de última generación (BESS, por sus siglas en inglés), con el objetivo de mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico, reducir costos marginales y asegurar el suministro durante los picos de demanda, ayudando a reducir los cortes, describió la Secretaría.

La inversión estimada por Energía ronda los U$S 500 millones, con un plazo de ejecución de entre 12 y 18 meses.

El comunicado de Energía no dió detalles de quienes presentaron sus antecedentes y datos técnicos de los proyectos. Participaron, entre otras, Central Dock Sud; Genneia; Pampa Energía; Central Puerto; Baesa; Grupo Alberdi; Sullair; Rowing y MSU Green Energy.

La precalificación técnica y administrativa de oferentes se resolverá el 12 de agosto y el 19 se abrirán las ofertas económicas. La adjudicación de los proyectos será el 29 de agosto próximo.

Los contratos de almacenamiento en baterías se celebrarán, por un plazo de 15 años, con las distribuidoras Edenor y Edesur, y contarán con el respaldo de Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (CAMMESA) como garante de la operación.

“Este resultado confirma el fuerte interés del sector privado por invertir en infraestructura energética en la Argentina, y refleja la confianza en los lineamientos definidos para el desarrollo del sector”, señaló la Secretaría de Energía.

Esta iniciativa forma parte del “Plan de Contingencia puesto en marcha por el Gobierno Nacional en 2024 para recuperar la infraestructura del sistema eléctrico nacional, que en diciembre de 2023 se encontraba en estado crítico tras años de desinversión, descapitalización y tarifas congeladas”, se destacó.

Asimismo, se describió que “esta licitación se enmarca en el proceso de normalización del mercado eléctrico, donde las distribuidoras retoman su rol como agentes de contratación directa de soluciones que mejoren la calidad del servicio”.

Al respecto, se indicó que “el Gobierno Nacional alienta a las provincias, en su carácter de poderes concedentes, a replicar esta herramienta y organizar licitaciones similares que aborden los nodos críticos ya identificados por CAMMESA en distintas regiones del país”.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Plaza Logística compensa emisiones con respaldo de Genneia

Plaza Logística, compañía líder en desarrollo y administración de parques logísticos multi-cliente de calidad Triple A en Argentina, compensó sus emisiones generadas durante 2024, con el respaldo de Genneia, mediante la entrega de certificados de unidades de carbono verificadas (VCUs) y certificados internacionales de energía renovable (IRECs).

Durante ese período, Plaza Logística puso en marcha un plan integral para reducir el impacto ambiental de sus operaciones, combinando acciones de compensación con iniciativas de reducción de emisiones.

Por un lado, neutralizó sus emisiones directas (Alcance 1) mediante la compra de créditos de carbono certificados bajo el estándar internacional VCS del organismo Verra. Por otro, redujo sus emisiones indirectas asociadas al consumo eléctrico (Alcance 2) mediante la adquisición de certificados internacionales de energía renovable (I-RECs), que respaldan la generación de electricidad a partir de fuentes renovables y permiten reducir las emisiones asociadas a dicho consumo.

La empresa compensó en total 568 toneladas de CO2 equivalente, lo que representa el 100 % de su huella de carbono de Alcance 1 y 2.

Para cubrir la totalidad del consumo eléctrico de sus operaciones en áreas comunes y su oficina central – equivalente a 2.199 megavatios hora (MWh)- adquirió la misma cantidad de IRECs. Gracias a esta acción, Plaza Logística logró reducir sus emisiones de Alcance 2 a cero, en línea con las recomendaciones del Protocolo de Gases de Efecto Invernadero (GHG Protocol).

Los créditos de carbono y certificados como los I-RECs son herramientas internacionales creadas para reducir o eliminar emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). Estos mecanismos se originaron con el Protocolo de Kioto en 2005 y hoy son promovidos por el Acuerdo de París, renovándose anualmente en las Conferencias de las Partes (COP) sobre cambio climático.

“Compensar el 100 % de nuestras emisiones de Alcance 1 y 2 es un paso clave en nuestro camino hacia una operación más sostenible. Contar con Genneia como aliado en este proceso nos permite seguir impulsando un modelo de negocio responsable y con impacto positivo”, destacó María Jimena Zibana, Gerente de Sustentabilidad de Plaza Logística.

Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad de Genneia, destacó “Estamos muy orgullosos de acompañar, por segundo año consecutivo, a Plaza Logística en su camino hacia la descarbonización. Este tipo de alianzas reflejan el valor de trabajar en conjunto con empresas que asumen un compromiso real con la sostenibilidad y el cuidado del ambiente”.

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 22 % de la generación de energía eólica y el 16 % 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.

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 Mendoza, con una potencia proyectada de 180 MW.

Además, Genneia anunció una nueva inversión para desarrollar su tercer parque solar en esa provincia, ubicado en San Rafael, con una capacidad de 180 MW. También prevé sumar un nuevo desarrollo, San Juan Sur, con una capacidad instalada de 130 MW. Entre sus cuatro parques solares en funcionamiento, Ullum, Sierras de Ullum, Tocota III y Malargüe 1, y los tres en construcción, sumará 310 MW en energía solar.

Por su parte, Plaza Logística cuenta con siete parques ubicados estratégicamente en Ciudad y Provincia de Buenos Aires, construidos bajo estándares ambientales LEED y/o EDGE, y gestiona sus operaciones conforme a las normas ISO 9001, ISO 14001 e ISO 45001.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

La UE estudia endurecer las sanciones a Rusia sobre las importaciones de gas

La Unión Europea propone prohibir totalmente las importaciones de gas y gas natural licuado (GNL) rusos para 2027. Europa ya ha reducido sus importaciones energéticas de Rusia en más de dos tercios, cuando impuso sanciones a dicho país diversificando sus proveedores y fortaleciendo su seguridad energética.

Según la alta representante de Exteriores de la UE, Kaja Kallas, la UE está “muy cerca” de un acuerdo político sobre el decimoctavo paquete de sanciones contra Rusia y aplaude el giro de EE. UU. en este sentido

El Parlamento Europeo podría presionar para implementar la prohibición antes de 2027 y establecer normas aún más estrictas. Algunos legisladores incluso proponen extender las restricciones al petróleo ruso, lo que añade complejidad a las negociaciones entre los estados miembros.

Desde la invasión rusa de Ucrania en febrero de 2022, la Unión Europea ha trabajado para disminuir su dependencia de la energía rusa. La UE respondió a la invasión con sanciones a diversos productos energéticos, incluidos petróleo y gas, que ha ido reforzando durante los últimos tres años mientras reducía su dependencia. Ahora, la UE y varios expertos consideran que Europa no necesitará volver a utilizar gas ruso en el futuro, tras haber fortalecido y diversificado sus cadenas de suministro energético.

En junio, la Comisión Europea (CE) propuso una prohibición legalmente vinculante de las importaciones de gas y GNL rusos para finales de 2027.
De aprobarse, esto pondría fin a una relación comercial energética de décadas. La CE incluyó medidas legales para evitar que miembros de la UE que aún dependen de Rusia, como Hungría y Eslovaquia, bloqueen el plan. No obstante, el objetivo es lograr el apoyo de todos los miembros, incluso si eso implica ofrecer incentivos financieros para abandonar la energía rusa

La propuesta incluye la prohibición de importaciones de gasoductos rusos y contratos de GNL firmados durante el resto de 2025, a partir del 1 de enero de 2026. Las importaciones bajo contratos a corto plazo (menos de un año) firmados antes del 17 de junio de 2025 se prohibirían a partir del 17 de junio de 2026. Los contratos a largo plazo existentes se prohibirían a partir del 1 de enero de 2028. Hungría y Eslovaquia tendrían hasta esa fecha para diversificar sus importaciones antes de que entre en vigor la prohibición.

Si se implementa, el plan terminaría con los contratos de GNL entre Rusia y varias petroleras, como la francesa TotalEnergies y la española Naturgy.
También se prohibiría que terminales de GNL de la UE presten servicios a clientes rusos. Además, las empresas que importen gas ruso deberán divulgar información sobre sus contratos a las autoridades europeas y nacionales.

Desde 2022, la UE ha reducido sus suministros de gas por gasoductos rusos en aproximadamente dos tercios y ha prohibido las importaciones de carbón y petróleo rusos por vía marítima. Sin embargo, sigue dependiendo de grandes volúmenes de GNL ruso. Algunos países piden flexibilizar las sanciones ante el aumento de precios, ya que Rusia ofrece crudo y gas más baratos que sus competidores.
No obstante, el CEO de TotalEnergies, Patrick Pouyanné, declaró en julio que la mayor resiliencia energética de Europa permite prohibir el gas ruso: “Podremos garantizar el suministro energético de Europa sin GNL ruso en 2028”, gracias a nuevas capacidades en construcción en EE.UU. y Qatar.

Aún no es seguro si la UE adoptará la prohibición vinculante, pero la propuesta refleja cuánto ha reducido Europa su dependencia de Rusia. La diversificación del comercio energético ha fortalecido la seguridad energética regional y acelerado el desarrollo de energías renovables en varios países.
Noticias relacionadas

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

En 2024 PDVSA aumentó 15% sus exportaciones

En 2024, gracias al alivio de las sanciones impuestas por Estados Unidos, PDVSA pudo aumentar sus exportaciones petroleras en un 15%, alcanzando los US$ 17.520 millones en 2024.

Venezuela posee una de las mayores reservas petroleras del mundo, pero su producción actual es una fracción de la de hace una década debido a la falta de inversión y las sanciones impuestas al sector desde 2019.

Las licencias otorgadas a la estadounidense Chevron y otras empresas extranjeras en Venezuela permitieron una leve recuperación en la producción y exportaciones desde 2023.Sin embargo, a fines de mayo, Washington revocó esos permisos para crudo venezolano destinado a refinerías de EE.UU. y Europa.
Según datos preliminares de los resultados financieros y operativos de PDVSA en 2024, las exportaciones de crudo y combustibles promediaron 805.500 barriles por día (bpd) el año pasado. Es decir, más del 15% frente a los casi 700.000 bpd de 2023.

PDVSA reportó una producción promedio de 952.000 bpd en 2024, frente a los 783.000 bpd de 2023 registrados por la OPEP de la que es miembro Venezuela.

Según los documentos, la producción de crudo superó 1 millón de bpd en el primer trimestre de 2025, y las autoridades aseguran que las exportaciones continúan con normalidad. Sin embargo, no hay cifras comparativas de años anteriores porque PDVSA no publica sus resultados desde 2016.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Biocombustibles: Nuevos precios para julio con aumentos de hasta 2%

La Secretaría de Energía dispuso incrementos de hasta 2 por ciento en los biocombustibles para su mezcla obligatoria con las naftas y gasoils, incremento que es retroactivo a las operaciones que se realizan durante el mes de julio en curso.

A través de la resolucion 296/2025 Energía fijó en PESOS OCHOCIENTOS CON CUARENTA Y TRES MILÉSIMAS ($ 800,043) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla con nafta, en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (Biocombustibles), el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de julio y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

Asimismo, fijó en PESOS SETECIENTOS TREINTA Y TRES CON DOSCIENTAS SESENTA MILÉSIMAS ($ 733,260) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con las naftas y hasta la publicación de un nuevo precio.

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.

Por otra parte, la misma Secretaría oficializó la resolucion 297/2025 por la cual fijó en PESOS UN MILLÓN TRESCIENTOS DOS MIL CUATROCIENTOS ONCE ($ 1.302.411) por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil según lo dispuesto por la Ley 27.640. Rige para las operaciones durante el mes de julio 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.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Se realizará en Chile la Semana de la Energía de OLADE

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), el Ministerio de Energía de Chile, y el Ministerio de Relaciones Internacionales de Chile oficializaron la realización de la X Semana de la Energía, que contará con la participación de autoridades energéticas de los 27 países miembros del organismo internacional.

Este foro de política energética a nivel regional se realizará entre el 30 de septiembre y el 3 de octubre de 2025 en Santiago de Chile. Se abordarán temas como la descarbonización de las matrices eléctricas, la inteligencia artificial y su impacto en el sector eléctrico, los sistemas de gestión de la demanda, la integración energética regional, así como el papel de los recursos naturales en la seguridad energética y la transición climática.

Entre las actividades destacadas se incluyen la LV Reunión de Ministros de Energía, el III Consejo Empresarial de OLADE y una serie de sesiones técnicas que contarán con más de 180 panelistas con una participación de aproximadamente 3.000 asistentes en un diálogo directo entre gobiernos, el sector privado y organismos multilaterales.

“La Semana de la Energía se ha consolidado como el evento más influyente para el diálogo estratégico en el ámbito energético de América Latina y el Caribe. En esta edición, buscamos resaltar soluciones concretas para una transición que sea tecnológica, justa e inclusiva”, afirmó Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLADE.

Detalles del evento
En el marco de la X Semana de la Energía, se desarrollarán encuentros paralelos que enriquecerán el diálogo multisectorial en torno a los desafíos y oportunidades del sector energético. Entre ellos destaca “Desafíos socioterritoriales para la Transición Energética”, que reunirá a actores del sector público, privado, sociedad civil y comunidades para construir un mapeo regional de estrategias socioterritoriales que impulsen proyectos energéticos inclusivos y sostenibles.

Otro encuentro será el II Seminario Internacional de Interconexión Energética en Latinoamérica, que abordará los retos técnicos, políticos y económicos de la integración regional.

Chile, como país anfitrión de esta décima edición, se distingue por su política energética. Ha logrado un 60 % de capacidad instalada en energías renovables no convencionales, liderando la región en energía solar y avanzando significativamente en el desarrollo del hidrógeno verde. Además, promueve un marco normativo moderno en eficiencia energética, electromovilidad y ordenamiento territorial con bajas emisiones.

Los organizadores han habilitado el sitio oficial del evento —www.semanadelaenergia.olade.org— donde se puede consultar la agenda preliminar, registrarse gratuitamente como participantes.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

VMOS: Estudian el suelo marino en Punta Colorada

Compañía VMOS (Vaca Muerta Oleoducto Sur) encaró el viernes 11 de julio y por el plazo de cuatro semanas un estudio geotécnico en el suelo marino de Punta Colorada, Sierra Grande. Se llevar a cabo desde una embarcación especial, que se ubica a una distancia de entre 5 y 9 kilómetros de la costa.

Los trabajos de análisis de suelo son centrales para determinar cómo se realizará el anclaje de las dos monoboyas que ubicarán en la zona para la exportación de petróleo.

El buque que se utiliza para el estudio es el OSV Fugro Resilience, con bandera de Bahamas, que tiene 83,4 metros de eslora y posee la última tecnología que existe para trabajos geotécnicos. Será posicionado de forma remota y posee un laboratorio a bordo para analizar las muestras que se tomen y que luego serán enviadas a centros especializados en Estados Unidos para su caracterización final.

El estudio geotécnico se realizará bajo las más estrictas normas de seguridad y de preservación del ambiente, se indicó.

El proyecto VMOS consta de un oleoducto de 437 kilómetros más una terminal de exportación de clase mundial. Permitirá exportar 550 mil barriles diarios de petróleo en 2027.

VMOS es un consorcio de empresas líderes de la industria energética del país, integrado por YPF, Pan American Energy, Vista Energy, Pampa Energía, Chevron Argentina, Pluspetrol, Shell Argentina y Tecpetrol, para la construcción y operación del oleoducto y la exportación de crudo producido en Vaca Muerta.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Figueroa dispuso la renuncia de Gutierrez en YPF

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, decidió que su antecesor en el cargo, Omar Gutierrez, no debe seguir integrando el Directorio de la petrolera de mayoría estatal YPF.

A traves de X Figueroa informó que “En el día de hoy (Viernes 11/7) le pedí al Cr. Omar Gutiérrez la renuncia inmediata al cargo de Director de YPF S.A., en el marco de las facultades de la provincia para designar un representante que esté en consonancia con los lineamientos estratégicos y objetivos definidos por la actual gestión de gobierno para la etapa institucional que atraviesa Neuquén y su posicionamiento en la empresa mencionada, de cara al futuro”.

No abundó en detalles acerca de la falta de “consonancia” respecto de los “lineamientos estratégicos” definidos por su gestión en cuanto a YPF.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Vista Energy aumentó su producción 81 % tras la adquisición del 50 % de La Amarga Chica

Vista Energy presentó los resultados del segundo trimestre del año, en los que reportó una producción total de 118.000 boe/d, un 81 % más que en el mismo período del 2024, y una producción de petróleo de 102.000 bbl/d, un crecimiento interanual del 79 %. Este incremento se da tras la consolidación de la adquisición del 50% del bloque La Amarga Chica, la segunda mayor área de Vaca Muerta medida por producción de petróleo.

La actividad de nuevos pozos se aceleró contra el trimestre anterior, con 24 pozos conectados durante el período: 8 en Bajada del Palo Oeste, 4 en Bajada del Palo Este y 12 correspondientes a la participación del 50 % en La Amarga Chica. En particular, las nuevas conexiones en La Amarga Chica impulsaron una suba en la producción del bloque, que pasó de 35.000 boe/d en abril a 43.000 boe/den junio, se detalló.

El EBITDA ajustado del período fue de 404.5 millones de dólares, un 40 % superior al mismo período de 2024 y un 47 % más que en el primer trimestre de 2025. El margen de EBITDA ajustado fue del 66 %, lo que representa un aumento de 4 puntos porcentuales respecto al primer trimestre, gracias a la eficiencia relacionada a costos de comercialización.

En el trimestre, Vista exportó el 61% de los volúmenes de venta de crudo.

Los ingresos totales alcanzaron los 610.5 millones de dólares, un 54 % por encima del mismo período de 2024. Los ingresos netos de derechos de exportación durante el trimestre fueron de 593 millones de dólares, mientras que los ingresos netos por exportaciones de petróleo y gas ascendieron a 345 millones de dólares, lo que representa el 58 % del total de ingresos netos.

La ganancia neta fue de 235.3 millones de dólares, lo que representa un incremento del 184 % respecto al trimestre anterior y un aumento del 68 % en comparación con el mismo período del año anterior.

El lifting cost fue de 4.7 USD/boe, un 4 % superior al del segundo trimestre de 2024 y sin variaciones frente al trimestre anterior, lo que refleja el enfoque de la compañía en la eficiencia.

La inversión durante el segundo trimestre de 2025 fue de 356.1 millones de dólares.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

La Ceph renovó autoridades hasta 2027

Carlos Ormachea, chairman de Tecpetrol, fue reelecto para presidir por un segundo período la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (Ceph) por los dos próximos años, acompañado por un representante de Pan American Energy Argentina, en la vicepresidencia primera, e YPF S.A., en la segunda.

El cuerpo de autoridades se completa con la secretaría general: Vista Energy Argentina SAU; prosecretaría: Total Austral SA; tesorería: Pampa Energía SA; protesorería: Compañía General de Combustibles SA; vocalía titular 1: Chevron Argentina SRL; vocalía titular 2: Pluspetrol SA; vocalía titular 3: Shell Argentina SA; vocalía titular 4: Compañías Asociadas Petroleras SA; vocalía titular 5: Phoenix (El Trebol); vocalía titular 6: Wintershall Dea Argentina S.A. (hoy Harbour Energy); vocalía titular 7: Equinor Argentina S.A; vocalía titular 8: Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A.; revisoría de cuentas: PECOM Energía S.A.

La Ceph seguirá trabajando para enriquecer los debates sobre las políticas públicas que involucran a la actividad y para construir consenso con los gobernantes de todas las jurisdicciones, trabajadores y habitantes de las comunidades involucradas en su quehacer.

El reto es contribuir al crecimiento de la actividad, cuidando la sustentabilidad ambiental y social y diseñando proyectos de largo plazo que tengan la fortaleza de sobrevivir a cualquier avatar económico.

Las nuevas autoridades asumen el compromiso de continuar fortaleciendo el rol de la Cámara como espacio de diálogo técnico e institucional, a fin de fomentar la inversión, la innovación y el desarrollo energético, en línea con los desafíos globales de transición y seguridad energética.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

VMOS concreta financiamiento para avanzar con el Oleoducto Vaca Muerta Sur

VMOS S.A. creada para desarrollar el Vaca Muerta Oleoducto Sur, la obra de infraestructura privada más importante de las últimas décadas en el país, concretó la firma de un préstamo sindicado por 2.000 millones de dólares destinado a financiar la realización del proyecto.

VMOS S.A. tiene por accionistas a YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Vista, Chevron Argentina, Shell Argentina y Tecpetrol.

Al anunciar este hito financiero en el proyecto se destacó que “esta iniciativa estratégica permitirá liberar todo el potencial exportador de petróleo del país”.

El financiamiento anunciado fue liderado por cinco bancos de primera línea internacional: Citi, Deutsche Bank, Itau, JP Morgan y Santander e incluye la participación de un grupo de 14 bancos e inversores institucionales internacionales de primera línea, se destacó.

La operación representa para el país la reapertura del mercado internacional de Project Finance, cerrado desde 2019. Además, constituye el mayor préstamo comercial para la realización de un proyecto de infraestructura en la historia argentina y uno de los cinco más importantes en el sector petróleo y gas en América Latina, se explicó.

El préstamo tiene un plazo de 5 años y pagará una tasa de SOFR más 5,5 %. El mismo permitirá financiar el 70 % del capital requerido para la obra. El 30 % restante será aportado por los socios, se describió.

El proyecto ya se encuentra en construcción, con múltiples frentes de obra: el oleoducto que conectará Allen con la terminal de exportación en Punta Colorada, Río Negro; plantas compresoras; la terminal portuaria; y la playa de almacenamiento.

Está previsto que entre en operación hacia fines de 2026 con una capacidad de transporte inicial de 180.000 barriles diarios, que se irá incrementando hasta alcanzar una capacidad máxima de 550.000 barriles diarios en 2027.

Esta es una obra estratégica para el desarrollo de todo el potencial de Vaca Muerta y permitirá alcanzar el objetivo que tiene la industria de convertir a Argentina en un exportador global de energía.

VMOS es una sociedad anónima integrada por YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Vista, Chevron Argentina, Shell Argentina y Tecpetrol como socios Clase A, y GyP como socio Clase B, para la construcción del proyecto.

De la gestión y firma del financiamiento para VMOS participaron : Pablo Gamero; CFO Shell; Adolfo Zuberbuhler, CFO de Pampa Energía; Rodolfo Berisso, Vicepresidente Ejecutivo de Administración y Finanzas de Pan American Energy; Federico Barroetaveña, CFO de YPF; Nancy Repetto, CFO Pluspetrol; Pablo Vera Pinto, Co Fundador y CFO de Vista Energy; Gerald Free, General Manager Business – Chevron Argentina; Claudio Gugliuzza, Presidente de Áreas Corporativas de Tecpetrol.

También Juan Borchardt, presidente de Deutsche Bank; Facundo Gomez Minujin, CEO Argentina, Uruguay, Bolivia y Paraguay de JPMorgan; Horacio Marín, Presidente y CEO de YPF; Juan O’ Connor, CEO Argentina Itau; Federico Elewaut, CEO de Citibank Argentina: Alejandro Butti, CEO en Santander Argentina; Gustavo Chaab, CEO de VMOS.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Modifican la Ley de Inversiones Mineras y del Banco Nacional de Información Geológica

En el marco de las facultades delegadas a través de la Ley de Bases, el Gobierno Nacional modificó mediante el Decreto 449/25 las leyes 24.196/1993 (de Inversión Minera), y 24.466/1995 (Banco Nacional de Información Geológica), con el fin de “adecuar funciones de la Secretaría de Minería que imponían cargas burocráticas que carecían de racionalidad o de una adecuada proporcionalidad con los fines que las normas ahora modificadas procuraban alcanzar”, comunicó Minería.

Una de las modificaciones más importantes es que se agilizó el trámite de verificación de las inversiones realizadas y proyectadas por una empresa.

Los formularios que estaban vigentes contenían más de 1.000 campos de datos para completar, en los cuales 80 % de la información requerida no tenía respaldo legal, se indicó.

“A partir de ahora, el beneficiario deberá presentar un informe sobre las inversiones pasadas elaborado por un profesional independiente, optimizando así las tareas de control de la autoridad de aplicación y eliminando carga administrativa”, se definió.

Por otro lado, con la modificación del texto del artículo 10, se acotarán significativamente los tiempos que le lleva a la Secretaría de Minería otorgar un certificado de estabilidad fiscal a la empresa que lo solicite. Hasta hoy, este trámite llevaba un tiempo promedio de un año.

El certificado se emitía con las contribuciones tributarias y tasas aplicables a cada proyecto en las distintas esferas gubernamentales, de orden nacional, provincial y municipal, que cada una de ellas debía remitir a la Secretaría de Minería, lo que dilataba el proceso. Ahora resulta suficiente que el certificado indique expresamente la fecha en que se consagra la estabilidad fiscal.

Con el fin de reducir la intervención estatal y maximizar la eficiencia en la gestión pública, se corrigió la superposición de tareas entre la Secretaría de Minería y el Servicio Geológico Minero Argentino (SEGEMAR) en lo que respecta al procesamiento de datos geológicos, poniendo bajo la órbita del SEGEMAR el Banco Nacional de Información Geológica creado por la Ley 24.466.

Dicho organismo tiene las herramientas para cumplir con esta tarea, que también realizaba habitualmente, se indicó.

A partir de ahora, los inscriptos en el Régimen de Inversiones Mineras deberán aportar a la autoridad de aplicación la información geológica de superficie de las áreas exploradas y esta se incorporará al Banco de Datos del SEGEMAR, cuyo objetivo es el de registrar para consulta pública toda información geológica del territorio nacional.

La Ley 24.196, de Inversiones Mineras, busca promover el desarrollo de la actividad minera en Argentina, estableciendo un régimen de fomento que ofrece incentivos a las inversiones en este sector mediante la estabilidad fiscal, algunos beneficios impositivos y facilidades en la importación de bienes y servicios.

Aspectos destacados de la Ley:
La ley crea un marco legal específico para la actividad minera, regulando las inversiones y estableciendo beneficios para quienes desarrollen proyectos.
Uno de los principales incentivos es la garantía de estabilidad fiscal por un período de 30 años, lo que significa que las empresas mineras no verán incrementada su carga tributaria original durante ese tiempo.
La ley prevé beneficios como la deducción del Impuesto a las Ganancias, la devolución del IVA y la amortización acelerada de inversiones.

Se establecen beneficios para la importación de bienes de capital, equipos e insumos necesarios para la actividad minera, con exenciones de derechos de importación y otros gravámenes.

Para acceder a los beneficios, las empresas deben inscribirse en el Registro de Inversiones Mineras, a cargo de la Secretaría de Minería de la Nación.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

La Big Beautiful Bill: Estados Unidos redefine su estrategia energética

Con la firma de la Big Beautiful Bill, el gobierno de Donald Trump dejó en claro hacia dónde quiere orientar el futuro energético de Estados Unidos. La ley, firmada el 4 de julio, desarma gran parte de los mecanismos fiscales que favorecieron la transición energética impulsada por el gobierno del ex presidente Biden, y propone un marco nuevo centrado en capacidad instalada nacional y reducción de la dependencia de China.

El paquete es extenso y toca múltiples sectores, pero el impacto más inmediato y estructural se da en el energético. Se eliminan o restringen incentivos clave para renovables, se apuesta fuerte por nuclear e hidrocarburos.

Incentivos bajo revisión

La ley modifica los principales beneficios fiscales que habían sido establecidos en la Inflation Reduction Act de 2022. En términos prácticos, eso significa que proyectos de energía solar, eólica o almacenamiento eléctrico solo podrán acceder a los descuentos impositivos federales si comienzan su construcción antes de julio de 2026 y entran en operación antes de fines de 2027. Estos beneficios estaban diseñados para estimular la producción de electricidad con baja emision de c02 y, en muchos casos, podían representar entre un 30 % y un 50 % de ahorro sobre el costo total del proyecto.

Después de ese plazo, cualquier desarrollo que utilice componentes fabricados por entidades consideradas “de preocupación extranjera” (una categoría que incluye a muchas compañías chinas) queda automáticamente excluido. Esto afecta directamente a las cadenas de suministro de tecnologías como los paneles solares, baterías,turbinas eólicas,  etc. donde la participación china es dominante.

Por otro lado, la ley introduce restricciones al mecanismo de transferencia de beneficios fiscales, que permitía a las empresas vender esos créditos a terceros —por ejemplo, a fondos de inversión— para financiar parte del proyecto sin necesidad de contar con una gran carga tributaria propia. Este mecanismo había sido clave para movilizar capital privado en proyectos limpios a gran escala. A partir de 2027, esa posibilidad se limita en sectores como la manufactura de componentes para energías renovables, lo que debilita el atractivo de instalar fábricas de baterías, paneles u otros productos asociados a “energías limpias”.

Qué se promueve

Mientras se recortan los incentivos para renovables, la ley extiende beneficios para proyectos nucleares e hidrocarburiferos a 2033. También se reformula el programa de reinversión en infraestructura energética para priorizar proyectos que puedan aportar oferta firme y previsible. Esto apunta a gas, principalmente, aunque el crecimiento en esa área está limitado por los cuellos de botella en la cadena de fabricación, almacenamiento y distribución.

Además, se revocan fondos de programas de electrificación, eficiencia energética, redes de transmisión y financiamiento de innovación, y se elimina el Loan Programs Office (ente encargado de proveer fondos a proyectos y “start-ups” al sector renovables) del Departamento de Energía.

Cambio de enfoque

Para la administración Trump, el objetivo declarado es recuperar el control industrial y evitar depender de proveedores extranjeros en sectores críticos. los cambios introducidos en la OBBBA buscan fortalecer la base manufacturera nacional y garantizar la confiabilidad del sistema eléctrico en un contexto de alta demanda.

Pero para buena parte de la industria energética, especialmente la que apostó por desarrollos renovables y cadenas locales de suministro, el nuevo marco introduce incertidumbre fiscal, riesgo regulatorio y pérdida de competitividad. Empresas que habían planificado nuevas fábricas en EE.UU. para aprovechar los beneficios de la IRA están revisando inversiones o paralizando proyectos.

La matriz americana y el “there and back again…”

La ley genera un reacomodamiento de incentivos que afecta también al posicionamiento global de EE.UU. Hasta ahora, el país venía atrayendo capital extranjero: europeo, coreano, japonés, interesado en fabricar componentes para baterías, vehículos eléctricos o paneles solares en territorio norteamericano. Con las nuevas reglas, parte de ese flujo se puede desviar hacia otras regiones, como el sudeste asiático o Europa, donde todavía se mantienen incentivos estables.

La pregunta de fondo es si el recorte de créditos fiscales, incluso con un plan de sustitución nacional, logrará fortalecer la seguridad energética o si, por el contrario, podría dejar a EE.UU. más expuesto a las mismas cadenas globales que busca evitar. Ya lo dijo Hillary Clinton en su primer debate con trump en 2016, las renovables son de interes nacional, no por agendas verdes o cubrir demanda, sino para no quedarse atras y perder mercados.

La ley apuesta por una matriz más firme, menos dependiente del clima y más integrada al aparato industrial doméstico. Pero lo hace a costa de reducir herramientas que habían generado dinamismo, empleo y atracción de inversión en sectores estratégicos. En un mundo que compite por posicionarse en la transición energética, la BBB implica un fuerte golpe a la “agenda verde” americana 

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

La OPEP+aumentará la producción diaria de petróleo a partir de Agosto

La OPEP+, liderada por Arabia Saudí y Rusia, aumentará en 548.000 barriles diarios (bd) su oferta de petróleo a partir del 1 de agosto, un volumen superior en 137.000 bd al de los tres meses anteriores y al que se esperaba en los mercados.

Ocho de los veintidós países de la entente (Arabia Saudí, Rusia, Irak, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait, Kazajistán, Argelia y Omán) decidieron acelerar, por segunda vez, el ritmo con el que están devolviendo al mercado los 2,2 millones de barriles diarios (mbd) que retiraron en 2023 de forma voluntaria y adicional a otras reducciones de todo el grupo.

“Los ocho países participantes implementarán un ajuste de producción de 548.000 barriles diarios en agosto de 2025, a partir del nivel de producción requerido para julio de 2025”, señalaron los ministros del sector de las citadas naciones en la nota.

Al igual que en los tres meses anteriores, el grupo prevé un aumento de la demanda de petróleo a pesar de la incertidumbre económica.

El recorte total que están deshaciendo ‘los Ocho’ es adicional al de 3,66 mbd que la OPEP y sus diez naciones aliadas mantienen vigente hasta el 31 de diciembre de 2026.

Los tres socios de la OPEP Venezuela, Irán y Libia están exonerados de estos compromisos debido a las limitaciones involuntarias que afrontan sus industrias petroleras por diversas causas, desde sanciones hasta conflictos armados.

La decisión de hoy llega en un momento de gran volatilidad de los “petroprecios”, con fuertes oscilaciones que reflejan altibajos vinculados a múltiples conflictos, desde la guerra arancelaria hasta las tensiones bélicas en Medio Oriente y en Ucrania.

Tras el estallido de la llamada ‘Guerra de los 12 días’ entre Israel e Irán a mediados de junio, los ‘petroprecios’ se dispararon más del 12%, hasta rozar los 80 dólares el barril, pero luego, tras un alto el fuego entre las partes, volvieron a la baja.

El crudo Brent, de referencia para Europa, cerró la semana a 68,30 dólares por barril, con un retroceso del 0,73% respecto al cierre del jueves.

Los ministros de ‘los Ocho’ volverán a reunirse el 3 de agosto para revisar la situación y fijar el nivel de su oferta petrolera a partir de septiembre.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Activan decreto que promueve una reforma estructural del sector eléctrico

A través del Decreto 450/2025, que aprueba las adecuaciones a las leyes 15.336 (Régimen de Energía Eléctrica) y 24.065 (Marco Regulatorio Eléctrico), el Gobierno Nacional definió las bases jurídicas para una reforma estructural del sector eléctrico que tendrá al sector privado como actor clave .

Este decreto, dictado en el marco del artículo 162 de la Ley de Bases “permitirá avanzar en el proceso de lograr un mercado eléctrico competitivo, abierto y transparente”, comunicó la Secretaría de Energía. Para concretar dicha reforma se estableció un período de transición de 24 meses-

Durante 20 años, el Estado había gastado más de 105.000 millones de dólares en sostener un sistema eléctrico ineficiente, manipulado y cerrado, que había desincentivado a la inversión. Esa etapa concluyó y comenzó una nueva basada en la libertad, la competencia y en asegurar el suministro a largo plazo con mayor eficiencia, argumenta la comunicación oficial.

“El gobierno Nacional le devuelve al sector eléctrico su verdadera esencia: una industria basada en la inversión privada, la autosuficiencia económico-financiera, las señales de mercado y la libertad de elección”, puntualizó una declaración oficial que respalda el nuevo decreto.

Las principales transformaciones que impulsa el decreto son:
● Se habilita la apertura total al comercio internacional de energía eléctrica, con reglas claras y previsibles. El Estado solo podrá objetar operaciones por razones técnicas o de seguridad del suministro.
● Se restablece y fortalece la posibilidad de celebrar contratos de compraventa entre privados, revirtiendo lo establecido en 2013, para promover previsibilidad, estabilidad en el abastecimiento e inversiones de largo plazo.
● Se ratifica la libre elección del proveedor por parte de los usuarios finales, garantizando que los consumidores puedan decidir con quién contratar su energía, sin obstáculos regulatorios ni trabas operativas.
● Se introducen mecanismos regulatorios para que el usuario sepa qué paga. Su factura no podrá incluir tributos de orden local ni cargos ajenos a los bienes y servicios efectivamente facturados.
● Se establecen múltiples alternativas para el desarrollo de la infraestructura de transporte eléctrico, procurando la inversión privada, habilitando la libre iniciativa a propio riesgo.

“De manera coordinada con el proceso de normalización del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que lleva adelante la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, el decreto fija un período de transición de 24 meses, durante el cual se deberá adecuar toda la normativa complementaria y garantizar una implementación gradual, ordenada y previsible de esta transformación”, se puntualizó.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

El Gobierno reglamentó la creación del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad

El Gobierno Nacional oficializó, mediante el Decreto 452/2025, la constitución del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENARGYE), en cumplimiento de lo dispuesto por el artículo 161 de la Ley de Bases 27.742.

Este nuevo organismo unifica las funciones hasta ahora desempeñadas por el Ente Regulador del Gas (ENARGAS) y el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), “con el objetivo de mejorar la eficiencia del Estado, modernizar la regulación y optimizar el uso de los recursos públicos”, comunicó la Secretaría de Energía.

Al respecto se argumentó que “la creación del Ente único permitirá eliminar estructuras duplicadas y fortalecer la coordinación regulatoria sobre servicios públicos esenciales como el gas natural y la electricidad”.

“El proceso de transición contempla la continuidad operativa de las estructuras existentes hasta tanto se apruebe la organización definitiva del nuevo Ente, asegurando así la estabilidad institucional y la calidad del servicio”, se indicó.

El ENARGYE funcionará en el ámbito de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía y llevará a cabo todas las medidas necesarias para cumplir las misiones y funciones asignadas por las Leyes marco 24.076 y 24.065 al ENARGAS y al ENRE, respectivamente.

El ENARGYE deberá comenzar a funcionar dentro de los 180 días corridos desde la publicación del decreto ya oficializado, para lo cual deberá estar debidamente conformado su Directorio.

Hasta tanto el ENARGYE apruebe su estructura orgánica mantendrán su vigencia las actuales unidades organizativas del ENARGAS) y del ENRE y las responsabilidades, competencias y funciones asignadas en el marco legal y reglamentario vigente, a fin de mantener el adecuado funcionamiento operativo del Ente regulador.

El nuevo Ente gozará de autarquía, independencia funcional y presupuestaria; como asítambién de plena capacidad jurídica para actuar en los ámbitos del derecho público y privado. Su patrimonio estará constituido por los bienes que se le transfieran y los que adquiera en el futuro por cualquier título. Tendrá su sede en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

El ENARGYE deberá aprobar su estructura organizativa, será dirigido y administrado por un Directorio integrado por 5 miembros, uno de los cuales será el Presidente, otro el Vicepresidente y los restantes serán Vocales, designados todos ellos por el Poder Ejecutivo Nacional.

A los efectos de la designación de los miembros del Directorio del Ente, la S.E. conducirá el proceso de selección que garantice que la elección se realice entre personas con antecedentes técnicos y profesionales en la industria del gas y de la electricidad.

Sus mandatos durarán 5 años y podrán ser renovados en forma indefinida. Cesarán en sus mandatos en forma escalonada cada año. Al designar el primer Directorio, el Poder Ejecutivo establecerá la fecha de finalización del mandato de cada uno para permitir el escalonamiento.

Concluido el proceso de selección, la recomendación de la Secretaría de Energía será elevada al Poder Ejecutivo dentro del plazo de 15 días corridos.

Los miembros del Directorio tendrán dedicación exclusiva en su función, alcanzándoles las incompatibilidades fijadas por ley para los funcionarios públicos y solo podrán ser removidos de sus cargos por acto fundado del Poder Ejecutivo Nacional.

Con carácter previo a la designación y/o a la remoción, el Poder Ejecutivo deberá comunicar los fundamentos de la decisión a una comisión del Congreso de la Nación integrada por los presidentes y vicepresidentes de las comisiones que cada una de las Cámaras determine en función de su incumbencia, garantizando una representación igualitaria de senadores y diputados. Dicha comisión deberá emitir opinión dentro del plazo de 30 días corridos de recibidas las actuaciones.

Emitida dicha opinión o transcurrido el plazo para ello, el Poder Ejecutivo quedará habilitado para el dictado del acto respectivo y, en el caso del acto de designación, se especificará quién asume como Presidente, Vicepresidente, y Primero, Segundo y Tercer Vocal.

En caso de no constituirse la referida comisión en el plazo de 10 días corridos contados desde la comunicación indicada, el Poder Ejecutivo comunicará los fundamentos de las designaciones o remociones a los presidentes de ambas Cámaras. Transcurridos 30 días corridos desde tal comunicación, el Poder Ejecutivo quedará habilitado para el dictado del acto respectivo.

Los miembros del Directorio no podrán ser propietarios ni tener interés alguno, directo o indirecto, en empresas reconocidas como actores del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) conforme al artículo 4º de la Ley 24.065, ni en empresas reconocidas como sujetos activos de la industria del gas natural conforme al artículo 9º de la Ley 24.076, ni en empresas controlantes o controladas por las anteriores.

El Presidente del Directorio ejercerá la representación legal del ENARGYE y en caso de impedimento o ausencia transitoria será reemplazado por el Vicepresidente. El Directorio formará quorum con la presencia de 3 de sus miembros, uno de los cuales deberá ser el Presidente o quien lo reemplace, y sus resoluciones se adoptarán por mayoría simple. El Presidente o quien lo reemplace tendrá doble voto en caso de empate.

Serán funciones del Directorio:
a. aplicar y fiscalizar el cumplimiento de las normas legales y reglamentarias que rigen la actividad del Ente;
b. dictar el reglamento interno del cuerpo;
c. asesorar al Poder Ejecutivo Nacional en todas las materias de competencia del Ente;
d. contratar y remover al personal del Ente, fijándole sus funciones y condiciones de empleo;
e. formular el presupuesto anual de gastos y cálculo de recursos, que se elevará a aprobación del Poder Ejecutivo para su inclusión en el proyecto de ley nacional de presupuesto del ejercicio correspondiente;
f. confeccionar anualmente su memoria y balance;
g. aplicar las sanciones previstas en los marcos regulatorios del gas y la electricidad y su normativa complementaria; y
h. en general, realizar todos los demás actos que sean necesarios para el cumplimiento de las funciones del Ente y los objetivos previstos en los referidos marcos regulatorios.

El ENARGYE se regirá en su gestión financiera, patrimonial y contable por las disposiciones de las Leyes 24.076 y 24.065 y los reglamentos que a tal fin se dicten. Quedará sujeto al control externo que establece el régimen de contralor público.

Las relaciones con su personal se regirán por la Ley de Contrato de Trabajo, no siéndoles de aplicación el régimen jurídico del Sistema Nacional de Empleo Público (SINEP).

El nuevo Ente Regulador confeccionará anualmente su presupuesto, estimando razonablemente los gastos e inversiones correspondientes al próximo ejercicio.

Será publicado previo a su elevación por el Poder Ejecutivo, dando oportunidad a los transportistas, distribuidores, almacenadores, comercializadores, usuarios y consumidores a objetarlo fundadamente sin carácter vinculante.

Los recursos del ENARGYE se formarán con los siguientes ingresos:
a. la tasa de inspección y control creada por las Leyes 24.076 y 24.065;
b. los subsidios, herencias, legados, donaciones o transferencias bajo cualquier título que reciba;
c. los demás fondos, bienes o recursos que puedan serle asignados en virtud de las leyes y reglamentaciones aplicables;
d. los intereses y beneficios resultantes de la gestión de sus propios fondos; y
e. los ingresos provenientes de la venta de obleas para Gas Natural Vehicular o de otros derechos de inscripción que determine el ENARGYE.

El personal que a la fecha de inicio de funciones del referido ENARGYE se encontrare prestando servicios en el ENARGAS y en el ENRE mantendrá su situación de revista y condiciones de empleo, hasta su reubicación en la estructura orgánica del nuevo Ente.

El Decreto instruye a la S.E. para que, en un plazo de 30 días hábiles desde la publicación de dicha norma, inicie el proceso de selección de los miembros del primer Directorio del ENARGYE.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Gobiernos de Chubut, Neuquén y Río Negro encaran ampliación del Gasoducto Cordillerano

El gobernador de Chubut, Ignacio Torres, junto a sus pares de Neuquén y Río Negro, Rolando Figueroa y Alberto Weretilneck, anunció el inicio de la obra de ampliación del Gasoducto Cordillerano Patagónico.

Los tres gobernadores de la región patagónica firmaron el acuerdo de inicio de obra; también estuvieron presentes, intendentes de la Comarca Andina, legisladores nacionales y provinciales.

La ampliación del Gasoducto Cordillerano Patagónico implica la instalación de dos plantas compresoras en las localidades de Gobernador Costa y Alto Río Senguer, a partir de una serie de gestiones llevadas a cabo por el mandatario chubutense junto a sus pares ante los correspondientes organismos nacionales.

Las provincias de Chubut, Neuquén y Río Negro financiarán, en partes equivalentes y con fondos propios, la importante obra cuyo costo asciende a 50 millones de dólares y que será ejecutada por Camuzzi Gas del Sur S.A.

La ampliación del Gasoducto Cordillerano se enmarca en la Resolución 2877/03 del Ente Regulador del Gas (Enargas), y la autorización del organismo al proyecto de obras presentado por Camuzzi Gas del Sur “que consiste en la instalación, montaje, finalización y puesta en marcha operativa de las plantas compresoras sitas en las localidades de Río Senguer y Gobernador Costa, provincia de Chubut”.

Además, con la Resolución 442 de Enargas, firmada el 30 de junio del corriente año, los Bancos del Chubut y de Neuquén ejecutarán el préstamo a Camuzzi Gas del Sur, quien dará inicio formal a la obra. De esta forma, se avanzará con el montaje de las plantas de Alto Río Senguer y luego de Gobernador Costa, quedando operativas para el próximo invierno.

Las plantas compresoras, cuyo sitio de origen es Rosario, Santa Fe, donde permanecieron en desuso durante más de seis años, ya fueron trasladadas a las localidades de Gobernador Costa y Alto Río Senguer, y su implementación permitirá ampliar la capacidad del Gasoducto Cordillerano Patagónico en 300 mil metros cúbicos diarios.

De este modo, el transporte de gas natural ascenderá de 1.200.000 m³ diarios en el Ramal Sur, a 1.500.000 m³/d, facilitando el acceso de más de 12 mil viviendas de la región a un servicio básico y esencial, incluyendo localidades cuyas dificultades geográficas y topográficas dificultan el acceso al suministro, incluyendo hospitales, escuelas e instalaciones públicas.

El gobernador Torres sostuvo que “cuando hablamos de gasoductos, nos referimos a obras que no se ven, pero que son muy caras y necesarias, y este hermanamiento de las provincias patagónicas nos llevó a que, después de 20 años, podamos estar ejecutando más del 80 % de la conexión del Gasoducto Cordillerano Patagónico con el Gasoducto San Martín, para finalizarla en agosto”.

“El objetivo es que, para el próximo invierno, no se padezcan más los trastornos que la falta de gas genera, como así también contar con un acceso a un servicio indispensable”, señaló Torres, destacando que “estamos solucionando una problemática histórica porque tomamos la decisión política de encararla, nos pusimos de acuerdo y encontramos un esquema de apalancamiento financiero para poder realizar esta obra tan necesaria”.

El mandatario hizo hincapié en “la necesidad de una reparación histórica para los patagónicos, ya sean chubutenses, rionegrinos, santacruceños o neuquinos” y planteó que “parece hasta surrealista pensar que, siendo el motor energético de la Argentina, en la región haya pueblos aislados que no tienen acceso al gas”.

“Eso es una injusticia sobre la cual tenemos la responsabilidad moral, como dirigentes patagónicos, de poner sobre la mesa al momento de discutir qué modelo de país queremos”, remarcó.

Por su parte, el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, agradeció a Torres por la “permanente insistencia, desde el primer día, de poner en la agenda patagónica las obras del gasoducto” y sostuvo que “muchas veces, nos planteamos cómo trabajar de manera más coordinada a nivel regional, y hay una innumerable cantidad de temas que día a día llevamos adelante las administraciones provinciales en silencio y con nuestros intendentes y legisladores”.

“Todos sabemos la importancia de la Patagonia en el sistema energético nacional: proveemos el 98% del gas, el 97 % del petróleo que hace funcionar al país, entregamos cerca del 28 o 30 por ciento de la energía eléctrica generada con hidroelectricidad, y cerca del 70 % de la energía eólica”. “Nuestro país funciona y existe por lo que produce la Patagonia, desde el punto de vista energético, por eso esta obra tiene una importancia trascendental”, consideró Weretilneck.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, destacó que “nuestra región siempre ha sido postergada y observada en forma periférica, pero los patagónicos seguimos poniendo el hombro, proveyendo de energía al país con la contradicción de que muchos de nuestros vecinos no pueden tener gas en sus hogares, y estas son las injusticias que nos duelen y que nos hacen estar más unidos que nunca”.

Asimismo, Figueroa afirmó que “los patagónicos hemos decidido pelear por nuestras provincias, y estamos convencidos de que la única forma de sacar el país adelante es brindando la posibilidad de que la Argentina crezca, y eso viene de la mano de la energía”.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Gas: Mejora la presión en ductos. Reactivan provisión a Industrias y GNC con contratos en firme

La Secretaría de Energía afirmó hoy viernes (4/7) que “el sistema de transporte de gas ya no se encuentra en emergencia y las presiones en los gasoductos y estaciones de regulación y medición se encuentran normalizadas”.

Por este motivo, el Comité de Emergencia (que fue convocado por las empresas transportistas y distribuidoras, liderado por ENARGAS y con participación de la Secretaría de Energía, CAMMESA y ENARSA) “dio por finalizada su tarea y se resolvió avanzar con la liberación de los cortes a estaciones de GNC e industrias con contratos (de provisión) en firme, manteniéndose únicamente las restricciones para consumos con abasto interrumpible”, se indicó.

En la ciudad de Mar del Plata, (que sufrió cortes del suministro domiciliario de gas por redes) “el servicio está prácticamente restablecido en su totalidad, según informó la empresa distribuidora Camuzzi”, puntualizó la S.E.

Desde el fin de semana último el sistema de provisión de gas natural atravesó una crisis por la combinación de una menor inyección por parte de algunas productoras, y una demanda muy elevada ante la intensa ola de frío que azotó a gran parte del país, disminuyendo la presión en los ductos.

La situación derivó en el corte de suministro de gas por redes a industrias y a estaciones de GNC con cualquier variante de contrato. Un hecho inusitado fué además el corte del suministro a nivel residencial en varias zonas de Mar del Plata.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

El Gobierno decretó la desregulación del mercado del GLP. Se eliminan precios de referencia

El Gobierno Nacional, a través del Decreto 446/20205, avanzó en la desregulación del sector del Gas Licuado de Petróleo (GLP).

La norma incluye medidas como la eliminación de los precios de referencia, de las autorizaciones previas para exportar y la simplificación de la incorporación de nuevas empresas para tener un mercado de garrafas más competitivo y con mayor participación privada, comunicó la Secretaría de Energía.

Este Decreto significa una reforma integral de la Ley 26.020, de 2005 (Régimen de la industria y comercialización del gas licuado), que a juicio del gobierno “había generado un esquema de fuerte intervención estatal a lo largo de toda la cadena de valor: sobreregulación, duplicación de funciones, distorsiones de mercado y sobrecostos operativos que impactaban negativamente en los precios al consumidor”.

Entre los principales cambios, se puntualizó, “se encuentran la simplificación del sistema de autorizaciones para las empresas que quieran participar del mercado del GLP. Ahora, el cumplimiento de los requisitos fijados por la normativa será suficiente para operar.

La Autoridad de Aplicación verificará la veracidad y el cumplimiento de esa documentación, e indicará las subsanaciones que correspondan dentro de un plazo de diez días hábiles desde su presentación. Transcurrido ese período sin observaciones, se considerará aprobada, otorgándose el silencio sentido positivo”.

A su vez, la Secretaría de Energía, como autoridad de aplicación, “podrá delegar o coordinar tareas de fiscalización técnica y control con otros organismos públicos o privados, y suscribir convenios específicos con provincias, lo que permitirá fortalecer las capacidades operativas del Estado y asegurar una cobertura territorial más amplia y eficiente en materia de seguridad operacional”.

Por otro lado, “se le da libertad a los fraccionadores para que, sin intervención del Estado, establezcan el mejor mecanismo para el canje de envases, indispensable para asegurar que los recipientes circulen en condiciones técnicas adecuadas, y que puedan ser reutilizados conforme a las normas de seguridad”, señaló Energía.

Además, “se liberan las exportaciones de GLP una vez garantizado el volumen de abastecimiento interno. Ante la notificación de exportación, el Estado tendrá 7 días para objetarla y si no el silencio tendrá sentido positivo”.

En tanto, “se eliminan los precios de referencia, porque son los privados los que están en mejores condiciones para negociar y fijar los precios”, sostiene el decreto.

Por último, “se quitan las limitaciones asociadas a la paridad de exportación. Además, se liberaron las importaciones quitando las trabas que imponía la ley para que el proveedor del exterior pueda competir con el mercado interno”.

“Con esta desregulación se reorienta el rol del Estado hacia funciones esenciales de seguridad y fiscalización técnica y se devuelve al sector privado la libertad operativa y comercial. Así se promueve un modelo de abastecimiento eficiente, competitivo y transparente; que genera condiciones más propicias para el desarrollo de la industria y la mejora en el servicio al consumidor”, argumentó el gobierno.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Gas: Energía mantiene restricciones para el GNC. Camuzzi y el suministro domiciliario en Mar del Plata

El Comité de Emergencia convocado por la Secretaría de Energía y que integran además el ENARGAS, y las empresas Cargadoras, Transportadoras y Distribuidoras de gas resolvió mantener hasta las 14 horas del viernes 4 de julio las restricciones de suministro a estaciones de GNC e industrias, tanto en contratos firmes como interrumpibles.

Durante este período, se está aprovechando la disminución de la demanda residencial para presurizar el sistema y recuperar el linepack consumido, condición necesaria para garantizar la estabilidad del suministro en todos y cada uno de los puntos del país, se indicó.

El viernes por la mañana, el Comité volverá a reunirse para evaluar los avances. En función de la situación en que se encuentre el sistema, se comenzará a liberar consumos de manera gradual: primero los contratos firmes y, en última instancia, los interrumpibles, se comunicó.

👉 Mar del Plata: “según información oficial de la empresa distribuidora Camuzzi, ya se logró restablecer el servicio (de suministro domiciliario de gas por redes) en la mitad de los hogares afectados por cortes, que resultan menos del 1 % de los usuarios del área involucrada”, indicó Energía, y añadió que “Se reforzaron las cuadrillas en la zona para avanzar con la reposición total del suministro lo antes posible”.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Adeera: Nuevo record de demanda de electricidad en invierno. 28.119 MW

El consumo de energía eléctrica a nivel nacional alcanzó un nuevo récord para el invierno de 28.119 MW a las 20:36 hs del martes 1 de julio, en el marco de la ola de frío que afecta a todo el país. Según datos de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), se trata del mayor pico de demanda registrado en un día hábil.

Un informe de Adeera describió que las bajas temperaturas extremas se registraron en las 23 provincias argentinas y en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Durante el fin de semana se produjeron nevadas inusuales en distintos puntos del país y Buenos Aires experimentó su temperatura más baja desde 1991.

Estas condiciones climáticas posicionaron a Argentina entre los lugares más fríos del planeta en esos días, se destacó.

Ante este escenario, algunas distribuidoras integrantes de la asociación empresaria implementaron acciones preventivas para preservar la seguridad del sistema y asegurar el abastecimiento a la demanda residencial. El sistema eléctrico argentino funciona con el compromiso diario de más de 60 mil colaboradores dedicados a garantizar el suministro las 24 horas, los 365 días del año, se explicó.

Adeera —presente en todo el país— acompaña a los usuarios con información y herramientas para fomentar un uso más inteligente de la energía. Elegir adecuadamente cómo calefaccionar los espacios no solo tiene impacto en la factura de electricidad, sino también en el ambiente y en la calidad de vida.

Frente al pronóstico de bajas temperaturas para esta semana en gran parte del país, es clave incorporar hábitos de consumo eficiente: contribuyen a aliviar la red, reducen el riesgo de contingencias y benefician a toda la comunidad.

La eficiencia energética es una herramienta transversal que puede adaptarse a cada realidad local para que todas las personas accedan a una energía segura, continua y
sustentable, señaló la entidad.

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 15 millones de clientes en todo el país.

Estas empresas 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 el país.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

MEGA emitió Obligaciones Negociables por un monto de US$ 59,5 millones, a una tasa del 7,5% a 24 meses

Compañía Mega, una empresa argentina líder en el procesamiento de gas natural y producción de líquidos asociados (NGL), informa los resultados de su primera emisión de Obligaciones Negociables clase I por US$ 59.5 millones.

Concretamos exitosamente nuestra primera emisión de obligaciones negociables en el mercado de capitales local, alineada con nuestra estrategia de financiamiento y desarrollo sostenible.

Las obligaciones negociables cuentan con una calificación crediticia AAA (Perspectiva Estable) emitida por Fix SCR (afiliada de Fitch Ratings). Los fondos obtenidos por la emisión serán destinados a capital de trabajo, inversiones productivas, y fines corporativos generales, reforzando así la solidez financiera de la compañía y acompañando el plan de crecimiento.

Agradecemos el acompañamiento de las instituciones financieras con quienes trabajamos en conjunto en esta transacción tan importante, a los inversores por la confianza depositada en nosotros, y reafirmamos nuestro compromiso con la transparencia, la eficiencia y la excelencia, con el foco en la generación de valor a largo plazo: Banco Galicia, Banco Santander, ICBC Argentina, BBVA Argentina, Banco de la Provincia de Buenos Aires, BACS Banco de Crédito y Securitizarían, Banco Patagonia, Balanz Capital y PP Inversiones.

“Como resultado de un importante trabajo en equipo, realizamos esta primera emisión en la historia de MEGA que nos permitirá continuar afianzando la expansión de la compañía a través de inversiones productivas y robusteciendo la solidez financiera y el crecimiento sostenido del negocio. Actualmente estamos atravesando la última etapa de la inversión en el NTF – Nuevo Tren de Fraccionamiento – que estamos construyendo en la planta de Bahía Blanca y que nos permitirá aumentar la capacidad de producción en hasta un 50%, y seguiremos afianzando nuestra solidez y liderazgo capturando el valor de los líquidos del gas natural a través de nuestro proceso de separación y fraccionamiento, contribuyendo y potenciando el desarrollo de la producción de petróleo y gas de Vaca Muerta” Tomás Córdoba, Gerente General.

“Agradecemos a todo el equipo de Mega por el excelente trabajo realizado, a las entidades financieras que nos acompañaron en la transacción y a los inversores por la confianza y el acompañamiento en la primera emisióndelaCompañíaenelmercadolocaldecapitalesdedeuda. Estegrandesempeñoennuestraemisión inaugural, así como la máxima calificación crediticia a nivel local que nos otorgó FIX, es la consecuencia de una operación eficiente y de excelencia desde hace más de 24 años, que se transforma en solidez financiera y estabilidad en los resultados aportando valor a nuestros accionistas, a la industria y desde ahora, también, a los inversores locales. José Luis Borrello, CFO

Sobre Compañía Mega

Compañía Mega, es una empresa argentina que opera desde el año 2001. Es una sociedad anónima cuyos accionistas son YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%) y tiene como eje principal del negocio agregar valor al gas natural a través de la separación y el fraccionamiento de sus componentes ricos – NGL (líquidos del gas natural) como el etano, propano, butano y gasolina natural.

Con un complejo industrial modelo opera con plantas estratégicamente ubicadas en Loma La Lata – zona central de Vaca Muerta en NQN y en Bahia Blanca dentro del Polo Petroquímico más importante de Argentina y un poliducto de 600 km que une ambas plantas; procesando alrededor del 40% del gas producido en la Cuenca Neuquina – principal cuenca productora de hidrocarburos del país.

MEGA es el principal exportador argentino de GLP y cumple un rol muy importante en el abastecimiento del mercado interno, y es el principal productor y proveedor de etano para la industria petroquímica local; cumpliendo con los más altos estándares de calidad a nivel internacional.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

MEGA emitió Obligaciones Negociables por un monto de US$ 59,5 millones, a una tasa del 7,5% a 24 meses

Compañía Mega, una empresa argentina líder en el procesamiento de gas natural y producción de líquidos asociados (NGL), informa los resultados de su primera emisión de Obligaciones Negociables clase I por US$ 59.5 millones.

Concretamos exitosamente nuestra primera emisión de obligaciones negociables en el mercado de capitales local, alineada con nuestra estrategia de financiamiento y desarrollo sostenible.

Las obligaciones negociables cuentan con una calificación crediticia AAA (Perspectiva Estable) emitida por Fix SCR (afiliada de Fitch Ratings). Los fondos obtenidos por la emisión serán destinados a capital de trabajo, inversiones productivas, y fines corporativos generales, reforzando así la solidez financiera de la compañía y acompañando el plan de crecimiento.

Agradecemos el acompañamiento de las instituciones financieras con quienes trabajamos en conjunto en esta transacción tan importante, a los inversores por la confianza depositada en nosotros, y reafirmamos nuestro compromiso con la transparencia, la eficiencia y la excelencia, con el foco en la generación de valor a largo plazo: Banco Galicia, Banco Santander, ICBC Argentina, BBVA Argentina, Banco de la Provincia de Buenos Aires, BACS Banco de Crédito y Securitizarían, Banco Patagonia, Balanz Capital y PP Inversiones.

“Como resultado de un importante trabajo en equipo, realizamos esta primera emisión en la historia de MEGA que nos permitirá continuar afianzando la expansión de la compañía a través de inversiones productivas y robusteciendo la solidez financiera y el crecimiento sostenido del negocio. Actualmente estamos atravesando la última etapa de la inversión en el NTF – Nuevo Tren de Fraccionamiento – que estamos construyendo en la planta de Bahía Blanca y que nos permitirá aumentar la capacidad de producción en hasta un 50%, y seguiremos afianzando nuestra solidez y liderazgo capturando el valor de los líquidos del gas natural a través de nuestro proceso de separación y fraccionamiento, contribuyendo y potenciando el desarrollo de la producción de petróleo y gas de Vaca Muerta” Tomás Córdoba, Gerente General.

“Agradecemos a todo el equipo de Mega por el excelente trabajo realizado, a las entidades financieras que nos acompañaron en la transacción y a los inversores por la confianza y el acompañamiento en la primera emisióndelaCompañíaenelmercadolocaldecapitalesdedeuda. Estegrandesempeñoennuestraemisión inaugural, así como la máxima calificación crediticia a nivel local que nos otorgó FIX, es la consecuencia de una operación eficiente y de excelencia desde hace más de 24 años, que se transforma en solidez financiera y estabilidad en los resultados aportando valor a nuestros accionistas, a la industria y desde ahora, también, a los inversores locales. José Luis Borrello, CFO

Sobre Compañía Mega

Compañía Mega, es una empresa argentina que opera desde el año 2001. Es una sociedad anónima cuyos accionistas son YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%) y tiene como eje principal del negocio agregar valor al gas natural a través de la separación y el fraccionamiento de sus componentes ricos – NGL (líquidos del gas natural) como el etano, propano, butano y gasolina natural.

Con un complejo industrial modelo opera con plantas estratégicamente ubicadas en Loma La Lata – zona central de Vaca Muerta en NQN y en Bahia Blanca dentro del Polo Petroquímico más importante de Argentina y un poliducto de 600 km que une ambas plantas; procesando alrededor del 40% del gas producido en la Cuenca Neuquina – principal cuenca productora de hidrocarburos del país.

MEGA es el principal exportador argentino de GLP y cumple un rol muy importante en el abastecimiento del mercado interno, y es el principal productor y proveedor de etano para la industria petroquímica local; cumpliendo con los más altos estándares de calidad a nivel nacional e internacional.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Frío intenso y gas administrado priorizando el consumo residencial, y a hospitales y escuelas

Ante las temperaturas de frío extremo registradas en todo el país —las más bajas en más de 30 años y con mínimas de hasta menos 11 grados en algunas provincias— y el consecuente incremento del consumo de gas natural en los hogares argentinos, el Gobierno Nacional, en conjunto con las licenciatarias, dispuso medidas extraordinarias para asegurar el abastecimiento a los usuarios prioritarios del sistema: residencias, hospitales y establecimientos educativos.

Según estimaciones del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) se espera hoy (miércoles 2/7) una demanda récord que supere los 100 millones de metros cúbicos diarios, lo que representa un incremento del 25 % respecto al mismo período del año pasado.

En este contexto, fue convocado el Comité de Crisis, que integran las Licenciatarias de Transporte y Distribución de Gas, el Enargas y la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, con la participación de Cammesa y Enarsa. Allí se decidió adoptar las acciones previstas en la normativa vigente, con el objetivo de resguardar el suministro a la demanda prioritaria.

Como resultado de esta situación y frente a las limitaciones operativas en la inyección de gas al sistema, las distribuidoras que operan en las regiones de Buenos Aires Norte, Centro Norte, Litoral, Norte, Noroeste, Cuyo y Sur se vieron obligadas a interrumpir el suministro a contratos en firme de GNC e industrias. En el resto del país, se restringe el corte de suministro a contratos interrumpibles y en algunos localidades a mínimos técnicos de los contratos firmes.

“Esta coyuntura vuelve a poner en evidencia los problemas estructurales que arrastra el sistema energético: durante más de dos décadas, la ausencia de inversión sostenida, la falta de señales de precio y un esquema de tarifas congeladas impidieron el desarrollo de la infraestructura necesaria para dar respuesta a este tipo de situaciones críticas”, argumentó la Secretaría de Energía.

Estas decisiones se adoptaron de acuerdo con los protocolos técnicos establecidos y buscando preservar en todo momento la seguridad del sistema y el abastecimiento a la demanda residencial, se remarcó.

“El Gobierno Nacional agradece la colaboración de todos los sectores involucrados y solicita a los usuarios realizar un consumo responsable del gas mientras persista esta situación excepcional”.

Situación

Durante el fin de semana último mermó la inyección de gas al sistema de gasoductos troncal por parte de las operadoras de los yacimientos Aguada Pichana (Total) y La Calera (Pluspetrol) a la vez que se incrementó fuertemente el consumo ante la muy intensa ola de frío, lo que disminuyó el “line Pack” de los ductos (volumen de gas que se puede almacenar en un gasoducto).

El Enargas llamó a Comité de Crisis el martes (1/7) donde se decidieron las medidas de restricción descriptas.

Hoy miércoles se concretó otra reunión del Comité de Crisis para evaluar la situación, y se estima que habrá una mejora en las próximas 48 horas si se confirman pronósticos de mayores temperaturas. También, porque está prevista la inyección de gas al sistema desde el barco procesador de GNL importado a partir del fin de semana. indicaron a E&N fuentes del sector.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Enargas actualizó un recargo para cubrir el subsidio al Régimen de Zona Fría

El Ente Nacional Regulador del Gas dispuso, a través de la resolución 444/2025, facturar un recargo que va desde el 6,43 % hasta el 6,73 % al precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), según porcentajes por subzona del suministro a cargo de las distintas distribuidoras.

El recargo se aplicará por cada metro cúbico de 9.300 kc (kilo calorías) facturado a sus usuarios de servicio completo.

Tiene por objetivo financiar el Fondo Fiduciario para Subsidio patagónico de Consumos Residenciales de Gas, creado por la Ley 25.565, y ampliado mediante la ley 27.637, aplicando el Régimen de Zona Fría a otras regiones del país, con vigencia hasta diciembre de 2031.

La norma comprende a las distribuidoras Naturgy, MetroGAS, Litoral Gas, Gas Cuyana, Gas del Centro, Cammuzzi Gas, GasNea y Redengas.

La ley 27.637 amplió el beneficio de la “Zona Fría” a un total de 231 departamentos y 4,3 millones de usuarios. Los descuentos sobre los cuadros tarifarios plenos fijados por el Enargas son de 30 %, o del 50 % según las zonas geográficas.

Asimismo, la Ley 27637 puntualiza además una excepción para los usuarios residenciales que satisfagan alguno de los siguientes criterios de elegibilidad, a los cuales se les aplicará un cuadro tarifario equivalente al cincuenta por ciento (50 %) del cuadro tarifario pleno:

Titulares de la Asignación Universal por Hijo (AUH) y la Asignación por Embarazo.

Titulares de Pensiones no Contributivas que perciban ingresos mensuales brutos no superiores a cuatro (4) veces el Salario Mínimo Vital y Móvil.

Usuarios y usuarias inscriptas en el Régimen de Monotributo Social.

Jubilados y jubiladas; pensionadas y pensionados; y trabajadores y trabajadoras en relación de dependencia que perciban una remuneración bruta menor o igual a cuatro (4) Salarios Mínimos Vitales y Móviles.

Trabajadores y trabajadoras monotributistas inscriptas en una categoría cuyo ingreso anual mensualizado no supere en cuatro (4) veces el Salario Mínimo Vital y Móvil.

Usuarios y usuarias que perciben seguro de desempleo.

Electrodependientes, beneficiarios y beneficiarias de la ley 27.351.

Usuarios y usuarias incorporadas en el Régimen Especial de Seguridad Social para Empleados de Casas Particulares de la ley 26.844.

Titulares de Pensión Vitalicia a Veteranos de Guerra del Atlántico Sur.

Las empresas distribuidoras o subdistribuidoras zonales de gas natural por redes y gas propano indiluido deberán percibir dicha compensación por la aplicación de tarifas diferenciales a los consumos de los beneficiarios del régimen.

El recargo dispuesto se facturará a partir del 2 de julio, fecha de publicación de la R-444 en el Boletín Oficial “promediando los porcentajes del recargo anterior y el nuevo recargo en base al número de días de vigencia de cada uno de ellos en el período de consumo”.

Las prestadoras del servicio de distribución de gas por redes deberán incluir en la facturación de los usuarios finales de servicio completo los montos de recargo resultantes de lo dispuesto en la R-444, identificándolos bajo la leyenda “Fdo. Fiduciario Art. 75 Ley N.° 25.565. Modif. Ley 27.637”.

Las Licenciatarias del Servicio de Distribución deberán comunicar la Resolución a todos los Subdistribuidores autorizados a operar dentro de su área de Licencia.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    MEGSA-CAMMESA: 13,6 MMm3/d para la segunda Q de julio. PPP u$s 4,92

    El Mercado Electrónico del Gas realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras en el período 14/07/2025 al 03/08/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

    Se recibieron 20 ofertas por un volumen total de 13.600.000 metros cúbicos día y los Precios Promedio Ponderados fueron de U$S 3,96 por millón de BTU en el PIST, y de U$S 4,92 el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.

    Dos ofertas llegaron de productores en Chubut, por un total de 900.000 m3/día; Otras 7 ofertas llegaron desde Neuquén por un volumen de 4.300.000 m3/día; 4 ofertas desde Santa Cruz, por 2.400.000 m3/día; 5 ofertas desde Tierra del Fuego totalizaron 4.900.000 m3/día, y 2 ofertas desde productores del Noroeste, que totalizarón 1.100.000 m3/día.

    Los precios en el PIST variaron desde U$S 3,83 hasta U$S 4,15 dólares el MBTU, en tanto que los precios en el GBA fueron desde 4,62 hasta 5,09 dólares el MBTU.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    YPF: Garibotti afirmó que “Es un intento de despojo de una empresa estratégica para el país”

    OPINION

    La ex Subsecretaria de Planeamiento Energético y referente del Frente Renovador, Cecilia Garibotti, se expresó públicamente sobre el reciente fallo de la jueza neoyorquina, Loretta Preska, quien ordenó al Estado argentino entregar el 51 % de las acciones de YPF al fondo buitre Burford. Este fallo se enmarca en una causa judicial iniciada en los tribunales de Nueva York a partir del proceso de estatización de ése porcentaje accionario de YPF en 2012, entonces en manos de la petrolera española Repsol.

    Garibotti calificó como alarmante que “un fondo buitre litigue en Estados Unidos para que un grupo argentino, que ingresó a YPF sin poner un solo dólar, cobre por una expropiación que nunca ocurrió sobre sus acciones”.

    Pero señaló que lo más grave es que “una jueza de Nueva York se declare competente para juzgar decisiones soberanas del Congreso argentino, que involucran a un accionista privado, también argentino”. En ese sentido, advirtió que este fallo “desvirtúa el principio de soberanía nacional y crea un precedente peligrosísimo: el de tribunales globales que actúan como árbitros de decisiones políticas locales, incluso cuando los reclamantes son argentinos”.

    A su vez, la ex Subsecretaria de Planeamiento Energético también alertó sobre los efectos económicos que ésta situación ya genera para el país, en un contexto crítico: “En enero de 2024, la jueza Preska instó a las partes a negociar los términos del pago del fallo. Sin embargo, desde entonces, el gobierno argentino no ha avanzado en ninguna instancia de negociación”, explicó. Y agregó: “Mientras tanto, por cada día que pasa sin un acuerdo, se acumulan 3 millones de dólares en intereses a favor del fondo buitre. La apelación, en este contexto, es costosa y sin estrategia clara por parte de la gestión de gobierno actual”.

    Además, la referente del Frente Renovador también resaltó su preocupación por la falta de información oficial sobre la postura del gobierno nacional: “Es una situación de extrema gravedad que afecta directamente a la política energética, al abastecimiento futuro y a nuestra soberanía”. Y agregó: “Pareciera que en esa improvisación del gobierno, tal vez caes por default en una privatización de facto, que es el peor de los escenarios”.

    Garibotti remarcó la necesidad de tomar dimensión del trasfondo que encierra este conflicto legal: “Estamos frente a un intento de despojo de una de las empresas más estratégicas para el desarrollo del país. No es solo un problema judicial: es una amenaza directa a nuestra capacidad de decidir soberanamente sobre nuestros recursos”.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Argentina con récords históricos en exportación y producción de hidrocarburos

    El último informe del Instituto de Energía de la Universidad Austral destaca el salto estructural del sector energético argentino, impulsado por Vaca Muerta, la expansión de infraestructura crítica y nuevas inversiones exportadoras bajo el régimen RIGI. Con producción récord, eficiencia operativa y acuerdos internacionales en marcha, Argentina se proyecta como un actor estratégico y confiable en el nuevo escenario energético global.
    El Instituto de Energía de la Universidad Austral presentó su Reporte Energético de junio de 2025, confirmando el liderazgo creciente de Argentina en el mercado energético regional. Con una producción récord y un robusto desempeño exportador, el país se reposiciona como proveedor estratégico de hidrocarburos y energía.
    “La consolidación de Vaca Muerta y el aumento de la capacidad de evacuación están permitiendo no solo sostener el abastecimiento interno, sino también proyectar a Argentina como un actor confiable en el comercio energético internacional”, afirmó Roberto Carnicer, director del Instituto de Energía.

    Producción y exportación en alza

    En mayo de 2025, la producción total de gas natural alcanzó 152,17 millones de m³ por día, con un crecimiento del 2% interanual, mientras que el petróleo llegó a 779.820 barriles diarios, un 13% más que el año anterior. El shale representa más del 60% de la producción nacional.
    Además, en 2024 se exportó la mayor cantidad de crudo en 24 años, y en 2025 la tendencia continúa con las expansiones de Oldelval, y el oleducto de Vaca Muerta Norte, que llego hasta Allen para conectarse a Oldelval.
    “El cambio estructural que vive el sector energético es resultado directo de decisiones de política pública que priorizaron infraestructura, competitividad e integración regional”, agregó Carnicer.

    Inversiones e incentivos

    Los beneficios del nuevo Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) ya muestran resultados, ya hay 11 proyectos presentados y dos aprobados. En energía, especialmente (i) el Oleducto Vaca Muerta Sur con US$2.800 millones en inversiones, que permitirá exportar 500.000 barriles de crudo a partir del 2027, que permitirá mejorar nuestra balanza comercial en US$ 11.000 millones, (ii) el consorcio Southern Energy, con inversiones de US$ 2.900 millones durante los próximos 10 años para exportar GNL.  Todos ellos dedicados a la exportación de energía.

    Las compañías líderes -YPF, Vista Energy, Tecpetrol, Pluspetrol, PAE- están ampliando operaciones en Vaca Muerta, que marcó un récord de 2.588 fracturas en mayo, el mayor de la historia.

    “El RIGI genera previsibilidad a largo plazo, algo esencial para inversiones intensivas como las del sector energético”, sostuvo el director del Instituto.

    Demanda estable y mejora en eficiencia

    Durante 2024–2025, la demanda interna de gas superó en promedio los 112 MMm³/día, con picos de más de 130 MMm³/día, impulsados por el sector térmico. Sin embargo, la eficiencia energética y la mejora en la infraestructura de transporte, especialmente el Gasoducto Perito Moreno, evitaron mayores importaciones y garantizan resiliencia del sistema

    Energías renovables en crecimiento

    La generación renovable alcanzó en mayo un 21% de la demanda eléctrica total, con 572 MW nuevos incorporados en parques eólicos y solares. No obstante, el informe advierte la necesidad de invertir en redes de transmisión para acompañar esta expansión.
    “El crecimiento de las renovables en Argentina es una excelente noticia, pero debemos fortalecer la infraestructura de transporte para que ese aporte sea realmente transformador”, señaló Carnicer.

    Perspectiva internacional

    La estabilidad de los precios del crudo (78–82 US$/bbl) y los nuevos acuerdos, como el reciente convenio entre YPF y Eni para exportar 12 MTPA de GNL desde 2027, abren un nuevo capítulo en la proyección global de la energía argentina.

    “Hoy el mundo busca diversificar sus fuentes de energía, y Argentina tiene recursos, tecnología y talento para ser parte de esa solución”, concluyó Roberto Carnicer.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Transition Industries construirá en México una mega planta de metanol

    Pacífico Mexinol se convertirá en la planta de metanol ultra bajo en carbono y se radicará en Topolobampo, el estado de Sinaloa, México. El proyecto, que demandará una inversión de 3.300 millones de dólares y producirá más de 6.000 toneladas métricas por día de metanol verde, comenzará a operar en 2029.

    El proyecto pertenece a la firma norteamericana Transition Industries con financiamiento de la CFI (Confederación Financiera Internacional) y estará asociada a Samsung E&A de Corea del Sur, Techint de México y el Grupo Maire de Italia

    Pacífico Mexinol producirá anualmente 350.000 toneladas métricas de metanol verde y 1,8 millones de toneladas de metanol azul, consolidándose como la mayor planta de su tipo en el mundo y un modelo de referencia para la descarbonización de la industria química global.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    YPF: Kicillof advirtió que “Milei pone en riesgo el interés nacional”

    Kicillof: “Milei pone en riesgo el interés nacional”

    E

    El gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof, advirtió “Responsabilizo a Javier Milei por cualquier decisión que ponga en riesgo la soberanía energética: lo que debería hacer el Presidente es defender a la Argentina y a YPF”. Lo hizo en el marco de una conferencia de prensa en la Casa de Gobierno de la provincia.

    “Lo que estamos discutiendo hoy en torno a un fallo (de la jueza Loreta Preska) en primera instancia en tribunales de Nueva York es si tiene más valor el estatuto de una empresa privada o nuestras leyes”, aseguró Kicillof y agregó: “Es un disparate jurídico y un verdadero escándalo que una jueza extranjera resuelva que nuestra Constitución no vale nada. Se convierte así en una agresión a la soberanía argentina”.

    “Es muy grave que el presidente Javier Milei, a pesar de afirmar que va a apelar la sentencia, intente echarnos la culpa a nosotros por conveniencia política: es peligroso porque contradice al cuerpo de abogados del Estado y pone en riesgo el interés nacional”, aseguró el Gobernador.

    En ese contexto, Kicillof subrayó que “la decisión de recuperar YPF fue tomada en 2012 a partir de las facultades que la Constitución Nacional le da al Poder Ejecutivo y al Congreso: la Ley de Expropiación fue votada por una amplísima mayoría de representantes de todos los partidos”.

    “Fue después de que la gestión de Repsol en YPF llevó a reducir tanto su capacidad de producción de gas y petróleo como sus reservas de hidrocarburos, haciendo que nuestro país perdiera en 2011 el autoabastecimiento energético”, añadió.

    “Fue en ese marco que se decidió expropiarla: sin YPF no había Vaca Muerta y sin Vaca Muerta no había puesta en marcha y recuperación de la producción de hidrocarburos en la Argentina”, resaltó Kicillof y explicó: “Desde que el Estado recuperó el control de YPF, no solo se recuperó la producción de petróleo y gas, sino que en 2024 el superávit energético alcanzó los U$S 5.696 millones, llegando casi a los valores de 2006”.

    “Es por todo esto que desde el punto de vista de nuestra fuerza política y desde la provincia de Buenos Aires, reafirmamos una vez más que YPF no se vende y, menos todavía, se entrega o se regala”, concluyó Kicillof, que en la víspera fue aludido expresamente por Milei como responsable del reclamo que realizan ante la justicia estadounidense Fondos buitres que nunca fueron accionistas de la compañía argentina.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Producción hidrocarburífera en alza, consumo desigual y subsidios en tensión

    Mientras la producción hidrocarburífera crece al ritmo de Vaca Muerta y consolida el protagonismo de la Cuenca Neuquina, el consumo de combustibles comienza a recuperarse levemente tras una larga recesión, la demanda eléctrica se contrae con fuerza y los subsidios energéticos siguen presionando las cuentas fiscales. Un panorama mixto para el sector energético argentino en mayo de 2025, donde las señales de dinamismo conviven con desafíos estructurales y tensiones distributivas.

    El más reciente Informe Estadístico Oil & Gas – Argentina – Mayo 2025 ofrece una visión detallada de la dinámica actual del sector energético argentino, marcando tanto las continuidades estructurales como las inflexiones recientes que delinean el rumbo de la producción de hidrocarburos en el país.

    En mayo de 2025, la producción nacional de crudo alcanzó los 747.000 bpd, mientras que la de gas trepó a 147,577 MM/m3d. Estas cifras confirman la consolidación de una tendencia ascendente en el sector, particularmente estimulada por el notable desempeño de la producción no convencional (NOC), cuya expansión ha sido determinante para sostener la oferta energética en un contexto regional e internacional de marcada incertidumbre.

    L
    a Cuenca Neuquina, verdadero corazón energético del país, se erige una vez más como la principal fuente de hidrocarburos: concentró el 71,3% del petróleo y el 72,4% del gas producido a nivel nacional. Esta cuenca no solo lidera en volumen absoluto, sino que también exhibe una performance destacada en materia de eficiencia y crecimiento: en mayo, la producción neuquina de petróleo se incrementó un 1% respecto al mes anterior, mientras que la de gas creció un impresionante 11,5%, superando los 106 MM/m3d.

    En cuanto al segmento no convencional, los registros son igualmente elocuentes. El petróleo NOC alcanzó los 456.000 bpd, y el gas NOC llegó a los 95.107 MM/m³d, representando un aporte sustancial al total nacional. Empresas como YPF, Tecpetrol, Pampa Energía y Pluspetrol encabezan el ranking de producción en este segmento, con desempeños sólidos tanto en áreas maduras como en desarrollos recientes como Fortín de Piedra, Aguada Pichana y La Calera.

    El informe también permite observar la situación de otras cuencas con menor peso relativo, como la del Golfo San Jorge, Austral, Cuyana y Noroeste. Aunque su participación en el total nacional es más acotada, mantienen una producción constante que resulta estratégica para el abastecimiento local y la diversificación territorial de la matriz productiva. No obstante, se evidencian signos de estancamiento o declive, particularmente en las cuencas Cuyana y del Noroeste, donde la actividad de pozos terminados ha sido nula en lo que va del año.

    El ritmo de perforación también ofrece indicios valiosos: durante mayo se terminaron 38 pozos en todo el país, de los cuales el 62,8% corresponde a la Cuenca Neuquina, seguida por el Golfo San Jorge con un 37,2%. Las demás cuencas no registraron nuevos pozos durante ese mes, lo que refleja tanto una concentración de inversiones como un posible desafío en términos de desarrollo federal del sector.

    Por último, el informe presenta un claro liderazgo de YPF, no solo como principal productora de petróleo y gas en general, sino también como el actor dominante en el segmento no convencional. Le siguen, con cifras relevantes, compañías como Tecpetrol, Pan American Energy, Vista Energy y Total Austral, que juntas conforman el núcleo duro de la producción energética argentina.

    El panorama energético argentino al mes de mayo de 2025 muestra una estructura consolidada en torno al desarrollo no convencional de la Cuenca Neuquina, con un mercado altamente concentrado en pocos actores, y una tendencia expansiva que, sin embargo, convive con desequilibrios regionales y cierta fragilidad en las cuencas tradicionales. El desafío, de cara al futuro inmediato, será sostener el dinamismo productivo sin desatender la necesidad de una planificación integral, sustentable y territorialmente equilibrada.

    Contraste

    Los informes estadísticos de la mismo consultora, correspondientes a junio de 2024 y mayo de 2025, permiten trazar una línea de continuidad —no exenta de contrastes— en la evolución de la producción de hidrocarburos en la Argentina. Si el primero reflejaba las tensiones internas de una cuenca tradicional en franco retroceso, el segundo confirma un escenario de estancamiento que obliga a repensar su lugar dentro del mapa energético nacional.

    En junio de 2024, la producción total de petróleo en Argentina fue de 660.400 bpd, con la Cuenca del Golfo San Jorge aportando 167.0006 bpd, es decir, el 25% del total nacional. Para el gas, su participación fue más modesta: 10.513 Mm³/d, apenas un 7% del volumen nacional. Un año después, en mayo de 2025, la producción nacional de petróleo ascendió a 747.000 bpd —un aumento del 13%—, mientras que el gas se mantuvo virtualmente estable en 147.577 Mm³/d. Sin embargo, la CGSJ retrocedió en ambas métricas: produjo 176.200 bpd de petróleo (ligeramente por debajo del promedio anual previo) y 9.979 Mm³/d de gas, lo que representa una caída del 5% en comparación con el año anterior.

    Este retroceso se acentúa si se considera que en junio de 2024 la cuenca había registrado una fuerte baja mensual del 14,7% en petróleo, como resultado de conflictos gremiales y una drástica reducción en la perforación de pozos provocada por la caída del precio internacional del crudo (WTI). A pesar de que los datos de mayo de 2025 muestran una leve recuperación intermensual (-0,5% en petróleo y -1,9% en gas), la región aún no logra retornar a los niveles de producción sostenida que supo exhibir años atrás.

    El deterioro productivo encuentra una de sus raíces en la menguante actividad de terminación de pozos. En mayo de 2025 se registraron apenas 11 pozos terminados en la CGSJ, sin ningún nuevo pozo productivo de gas. La baja inversión y la limitada incorporación de tecnologías de recuperación mejorada (EOR) siguen condicionando la productividad en esta cuenca madura.

    En contraposición, la Cuenca Neuquina reafirma su primacía con un crecimiento robusto: entre junio de 2024 y mayo de 2025 incrementó su producción de petróleo de 464.300 bpd a 532.360 bpd (+14,6%) y la de gas de 109.516 Mm³/d a 106.906 Mm³/d (una leve baja interanual, pero con una fuerte recuperación en el último mes del período). La expansión del no convencional explica esta dinámica virtuosa, con Vaca Muerta como eje estructurante de la nueva geografía energética del país.

    Combustibles

    En mayo de 2025, el consumo de combustibles en Argentina registró una leve pero significativa recuperación interanual, marcando el tercer mes consecutivo de crecimiento luego de una prolongada fase de 15 meses en baja. El total comercializado alcanzó los 1.407.240 metros cúbicos, apenas por encima de los 1.406.758 registrados en mayo del año anterior, con una variación interanual del 0,03%. Si bien la comparación mensual muestra una caída del 0,29% respecto a abril —mes que además contó con un día menos—, se destaca la reactivación del consumo como un indicio de estabilización de la demanda interna, especialmente impulsada por los combustibles Premium.

    El desglose por tipo de combustible revela dinámicas divergentes que reflejan tanto cambios en los hábitos de consumo como en las condiciones económicas. Mientras que las ventas de nafta Premium crecieron un notable 18,92% y el gasoil Grado 3 subió un 11,52%, la nafta súper permaneció prácticamente estable, con un alza marginal del 0,08%. En cambio, el gasoil Grado 2 sufrió una caída pronunciada del 12,47%, lo que determinó una retracción general del 4,92% en el consumo de gasoil. Esta contracción podría explicarse por una combinación de factores: menor actividad en el transporte de cargas, eficiencia en flotas empresariales y un posible desplazamiento hacia opciones de mayor calidad por parte de ciertos segmentos.

    En el plano territorial, 12 de las 24 jurisdicciones del país mostraron mejoras interanuales en las ventas de combustibles, destacándose Misiones (+9,21%), San Juan (+8,89%) y Río Negro (+8,87%). Por el contrario, Tucumán encabezó el descenso con una fuerte baja del 15,75%, seguida por CABA (-11,18%) y Santa Fe (-5,76%). En términos de volumen absoluto, la provincia de Buenos Aires lideró con 493.240 m³ vendidos, seguida por Córdoba (156.631 m³) y Santa Fe. Por empresa, YPF mantuvo su dominio con una participación de mercado del 54,6% y un crecimiento del 2,99% interanual, mientras que DAPSA lideró el crecimiento porcentual con una suba del 15,66%, consolidando la tendencia a una mayor diversificación competitiva en el sector.

    Demanda eléctrica

    En mayo de 2025, la demanda eléctrica en Argentina cayó un 10,4% interanual, marcando la tercera baja consecutiva y la más pronunciada desde marzo de 2024. El consumo nacional alcanzó los 10.945,4 GWh, frente a los 12.209,5 GWh del mismo mes del año anterior, en un contexto climático con temperaturas más altas. El retroceso afectó a todos los segmentos: la demanda residencial, que representa el 45% del total, cayó un 8,6%; la comercial (28%) se redujo un 3,3%; y la industrial (27%) descendió cerca del 1%. Las distribuidoras del AMBA registraron una fuerte baja conjunta del 14,2%, con caídas similares tanto en Edenor como en Edesur. A nivel territorial, 23 provincias o distribuidoras mostraron descensos, entre ellas EDELAP (-17%), San Juan (-16%) y Jujuy (-15%). Solo Neuquén (+2%) y Santa Cruz (+11%) escaparon a esta tendencia negativa.

    En términos de generación, la matriz energética se mantuvo liderada por las fuentes térmicas, que cubrieron el 52,16% de la demanda. La generación hidráulica, pese a ubicarse en segundo lugar con un 20,73%, sufrió una caída del 29% interanual y fue desplazada del podio por las fuentes alternativas (solar y eólica), que aportaron el 18,64%. Las centrales nucleares representaron el 8,21% restante. La potencia instalada total del sistema alcanzó los 43.613 MW, compuesta en un 58% por generación térmica y en un 38% por fuentes renovables (hidráulicas y alternativas). El desempeño del parque generador confirma el predominio térmico, aunque revela un retroceso hidroeléctrico que podría impactar en los costos y sostenibilidad del sistema eléctrico en los meses venideros.

    Precios, tarifas y subsidios

    Durante el primer semestre de 2025, la política tarifaria de los servicios públicos de gas natural y electricidad en Argentina estuvo marcada por un intento de reordenamiento gradual, en medio de un complejo escenario macroeconómico y social. Según el Informe Tarifas y Subsidios – Junio 2025 que elabora IIEP-UBA, confirma que, pese a los aumentos implementados, los precios finales que pagan los usuarios residenciales aún permanecen significativamente por debajo del costo real de abastecimiento, lo que se traduce en un elevado peso de los subsidios estatales.

    En el caso de la electricidad, la estructura tarifaria continúa dividida por segmentos según niveles de ingresos, bajo el esquema de segmentación vigente desde 2022. Los usuarios de altos ingresos (Nivel 1) afrontan el precio pleno del costo mayorista de la energía, mientras que los de ingresos bajos (Nivel 2) reciben un subsidio que cubre aproximadamente el 69% del costo de abastecimiento, y los usuarios de ingresos medios (Nivel 3) abonan tarifas con un tope subsidiado hasta los 400 kWh mensuales. No obstante, incluso los usuarios sin subsidio (Nivel 1) pagan una tarifa final que en promedio equivale al 60% del costo total si se consideran impuestos y cargos ajenos al costo mayorista. En este contexto, el Estado continúa absorbiendo buena parte del costo de generación y transporte, especialmente en el AMBA y otras áreas urbanas con fuerte concentración de consumo residencial.

    En cuanto al gas natural, el panorama es similar: el precio promedio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) sigue estando parcialmente subsidiado para buena parte de los usuarios. Al igual que en electricidad, el régimen de segmentación mantiene tres niveles. En junio de 2025, los usuarios de Nivel 1 pagaban la tarifa plena del gas en el PIST, mientras que los niveles 2 y 3 accedían a subsidios que cubrían el 65% y 45% del costo, respectivamente. A esto se suman los cargos por transporte y distribución, que también permanecen desfasados respecto al costo técnico real. El informe advierte que, pese a las correcciones realizadas a comienzos de año, los precios finales para los usuarios de menores ingresos continúan muy por debajo del umbral de sostenibilidad del sistema.

    En términos fiscales, el peso de los subsidios energéticos continúa siendo considerable. En el acumulado del año hasta mayo de 2025, las transferencias del Tesoro Nacional al sector energético superaron los 2,7 billones de pesos, concentrándose principalmente en CAMMESA (administradora del mercado eléctrico mayorista) y en el financiamiento del Plan Gas.Ar. Este esfuerzo implica una tensión estructural para las cuentas públicas, especialmente en un contexto de ajuste fiscal. El informe señala que, si bien la política oficial apunta a una convergencia progresiva hacia precios más realistas, la velocidad de esa convergencia está condicionada por la sensibilidad social de los ajustes y por la volatilidad política de su implementación.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Burford, Preska y Milei: el triángulo que amenaza con entregar el corazón energético de la Argentina

    El litigio internacional por la expropiación de YPF sumó un giro inédito: la jueza Loretta Preska ordenó al Estado argentino transferir el 51% de sus acciones en la petrolera como forma de ejecución del fallo que lo condena a pagar más de US$ 16.000 millones. El dictamen ignora la inmunidad soberana y la legalidad interna del país, y se basa en una interpretación forzada de una cláusula estatutaria redactada para impedir el regreso del Estado a la conducción de YPF. La medida, inédita incluso en la jurisprudencia estadounidense, fue solicitada por el fondo Burford Capital, “fondo buitre” especializado en litigar contra Estados a través de sociedades quebradas. La reacción del gobierno argentino ha oscilado entre la apelación judicial y la sobreactuación política, mientras el país enfrenta el riesgo concreto de perder su activo energético más importante.

    La jueza del Distrito Sur de Nueva York, Loretta Preska, firmó una orden que obliga al Estado argentino a transferir el 51% de sus acciones en la petrolera al Bank of New York Mellon, como forma de ejecución parcial del fallo que en septiembre de 2023 condenó al país a pagar más de US$ 16.000 millones por la nacionalización inconsulta de la empresa en 2012. El nuevo fallo establece un plazo de 14 días para la transferencia efectiva de esos activos estratégicos.

    Ante el hecho, el presidente Javier Milei reaccionó en redes sociales con una andanada de ataques políticos y contradicciones. Por un lado, informó que los abogados del Estado apelarán la resolución, decisión alineada con la estrategia judicial que han sostenido sucesivos gobiernos argentinos pero, por otro lado, centró su intervención pública en cargar contra Axel Kicillof, a quien responsabilizó directamente por el desenlace. “Un fallo contra Kicillof”, “un burro eunuco”, “el inútil soviético”, “culpable directo de esta situación”. Sin mencionar que la Argentina la estatización la ordena el Poder Ejecutivo nacional, previa declaración de interés y que luego se convalida mediante ley del Poder Legislativo.

    Lo que Milei no parece advertir es que este tipo de declaraciones, lejos de fortalecer la posición argentina, refuerzan los argumentos de los demandantes. En el marco de un juicio contra un Estado, lo que declara su jefe de Estado tiene validez jurídica. Si el presidente admite que un exfuncionario obró de manera indebida, eso puede ser interpretado como una confesión que avala la posición del demandante. En derecho internacional, no hay margen para el sofisma de que el mandatario “tuitea como ciudadano”. Lo que dice el presidente, lo dice la República Argentina.

    Racconto

    Burford Capital, es un “fondo buitre” que adquiere a bajo costo derechos litigiosos de empresas quebradas para luego iniciar demandas millonarias en su nombre.  En este caso, compró los derechos de las firmas Petersen Energía Inversora y Petersen Energía, dos sociedades del Grupo Petersen que habían adquirido el 25% de YPF mediante complejos préstamos bancarios, comprometiéndose a cancelar la deuda con dividendos de la propia empresa.

    Pero en 2012 tras la estatización del 51% de YPF en 2012, la administración estatal interrumpió el pago de dividendos, lo que llevó a la quiebra de las sociedades de los Eskenazi y abrió la puerta para que Burford comprara el derecho a litigar, decisión avalada por la Justicia española. Esta maniobra procesal fue cuestionada por el Estado argentino, que tildó de “fraudulenta” la estructura financiera montada para la compra de acciones en YPF, argumentando que el Grupo Petersen nunca aportó capital propio y que, al quebrar, transfirió a un tercero la potestad de demandar al país.

    Sin embargo, ese planteo no logró frenar el avance del juicio en los tribunales de Nueva York, donde Burford, conocedor de los mecanismos judiciales y con experiencia en litigios similares —como en el caso Marsans por Aerolíneas Argentinas—, logró imponer su estrategia.

    La cifra

    Una de las claves del monto millonario al que fue condenado el Estado argentino —más de US$ 16.000 millones— reside en el artículo 7 del Estatuto de YPF, que preveía una obligación de lanzar una oferta pública de adquisición (OPA) al resto de los accionistas si alguien tomaba el control del 51% de la compañía. Ese artículo ofrecía cuatro métodos posibles para calcular el precio de las acciones —opciones A, B, C y D— y establecía que debía aplicarse la fórmula que arrojara el valor más alto. Burford Capital, al iniciar la demanda, reclamó que se utilizara la “Fórmula D”, la más onerosa para el Estado, lo cual fue aceptado por la jueza Loretta Preska.

    La jueza no evaluó el caso como un juicio ordinario por daños y perjuicios porque el reclamo de Burford no se basó en un daño económico comprobable, sino en el supuesto incumplimiento de una obligación estatutaria: lanzar una oferta pública de adquisición (OPA) si alguien tomaba el 51% de YPF. Según esa lógica, no importaba si hubo un daño real, sino si se omitió una obligación contractual que habría generado un beneficio económico para los accionistas. El cálculo no se basó en pérdidas efectivas, sino en cuánto habrían cobrado si la OPA se hubiese realizado con la fórmula más favorable del estatuto, como exigía Burford. Preska adoptó esa interpretación, típica del derecho corporativo estadounidense, donde los compromisos en estatutos societarios pueden generar compensaciones automáticas aunque no haya un daño probado.

    Hacete amigo del juez…

    El fallo no tiene precedentes en la jurisprudencia estadounidense: las acciones en cuestión no cotizan en Wall Street, están registradas en la Caja de Valores en Buenos Aires y constituyen parte del patrimonio soberano de la República Argentina. La medida propuesta, por lo tanto, se inscribiría en un terreno jurídico inexplorado, al punto que el propio Departamento de Justicia del gobierno de los Estados Unidos ya ha intervenido formalmente en la causa con dos presentaciones dirigidas a la jueza Preska, manifestando una oposición contundente. En una de ellas, el gobierno norteamericano declara sin ambigüedades: “Estados Unidos reitera su postura de larga data que la propiedad en el extranjero de un estado soberano no está sujeta a la jurisdicción de las cortes estadounidenses”; y agrega que la orden solicitada por los demandantes “violaría las normas bien establecidas en materia de inmunidad soberana y no debería ser concedida por la Corte”.

    Es sistema

    El sistema judicial estadounidense permite avanzar con la ejecución de una sentencia aún cuando la decisión de primera instancia haya sido apelada. Esta lógica responde a un criterio que busca garantizar la cobrabilidad de los fallos en litigios entre privados.

    En el caso de los Estados soberanos, sin embargo, la situación es distinta: los países no desaparecen ni pueden fugarse, y gozan además de inmunidad soberana. Es por eso que, tanto la práctica judicial como la diplomacia estadounidense —expresada en este caso en un pedido explícito del Departamento de Estado— suelen recomendar cautela. No obstante, la magistrada Preska ha decidido avanzar como si se tratase de un pleito entre particulares, consolidando una actitud que muchos en el mundo jurídico califican como la de una “jueza universal”.

    El derrotero del caso es complejo y extenso. Luego de que Burford Capital lograra la sentencia de primera instancia en septiembre de 2023, solicitó rápidamente ejecutar el fallo, argumentando que la Argentina es conocida por su reticencia a pagar este tipo de condenas. El 22 de ese mes, pidió autorización para embargar activos argentinos a partir del 16 de octubre, plazo que consideró “razonable”. En respuesta, el Estado argentino, representado por el estudio Sullivan & Cromwell, solicitó la suspensión de la ejecución y denunció el pedido como prematuro, señalando su intención de apelar sin presentar garantía.

    Preska, en un fallo de noviembre de 2023, accedió parcialmente. Dispuso que Argentina no debía depositar los US$ 16.100 millones mientras se resolvía la apelación, pero le exigió ofrecer garantías concretas: el 26% de las acciones de YPF y una presunta deuda histórica del Ente Binacional Yacyretá por US$ 2.000 millones. El porcentaje solicitado no fue azaroso: corresponde a la participación del Estado nacional en la empresa, ya que el resto pertenece a las provincias. Argentina no cumplió. En enero de 2024, la jueza autorizó a Burford a avanzar con el “discovery”, es decir, la identificación de activos embargables del Estado argentino.

    La situación escaló en enero de 2025, cuando, ante la escasa colaboración del país, Preska emitió una orden judicial más severa, exigiendo información detallada sobre reservas del Banco Central, cuentas diplomáticas y activos públicos. Dio plazo hasta el 28 de febrero, bajo apercibimiento de sanciones. El incumplimiento de ese mandato desembocó en la drástica decisión de la última semana: el Estado argentino deberá transferir el 51% de sus acciones en YPF.

    La defensa

    La posición del Procurador del Tesoro, Santiago Castro Videla, está debilitada por su propio historial: fue testigo experto contratado por Burford en este mismo juicio, lo que lo obligó a excusarse formalmente. Su apartamiento recuerda el caso de Rodolfo Barra, su antecesor, que también fue apartado por un conflicto de intereses, y pone de relieve la fragilidad institucional con la que Argentina encara el litigio más costoso de su historia. La causa YPF sigue acumulando derrotas. Pero lo más preocupante no es solo lo que dictan los tribunales extranjeros, sino cómo el propio Estado argentino —a través de sus voceros más altos— erosiona su defensa. En litigios de esta magnitud, la desmesura política puede costar millones.

    Revisión

    La decisión de la jueza Preska vuelve a exponer con crudeza los costos que implica la prórroga de jurisdicción, un mecanismo heredado de la última dictadura militar, profundizado por el menemismo y jamás desactivado por los gobiernos democráticos que le siguieron. Esta cláusula, que habilita a que controversias legales contra la Argentina se diriman en tribunales extranjeros —como en este caso, los del distrito sur de Nueva York—, limita severamente la soberanía jurídica del país y convierte a la justicia estadounidense en árbitro de cuestiones estratégicas nacionales. A ello se suman los Tratados Bilaterales de Inversión, que equiparan a los inversores extranjeros con el Estado argentino y lo llevan a tribunales arbitrales de dudosa imparcialidad, reforzando la posibilidad de que privados demanden al país sin ningún control soberano. Está comprobado que la suscripción al CIADI no atrajo más inversiones.

    Esquicios legales

    Una de las claves jurídicas del juicio por la estatización de YPF reside en una cláusula estatutaria: si alguien adquiría el 51% de las acciones de la compañía, debía lanzar una oferta pública de adquisición (OPA) al resto de los accionistas, a un valor significativamente superior. Esta disposición, ajena a las reglas del derecho público argentino, no era inocente: fue pensada por los socios privados para impedir que el Estado recuperara el control de la petrolera. Aunque la Argentina no “adquirió” sino que expropió ese paquete accionario en 2012 mediante una ley del Congreso, esta ambigüedad semántica —“adquisición” versus “expropiación”— fue utilizada como resquicio legal por Burford Capital y validada por la jueza Loretta Preska para transformar una decisión soberana en el eje de una condena multimillonaria.

    A pesar de que la propia jueza excluyó a YPF como parte del juicio, al considerar que la empresa no fue responsable de la omisión estatal, el fondo buitre buscó reincorporarla como estrategia extorsiva si la Argentina apelaba. Frente a esto, el Estado mantuvo su apelación, y los demandantes cambiaron de táctica: ahora exigen el 51% de las acciones estatales como pago, lo cual fue avalado por Preska. El absurdo se completa cuando se observa que, en Estados Unidos, la justicia otorga primacía a estatutos privados incluso por sobre leyes nacionales, a diferencia de lo que ocurre en la Argentina, donde el orden legal tiene jerarquía superior. Así, un reglamento redactado para blindar intereses privados terminó siendo el ancla legal para castigar una decisión soberana del Congreso argentino, que cumplió con todos los requisitos constitucionales de una expropiación. Una trampa legal, aceptada por un tribunal extranjero, hoy amenaza con arrebatarle al país su principal activo energético.

    Ejecución

    Aún si Preska decidiera desoír tanto los sólidos argumentos de la defensa argentina como la posición oficial del Poder Ejecutivo de su propio país, su eventual decisión no podría ejecutarse de inmediato. En primer lugar, porque la Argentina tiene la posibilidad de apelar la medida, lo que automáticamente suspendería sus efectos. Y en segundo término —pero no menos importante— porque una eventual orden de transferencia sería material y jurídicamente inaplicable: la ley de expropiación de YPF, sancionada por el Congreso argentino en 2012, establece de forma categórica que el Estado nacional no puede disponer de sus acciones en la empresa sin una nueva autorización legislativa votada por una mayoría calificada de dos tercios en ambas cámaras.

    Es decir, la cesión que pretende Burford no solo desconoce principios elementales del derecho internacional público como la inmunidad soberana, sino que además colisiona directamente con el orden constitucional argentino, en el que los actos de disposición sobre bienes estratégicos del Estado requieren validación parlamentaria expresa. Así, la iniciativa del fondo buitre, de concretarse, no solo sería una anomalía jurídica sin antecedentes, sino una injerencia inadmisible en las decisiones soberanas de un Estado democrático.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Pampa Energía solicitó el RIGI para su proyecto en Rincón de Aranda. Inversión u$s 426 millones

    Pampa Energía solicitó la adhesión al régimen de incentivos RIGI para un proyecto estratégico en Vaca Muerta.

    La compañía presentó su solicitud para construir una planta de tratamiento de petróleo y gas en su yacimiento Rincón de Aranda, con una inversión de 426 millones de dólares.

    Con su entrada en operación prevista para el próximo año, Pampa exportará crudo por el equivalente a 1.200 millones de dólares a partir de 2027, se indicó.

    Pampa Energía presentó una solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para avanzar con un nuevo proyecto de infraestructura clave para el desarrollo de Rincón de Aranda, su yacimiento de shale oil ubicado en la provincia del Neuquén.

    Al respecto, Gustavo Mariani, CEO de Pampa, afirmó: “La construcción de esta planta y su infraestructura asociada es clave para fortalecer nuestra operación en Vaca Muerta. Nos permitirá captar la producción de todo el yacimiento, que tiene una extensión de 240 kilómetros cuadrados, y conectarnos con los sistemas de transporte troncales”.

    El proyecto contempla el diseño, la construcción y operación de una Planta Central de Tratamiento (Central Processing Facility – CPF) que permitirá procesar, almacenar y transportar petróleo y gas natural.

    Además, incluye la construcción de oleoductos y gasoductos que permitirán vincular la producción con los sistemas troncales existentes, como el Gasoducto Perito Moreno (Ex GPNK) y el Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), la instalación de plantas de procesamiento, terminales de almacenamiento y estaciones de bombeo, entre otra infraestructura asociada.

    Este proyecto se enmarca en el plan de inversión integral que Pampa Energía está llevando adelante en Rincón de Aranda, donde está invirtiendo 1.500 millones de dólares para multiplicar por diez su producción de petróleo, se destacó.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Nuevos precios de los combustibles YPF

    Con el incremento de 3,5 % promedio país dispuesto por YPF para los combustibles de su marca a partir del 1/7, los nuevos precios de referencia para estaciones de carga ubicadas en la Ciudad de Buenos Aires son los siguientes: Nafta Súper $ 1.216 por litro; Infinia Nafta $ 1.440; Diesel 500 (común) $ 1.221, y el Diesel Infinia $ 1.409 el litro.

    La compañía activó un esquema de precio diferencial en todas las estaciones de servicio del país durante la noche (0 a 6 AM) con descuento del 3 % para pago mediante la APP YPF.

    Además, señaló que “la modalidad de autodespacho se extenderá a las 24 horas en aquellas estaciones de servicio habilitadas y tendrá un beneficio adicional del 3 %; llegando a 6 % de descuento durante la noche (3 por franja horaria y 3 por modalidad), abonando con la APP YPF.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    TotalEnergies anunció el lanzamiento de la etapa final en el desarrollo del parque eólico más austral del mundo


    TotalEnergies, compañía pionera en la transición energética, anunció -junto a sus socios Wintershall DEA y Pan American Energy – el comienzo de la última etapa de las obras con la llegada de los dos aerogeneradores del parque eólico más austral del mundo.  Son dos turbinas eólicas de 86 metros de altura de buje y 136 metros de diámetro de círculo de giro de la pala, que tendrán una generación de 9 MW.  Serán instalados en las cercanías de la planta de Río Cullen, ubicada a 130 km al norte de la localidad de Río Grande, en la Provincia de Tierra del Fuego, en una zona que se caracteriza por su gran potencial eólico.
     
    Una vez en funcionamiento el parque eólico tendrá la finalidad de abastecer con energía renovable más de la mitad de la demanda eléctrica de las plantas de tratamiento de la compañía en Río Cullen y Cañadón Alfa, en Tierra del Fuego.

    Permitirá abastecer con energía renovable más de la mitad de la electricidad que consumen las plantas de tratamiento de Río Cullen y Cañadón Alfa, marcando un hito en el extremo sur del continente.
    TotalEnergies logrará reducir las emisiones vinculadas a la generación eléctrica necesaria para el funcionamiento de sus instalaciones en más de un 55%.
    Además, 22 millones de m3 adicionales de gas por año serán inyectados al mercado nacional gracias a este desarrollo eólico.

    Catherine Remy, Country Chair de TotalEnergies en Argentina, destacó “Estamos muy orgullosos con los avances del parque de energía eólica más austral del mundo, que es una muestra más del compromiso permanente de TotalEnergies en Tierra del Fuego, provincia donde operamos desde hace más de 46 años y concretamos grandes proyectos”.
     
    Actualmente, estas plantas funcionan generando su propia electricidad por medio de turbinas a gas. Con este innovador proyecto, basado en energía renovable, TotalEnergies logrará reducir las emisiones vinculadas a la generación eléctrica necesaria para el funcionamiento de sus instalaciones en más de un 55% para el final de la concesión de la Cuenca Austral. Además, gracias a este desarrollo eólico, 22 millones de m3 adicionales de gas por año serán inyectados al mercado nacional.
    El proyecto, que combina energía renovable y baterías, implicará durante la construcción y puesta en funcionamiento, el empleo de 170 trabajadores de la provincia.
    Por su parte Gustavo Melella, Gobernador de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, sostuvo que “lo más importante es lo que se viene, ese deseo conjunto de poder trabajar en energías renovables, TOTAL apuesta mucho a la transición energética, en el hidrógeno verde, y el pedido nuestro de poder dar ese paso definitivo en la industrialización del gas”.
    “Tierra del Fuego tiene que industrializar sus recursos naturales, porque necesitamos generar más desarrollo, más empleo, eso es una decisión política”, reafirmó el Gobernador.
    A modo de cierre Remy concluyó: “Este es un proyecto más en línea con la estrategia de TotalEnergies, que tiene como objetivo reducir las emisiones de sus instalaciones en más de un 40% para 2030, en comparación con los niveles de 2015: más energía, con menos emisiones”.
     
     

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    La brasileña Copel compró la hidroeléctrica Baixo Iguaçu

    Neoenergia una de las empresas una de las eléctricas más grandes de Brasil vendió el control de la hidroeléctrica Baixo Iguaçu a Copel (30%) que era su socia minoritaria. El negocio se cerró por 180 millones de dólares.

    La central opera desde el 10 de abril de 2019, y se ubica en el estado de Paraná, en el sur de Brasil, y tiene una capacidad instalada de 350 megavatios (MW).
    Neoenergia (que pertenece a la española Iberdrola) es una de las empresas líderes del sector eléctrico brasileño, con presencia en 19 de los 27 estados del país en los segmentos de generación, transmisión, distribución y comercialización.

    La hidroeléctrica Baixo Iguaçu se ubica en el estado de Paraná. La planta se encuentra entre los municipios de Capanema y Capitão Leônidas Marques. 

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Eficiencia Operativa en contextos de alta exigencia

    Las “Paradas de Planta” en la industria energética constituyen una de las actividades cruciales del sector puesto que cada decisión logística y operativa impacta directamente en la seguridad, los costos y la continuidad del negocio. Durante la parada de 2025 en la Refinería Axion, el enfoque integral de servicios generales llevado a cabo marcó un nuevo estándar de eficiencia, respuesta y control operativo.

    En ese marco, el equipo de Servicios Generales de Balko en Campana, desplegó una estrategia integral que logró sostener altos estándares de calidad y eficiencia en un contexto de alta demanda y exigencia operativa. Al respecto consultamos a la Lic. Rocío Vazquez Grau, Líder de Servicios Generales de Balko, quien nos detalla que: “La planificación abarcó desde el equipamiento de módulos y carpas hasta la gestión de viandas, maestranza, limpieza, alojamiento y provisión de agua potable hasta la disponibilidad de electrodomésticos”.

    Una de las tareas más sensibles es la gestión del Servicio de Viandas, que debe dar cuenta y respuesta a modificaciones en los niveles de consumos y al seguimiento de la calidad, higiene y conservación de los alimentos. Araceli Andrade, integrante del equipo de Balko, agrega: “Implementamos junto a IT de PAE una plataforma on-line de pedidos ‘ad hoc’ para el evento que agilizó el servicio y con el que realizamos el seguimiento diario y un control de calidad exhaustivo permitiendo optimizar la trazabilidad y minimizar desvíos”.

    Los servicios de Facility Management durante el proceso de la parada debe estar sumamente alineada con el equipo staff y gerencial de la planta; asegurando comunicación clara y fluida entre las áreas técnicas, operativas y de mantenimiento. En síntesis, la clave para un servicio exitoso se basa en planificación detallada, capacidad de respuesta y proactividad; en estos pilares Balko reafirma su compromiso con la excelencia operativa, incluso en los escenarios más exigentes.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Energía y deuda: dos caras del nuevo ciclo financiero argentino

    En un 2025 marcado por la estabilización macroeconómica y la apertura financiera, el sector energético argentino emergió como uno de los principales imanes de inversión, con acciones y emisiones de deuda lideradas por firmas vinculadas a Vaca Muerta. Mientras compañías como YPF, Pampa Energía y Vista cosecharon importantes rendimientos bursátiles y atrajeron capitales en el mercado de bonos, en paralelo se multiplicaron los casos de estrés financiero y reestructuraciones, especialmente entre empresas medianas y de sectores sensibles como el agro y la energía térmica. Esta doble dinámica —expansión de emisiones y aumento de defaults— revela un mercado más exigente y selectivo, donde las oportunidades conviven con riesgos crecientes, y donde la solidez financiera y la capacidad de adaptación se han vuelto condiciones clave para sostener el crecimiento en un entorno aún volátil.

    Este año, el sector energético argentino se consolidó como uno de los destinos más atractivos para las inversiones financieras, en buena medida gracias al dinamismo sostenido de Vaca Muerta. En un contexto global de precios volátiles y reacomodamientos geopolíticos, las acciones vinculadas a la energía mostraron desempeños sobresalientes. Según un informe de Economía & Energía, en junio las subas interanuales en dólares destacaron especialmente a YPF (67,5%), Pampa Energía (59,1%) y Vista (16%) entre las petroleras, mientras que fuera de ese núcleo se lucieron Edenor (67,6%), TGS (51,5%) y Central Puerto (29,6%). En el Merval medido en pesos, el ranking lo lideró Metrogas con una suba del 82,9%, seguida por Edenor (52,7%) y YPF (51,5%).

    No obstante, al observar los movimientos respecto al mes anterior, se evidencia una corrección generalizada de precios, arrastrada por la inestabilidad de los mercados internacionales. En términos de ADRs en dólares, solo YPF (+0,5%) y Vista (+4,6%) mantuvieron el impulso positivo, mientras que el resto sufrió caídas pronunciadas, destacándose Edenor con un retroceso del 18%. En el Merval, solo YPF logró un alza intermensual en pesos (+0,8%), mientras que compañías como Central Costanera, Edenor y Camuzzi exhibieron fuertes caídas de entre el 16% y el 20%. Estos vaivenes subrayan la sensibilidad del sector a factores macroeconómicos y a expectativas de corto plazo, incluso en un marco de fundamentos sólidos en términos de producción y expansión.

    De cara al mediano y largo plazo, analistas financieros como Adcap mantienen una visión optimista, especialmente sobre empresas con fuerte presencia en el negocio no convencional y en infraestructura estratégica. Destacan a YPF como una oportunidad de reposicionamiento, con un “target price” de 50 dólares por ADR (hoy en US$ 33), sustentado en su apuesta por el shale oil, la disciplina financiera y su incursión en proyectos de GNL. También resaltan a Vista (target: US$ 84) por su proyección dentro de Vaca Muerta, y a Pampa por su diversificación entre segmentos regulados y desregulados, así como por su participación en proyectos de exportación de gas. En transporte y distribución, sobresale TGS por su potencial ampliación del gasoducto Perito Moreno y un proyecto en Bahía Blanca, mientras que Transener y Ecogas se perfilan como oportunidades por mejoras regulatorias y valorizaciones aún rezagadas. En síntesis, pese a las oscilaciones coyunturales, la energía argentina sigue atrayendo capital por su proyección estructural y su papel central en la matriz exportadora futura.

    Crecen las emisiones de deuda en Argentina, pero también los defaults empresariales

    A pesar de que el gobierno de Javier Milei adoptó medidas pro-mercado que estabilizaron parcialmente la macroeconomía y mejoraron el entorno crediticio, un número creciente de empresas argentinas enfrenta crisis financieras que las llevan a reestructuraciones, cesaciones de pagos o procedimientos concursales.

    Según datos del mercado, 2024 registró el mayor volumen de emisión de Obligaciones Negociables (ON) y fideicomisos financieros de la última década, y todo indica que 2025 podría superar ese récord. Sin embargo, como advierte Moody’s, esta expansión se da en un contexto de menor liquidez en el mercado de capitales local, acompañado de mayores costos de financiamiento, lo que ha deteriorado la calidad crediticia de varios corporativos, especialmente en los tramos medio y bajo del espectro de riesgo.

    Las dificultades han alcanzado a empresas de sectores clave. En el agro, Los Surcos ingresó en procedimiento preventivo de crisis, mientras que Los Grobo activó el mismo mecanismo para su controlada Agrofina, y buscó una alianza con la brasileña Amaggi para resistir la presión sobre sus márgenes. En el sector energético, el Grupo Albanesi, que representa el 17% de la generación termoeléctrica del país, entró en conflicto tras los incumplimientos de sus coemisoras Generación Mediterránea y Central Roca, afectados por la demora en pagos de CAMMESA.

    A esto se suma Aconcagua Energía, una joven petrolera que suspendió su salida a los mercados internacionales y debió reestructurar pasivos. La crisis también alcanzó a Celulosa, que incumplió sus vencimientos de mayo y explora la incorporación de nuevos socios para reforzar su liquidez. Estos episodios han incrementado la cautela de los inversores, que ahora orientan sus preferencias hacia emisores de mayor calidad crediticia, lo cual reduce la demanda de deuda para empresas con ratings inferiores al rango A.

    No obstante, los analistas mantienen un optimismo prudente. El entorno macro es más favorable para operar, aunque exige una gestión de liquidez más estricta, sobre todo para pymes que enfrentan un mercado más competitivo y segmentado. Moody’s Local Argentina, subraya el impacto negativo que tiene la apreciación del tipo de cambio sobre los instrumentos dólar-linked y la selectividad creciente del mercado. Por su parte, Juan Tripier y Juan Pablo Herrero, de PwC Argentina, señalan que no hay evidencia de un efecto contagio generalizado, y que los defaults responden más bien a casos puntuales. En lo que va de 2025, las emisiones acumuladas ascienden a US$7.700 millones en ON y US$700 millones en fideicomisos financieros, con fuerte protagonismo del sector Oil & Gas —YPF, Pampa Energía, Vista, Tecpetrol y Pluspetrol— y del sistema financiero (Galicia, Macro, Supervielle). De cara al segundo semestre, los expertos anticipan mayor volatilidad por el ciclo electoral y sugieren que las empresas refuercen su disciplina financiera: achicar costos, revisar inversiones y apoyarse en el flujo interno ante la ausencia de condiciones crediticias más benignas.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Energía en alza, dólares en fuga: la paradoja del superávit energético en tiempos de déficit externo

    Argentina avanza hacia un perfil exportador en energía con un superávit creciente impulsado por Vaca Muerta, el GNL y menores importaciones. Sin embargo, esta promesa de equilibrio externo convive con un rojo alarmante en la cuenta corriente, marcado por la salida de dólares vía turismo y rentas. El país enfrenta el desafío de consolidar su estrategia energética en un contexto macroeconómico frágil y una transición verde en vía muerta.

    La Argentina está logrando generar divisas netas por exportación energética(gracias a Vaca Muerta, exportaciones de gas y petróleo, y menores importaciones). La cuenta nacional “energía” en términos monetarios muestra un sólido superávit. En marzo de 2025, la balanza comercial energética arrojó un saldo positivo de US$ 527 millones(exportaciones: US$ 753 M; importaciones: US$ 226 M). En el primer bimestre de 2025, el superávit acumulado ascendió a US$ 1.321 millones, con US$ 1. ( exportaciones de US$ 847 M y una demanda importadora de US$ 230 M) . Según un artículo oficial, el primer cuatrimestre arrojó US$ 2.684 millones de saldo positivo (exportaciones por US$ 3.634 M versus importaciones por US$ 950 M). Además, se proyecta que el superávit energético para todo 2025 podría alcanzar entre US$ 5.000 M y US$ 8.000 M, según Reuters.

    Contracara

    El gobierno de Javier Milei esperaba encontrar en la energía una plataforma de relanzamiento internacional y una promesa de superávit externo sostenido. Pero la cuenta corriente dio un golpe de realidad: el déficit es de US$ 5.191 millones en el primer trimestre de 2025, frente a un superávit de US$ 176 millones en igual período de 2024, lo que implica un deterioro interanual de más de US$ 5.300 millones. El rojo se explica principalmente por un déficit récord en servicios de US$ 4.502 millones —con turismo al exterior por US$ 3.464 millones— y por pagos netos de rentas e intereses al exterior por US$ 3.333 millones. Aunque la balanza comercial de bienes fue superavitaria en US$ 2.060 millones, no alcanzó para compensar los déficits en los otros rubros.

    Este fue el primer gran déficit externo desde que asumió Milei y duplicó lo estimado por el FMI para todo el año. La causa principal fue la apreciación real del peso, que impulsó el consumo de servicios en el exterior y las importaciones. El gobierno considera que el desbalance es “razonable y sano” en una economía en crecimiento (~6 % anual) y asegura que puede financiarse con ingreso de capitales y apoyo del FMI. Sin embargo, el desequilibrio externo revela una vulnerabilidad persistente, que pone presión sobre la balanza financiera.

    La salida de dólares, entre otros rubros, por vía del turismo,especialmente por el consumo con tarjeta de argentinos en el exterior, “dólares turismo” registró en los primeros 16 meses (enero 2024 – abril 2025) un déficit acumulado de aproximadamente US$ 9.300 millones. Solo en abril de 2025, los egresos por “viajes, pasajes y otros pagos con tarjeta” ascendieron a unos US$ 1.125 millones, mientras que los ingresos por turismo receptivo fueron de US$ 263 millones. Durante el primer trimestre de 2025, el saldo fue deficitario en US$ 3.464 millones, lo que representa un incremento de US$ 2.755 millones respecto al mismo período de 2024.

    Un pacto energético con Europa: GNL desde Vaca Muerta

    El 7 de junio, en el marco de su visita oficial a Roma, el presidente Milei y la premier italiana Giorgia Meloni oficiaron de testigos de honor de un acuerdo entre YPF y la compañía energética italiana ENI. El convenio contempla el desarrollo de un ambicioso proyecto para exportar GNL desde los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta hacia los mercados europeos, en un contexto global donde la seguridad energética se ha vuelto prioridad geopolítica.

    El esquema prevé la construcción de un gasoducto desde Vaca Muerta hasta la costa de Río Negro (no está claro su financiamiento) y la instalación de dos plantas flotantes de licuefacción que serían ensambladas en astilleros chinos. La meta es alcanzar, hacia 2028, una capacidad de exportación de 12 millones de toneladas anuales de GNL, el equivalente al 40% de la producción nacional de gas actual. El volumen proyectado tiene un potencial de ingresos cercano a los US$ 5.000 millones anuales, consolidando un perfil exportador de largo aliento. La operación permitiría además vincular a la Argentina con los mercados europeos en condiciones de largo plazo, ofreciendo a Europa una fuente de gas alternativa en medio de su desenganche energético respecto de Rusia.

    Una oportunidad estructural: superávit energético y cambio de régimen

    La maduración de los desarrollos en Vaca Muerta ya había comenzado a traducirse en números elocuentes: en 2024, el país registró un superávit energético récord de US$ 5.668 millones, cifra inédita en décadas. Para 2025, se proyecta un saldo aún más abultado, del orden de los US$ 8.000 millones, en gran parte gracias a las exportaciones de gas a países vecinos como Chile y Brasil, además del ahorro por sustitución de importaciones.

    Consciente del potencial transformador del sector, el gobierno ha anunciado que a partir de 2026 implementará una nueva metodología para la fijación de precios de exportación de gas natural, con el objetivo de hacerlos más competitivos. Actualmente, los precios se fijan en base al crudo Brent, lo que encarece el gas argentino en relación con otros productores. La intención oficial es desvincular esos precios del Brent y alinearlos con los del mercado interno regulado por el Plan Gas, lo que podría implicar una reducción del orden del 20% para exportaciones regionales. Esta medida apunta a consolidar el vínculo con compradores estratégicos como Brasil, que ya ha manifestado su interés en cerrar contratos de largo plazo para abastecer sus termoeléctricas.

    Renovables en vilo

    En paralelo a esta expansión del gas como vector estratégico, el sector de las energías renovables atraviesa una zona de penumbra normativa. La Ley 27.191 —sancionada en 2015 y que estableció un régimen de fomento con metas concretas— expira a fines de 2025. La norma obligaba a que el 20% del consumo eléctrico proviniera de fuentes renovables antes de diciembre de ese año. A mediados de 2025, sin embargo, ese umbral apenas roza el 15 a 16% de la matriz eléctrica, y no existen señales claras de una prórroga o una nueva ley que continúe el esquema de incentivos.

    Pese al impulso que la ley brindó en la última década —con más de 7.100 MWinstalados entre eólica, solar y biomasa—, los proyectos en carpeta comienzan a ralentizarse ante la falta de un horizonte normativo estable. Las empresas del sector, tanto locales como internacionales, observan con preocupación el riesgo de una discontinudad legal que podría desalentar nuevas inversiones. La paradoja no es menor: mientras el gas natural se proyecta como una palanca geopolítica, las energías limpias enfrentan un futuro incierto.

    Infraestructura eléctrica: obras y deudas del pasado

    El gobierno también ha puesto en marcha una serie de 15 obras prioritarias en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), destinadas a ampliar y modernizar la red de transporte eléctrico de alta tensión. La iniciativa busca resolver cuellos de botella históricos, especialmente en zonas de alta producción renovable que no pueden despachar toda su energía por limitaciones técnicas. Las obras son financiadas mediante inversión privada, con participación de CAMMESA y la Secretaría de Energía, y forman parte de un plan más amplio de “normalización” del sistema energético nacional.

    Una visión de largo plazo aún incompleta

    El dinamismo del sector energético argentino en este último tramo de junio deja entrever una voluntad gubernamental de insertar al país como actor relevante en el mercado energético global, particularmente en el negocio del GNL. Pero esa apuesta aún convive con fragilidades internas: una transición energética sin marco legal claro, una estructura de subsidios todavía presente y una infraestructura que, aunque en expansión, sigue arrastrando rezagos acumulados.

    A corto plazo, las decisiones que se tomen en torno a la prórroga o reformulación de la Ley de Renovables, la reglamentación de los nuevos precios de exportación y las inversiones vinculadas al proyecto YPF–ENI serán determinantes para definir si la Argentina puede sostener una política energética equilibrada entre su vocación exportadora, la diversificación de fuentes y la sostenibilidad ambiental.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Subas de julio para gas y electricidad

    La secretaría de Energía, en la órbita del ministerio de Economía, publicó las resoluciones 280/2025; 281/2025 y 282/2025 que ajustan a la suba (entre 1 y 3 %) las tarifas pautadas para el rubro del gas y la electricidad.

    La R-280 establece nuevos precios a partir de julio para remunerar la generación termoeléctrica y el transporte de electricidad en alta tensión en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y para el Mercado Mayorista Electrico del Sistema de Tierra del Fuego (MMESTDF).

    La R-281 actualiza a la suba los precios de la energía, de la potencia y del transporte en alta tensión para cada distribuidor troncal entre el 1 de julio y el 31 de octubre (Programa Estacional de Invierno) para el MEM.

    Comprende a los usuarios Residenciales N1, N2 y N3, siendo que los N2 y N3 mantienen un “consumo base” bonificado, debiendo pagar la tarifa plena por lo que exceda el consumo base.

    También comprende la suba tarfaria a Grandes Usuarios de Distribuidores (GUDI); a la demanda general NO residencial , y al alumbrado público.

    La R-282 actualiza a la suba desde el 1 de julio el Precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) para ser trasladado al servicio de Distribución.

    A modo de referencia cabe señalar que para el área a cargo de MetroGAS el PIST será de U$S 3,004 el Millón de BTU tanto para usuarios residenciales N1, N2 y N3,como patra usuarios del servicio general P (servicio no doméstico no contractualizado).

    Estas resoluciones responden a decisiones del Ministerio de Economía, que procura una reducción del gasto público y la reducción progresiva de los subsidios generalizados hacia subsidios focalizados.

    Los ajustes entonces impactarán en los usuarios residenciales, las distribuidoras y subdistribuidoras de gas, en las cooperativas eléctricas y empresas del MEM y el MEM del Sistema Tierra del Fuego.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    YPF: Milei consideró “un fallo contra Kicillof” el de la jueza Preska (NY)

    El presidente Javier Milei anunció a través de X que el gobierno nacional apelará el fallo de la Jueza Loretta Preska, del segundo distrito de Nueva York, que ordenó a la Argentina ceder el 51 % de las acciones de YPF en manos del Estado a los “fondos buitres”, en parte de pago a los Fondos (buitres) que reclaman en un juicio por la expropiación de la petrolera en 2012.

    Milei aprovechó la ocación del (oportuno ?) fallo y Preska podría resultar co-protagonista de la campaña electoral en la provincia de Buenos Aires donde el oficialismo se apresta a librar una batalla política clave contra el peronismo procurando proyectar el futuro de su fuerza política (LLA) en el ámbito bonaerense, que tiene por gobernador y principal contrincante a Axel Kicillof.

    Entonces, Milei escribió: UN FALLO CONTRA KICILLOF. “Nos acabamos de enterar que la jueza Preska falló contra el Estado argentino en el caso de la expropiación de YPF.
    Independientemente de la cuestión de fondo, haber llegado a esta situación del país, es responsabilidad directa del inútil soviético de Axel Kicillof cuando era Ministro de Economía durante la segunda presidencia de la condenada de CFK.
    Lamentablemente, no le alcanzó con arruinar la economía argentina, así que ahora se está encargando de destruir la provincia de Buenos Aires.
    Al margen de la imbecilidad de Kicillof y todos los que nos gobernaron antes, sepan todos los argentinos que vamos a apelar este fallo en todas las instancias que corresponda para defender los intereses nacionales.
    Pasaron más de 10 años y los argentinos seguimos sufriendo las consecuencias del peor gobierno de la historia argentina.
    PD: YO AVISÉ QUE EL SOVIÉTICO ES UN PELOTUDO!”

    En el marco de la campaña electoral Milei ha insistido con una batería de insultos y descalificaciones contra el gobernador de Buenos Aires, reelecto en 2023.

    Aspectos del fallo

    La jueza Loretta Preska, del segundo distrito de Nueva York, ordenó a la Argentina ceder el 51% de las acciones de YPF a los “fondos buitres”. Es en parte de pago a los beneficiarios del juicio por la expropiación de la petrolera en 2012.

    El fallo de Preska conocido este lunes (30/6) responde a una demanda judicial que hicieron los fondos Burford y Eton Capital para cobrar el monto establecido en una sentencia de 2023 en primera instancia que determinó el pago de U$S 16.100 millones.

    Preska le exigió a la Argentina “transferir sus acciones Clase D de YPF a una cuenta de custodia global en BNYM (The Bank of New York Mellon Corporation) en Nueva York dentro de los 14 días posteriores a la fecha de la orden”.

    Y determinó “instruir a BNYM para que inicie una transferencia de los intereses de propiedad de Argentina en sus acciones Clase D de YPF a los demandantes o sus designados dentro de un día hábil a partir de la fecha en que las acciones sean depositadas en la cuenta”.

    Preska había rechazado en marzo el pedido para investigar cuáles fueron los términos en que fue nacionalizada la compañía pretrolera. En 2012 una Ley de Congreso aprobó la expropiación del 51 % de las acciones de YPF por entonces en manos de Repsol. el 49 % restante esta en manos de privados e YPF se rige por la Ley de Sociedades Comerciales 19.550.

    La jueza estadounidense sostuvo que “La propiedad de un Estado extranjero utilizada para una actividad comercial en los Estados Unidos no será inmune a la ejecución si la propiedad es o fue utilizada para la actividad comercial en la que se basa la reclamación”.

    “El uso por parte de Argentina de sus acciones de control para dirigir la actividad comercial de YPF en los Estados Unidos (incluyendo el programa de ADR, la cotización en la NYSE, el registro en la SEC y la venta de deuda a inversores estadounidenses) cumple con este requisito”, señala el fallo.

    El tribunal sostuvo que las acciones pueden ser transferidas, a pesar de la restricción del Artículo 10 de la Ley de Expropiación de YPF, en virtud de la las “Constancia de Acciones” que fueron emitidas y que confirman que son totalmente transferibles.

    Preska indicó que no hay un “verdadero conflicto” entre la ley argentina y lo solicitado por los demandantes, ya que Argentina tiene opciones legales para cumplir (obtener el permiso del Congreso, cambiar la ley o satisfacer el fallo mediante un acuerdo).

    Luego de conocerse el fallo judicial, las acciones de YPF empezaron a bajar. En Wall Street cedieron 7 % y a nivel local registraron una baja de 5 % a las 15 ($ 38.100).

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    YPF sube 3,5 % sus combustibles y activa precios diferenciados por modalidad y bandas horarias

    YPF anunció que, a partir del 1 de julio, implementa en todas sus estaciones de servicio una nueva modalidad de precios diferenciados por ciclos de demanda diarios, y regionales para sus combustibles.

    “Este esquema, que busca ofrecer a los clientes una experiencia más flexible e innovadora, es posible gracias al cambio tecnológico que representa el nuevo Real Time Intelligence Center Comercial y la puesta en funcionamiento de los primeros cinco pilotos de autodespacho que YPF lanzó la semana pasada”, explicó la compañía de mayor participación en el mercado local.

    Y describió que “desde mañana, se realizará una actualización de precios que contempla una variación (aumento) promedio del 3,5 %, tomando los parámetros ya conocidos como precio internacional del petróleo, tipo de cambio, impuestos a los combustibles y precios de los biocombustibles”.

    “Asimismo, se implantará un precio diferencial en todas las estaciones de servicio del país durante la noche (0 a 6 AM) con descuento del 3 % para pago mediante la APP YPF”, puntualizó.

    Además, señaló que “la modalidad de autodespacho se extenderá a las 24 horas en aquellas estaciones de servicio habilitadas y tendrá un beneficio adicional del 3 %; llegando a 6 % de descuento durante la noche (3 por franja horaria y 3 por modalidad), abonando con la APP YPF”.

    La compañía añadió que “está trabajando intensamente en la adecuación del servicio de autodespacho en nuevas estaciones de servicio de todo el país con la firme intención de llegar a cubrir el 50 % de las mismas en los próximos meses en función de la adopción y preferencia de nuestros clientes, exceptuando las provincias de La Pampa, Jujuy y Buenos Aires, debido a que las legislaciones locales lo prohíben”.

    La petrolera que preside Horacio Marin sostiene que “Este nuevo esquema de precios bajo modalidad y franjas horarias busca consolidar un cambio cultural en la forma en que se gestionan los precios de los combustibles en la Argentina. El nuevo enfoque promueve el protagonismo del cliente, que ahora podrá beneficiarse activamente eligiendo cómo, cuándo y dónde cargar combustible”.

    Resta saber cómo comunicará YPF sus variaciones de precios generales (más acá de los descuentos por horario y modalidad de carga) en tanto es la compañía líder y testigo en el mercado local de las naftas y gasoils.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    YPF: Loretta Preska ordenó a Argentina entregar el 51% de las acciones a los beneficiarios del juicio por la expropiación

    La jueza Loretta Preska, del Tribunal del Distrito Sur de Nueva York, ordenó al Estado argentino transferir el 51% de las acciones clase D de YPF como parte del pago del fallo por la expropiación de la petrolera en 2012.

    La magistrada resolvió que el Estado deberá trasladar esas acciones a una cuenta de custodia en el Bank of New York Mellon en un plazo de 14 días, y que luego se transfieran a los beneficiarios del juicio, encabezados por los fondos Petersen y Eton Park. La orden se enmarca en la ejecución de una sentencia previa que estableció una indemnización de aproximadamente 16.100 millones de dólares a favor de los demandantes, aún impaga.

    La medida se apoya en las normas procesales del Estado de Nueva York y en la Ley de Inmunidades Soberanas Extranjeras de EE.UU. (FSIA), que habilita este tipo de ejecuciones cuando los activos estatales son utilizados con fines comerciales en Estados Unidos, como fue el caso de YPF a través de su cotización en la bolsa de Nueva York (NYSE) y la emisión de deuda bajo legislación estadounidense.

    Antecedentes del conflicto

    En 1993, Argentina privatizó YPF mediante una oferta pública internacional y modificó los estatutos de la compañía para incluir una cláusula de oferta pública obligatoria (sección 7) en caso de que un nuevo accionista tomara el control. Esto protegía a los inversores minoritarios en caso de una futura nacionalización.

    En abril de 2012, el Estado argentino intervino la compañía y expropió el 51% de las acciones clase D pertenecientes a Repsol, pero sin lanzar una oferta pública a los accionistas restantes, entre ellos Petersen Energía y Eton Park. Esto, según los fallos, constituyó una violación de los estatutos.

    En 2014, Repsol fue compensada por el Estado con un acuerdo por 5.000 millones de dólares, pero los fondos Petersen y Eton Park iniciaron una demanda por separado en Nueva York, reclamando por el incumplimiento del régimen de oferta pública.

    En septiembre de 2023, Preska dictó sentencia a favor de los demandantes. El Estado argentino apeló el fallo, pero la ejecución del mismo avanza mientras no haya una suspensión formal.

    Reacciones y consecuencias

    La decisión judicial tuvo un impacto inmediato en los mercados: las acciones de YPF cayeron más del 1,4% en Wall Street y cerca del 3% en el mercado local. El índice Merval, que había iniciado la jornada en alza, también revirtió la tendencia y terminó en baja.

    Pese a que el Departamento de Justicia de Estados Unidos había presentado un escrito a favor de la posición argentina, la jueza Preska concluyó que el Estado utilizó las acciones para ejercer control comercial directo sobre YPF en el mercado estadounidense, lo que hace a esos activos ejecutables según la legislación aplicable.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Camuzzi y Fundación Reciduca juntos en el programaPotencia TE

    • El primer ciclo de talleres alcanzó a 90 jóvenes en La Plata. El objetivo es acompañar a estudiantes en su inserción laboral, derribando estereotipos y ampliando oportunidades.

    Camuzzi la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina– en alianza con Fundación Reciduca, llevó adelante el cierre del primer ciclo de PotenciaTE. El nuevo programa de empleabilidad con perspectiva de equidad, busca brindar herramientas concretas a estudiantes de escuelas técnicas para facilitar y potenciar su acceso al mundo del trabajo.

    La iniciativa se implementó en las Escuelas Técnicas N° 1 y N° 7 de La Plata, donde 90 jóvenes participaron de tres encuentros presenciales. A lo largo de los talleres, se trabajó sobre la identificación de sesgos, la construcción de construir currículums con valor diferencial, el uso de herramientas de búsqueda laboral y la práctica de entrevistas individuales y grupales.

    El disparador de este programa fue una pregunta que nos venimos haciendo internamente desde hace años: ¿por qué hay tan pocas mujeres técnicas en la industria? Detectamos que las barreras comienzan incluso antes del proceso de selección: son pocas las que llegan a postularse.” añadió Virginia Ferrer, Jefa de Relaciones Institucionales de Camuzzi. Los datos son contundentes: según el Instituto Nacional de Educación Tecnológica (INET), solo el 12% de las mujeres que egresan de una secundaria técnica trabajan de lo que estudiaron. “PotenciaTE nace para trabajar desde la raíz de esa desigualdad y acompañar a jóvenes, tanto mujeres como varones, a dar sus primeros pasos laborales derribando estereotipos”, señaló.

    El programa apunta a alcanzar a 180 jóvenes a lo largo del año, combinando talleres vivenciales con espacios de reflexión sobre la brecha de género en sectores industriales, los sesgos culturales y el derecho a un trabajo sin discriminación.

    En esta primera edición de PotenciaTE, Fundación Reciduca estuvo a cargo del diseño e implementación de los talleres presenciales, apoyándose en la experiencia que sostiene en todos sus programas en torno al desarrollo personal. Desde una propuesta que prioriza el acompañamiento cercano y la construcción de confianza, se trabajó con los y las jóvenes en el fortalecimiento de la autoestima y en el acceso a herramientas concretas para mejorar sus oportunidades de empleabilidad.

    Desde Reciduca creemos que cada joven merece la posibilidad de imaginar y construir su proyecto de vida. PotenciaTE es una oportunidad para acercar herramientas clave para el armado del CV, la búsqueda laboral y la entrevista laborales. A través de espacios de intercambio con profesionales, los estudiantes pudieron explorar inquietudes, ejercitar habilidades y fortalecer su preparación para dar sus primeros pasos en el mundo del trabajo. Estamos felices de volver a trabajar juntos con empresas que comparten nuestro objetivo como Camuzzi: darle la oportunidad a más jóvenes de una vida con proyectos¨ comentó Nicolas Federico, Director Ejecutivo de Fundación Reciduca

    Durante el encuentro de cierre, los y las estudiantes participaron de dinámicas junto al equipo de Captación de Talento de Camuzzi y el equipo Educativo de la fundación; donde realizaron juegos de rol, entrevistas simuladas y actividades colaborativas en equipo.

    PotenciaTE forma parte del compromiso de las acciones de Camuzzi para construir un entorno laboral más inclusivo, diverso y con igualdad de oportunidades; especialmente en rubros históricamente masculinizados como el técnico-industrial.

    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.

    Para mayor información

     Gerencia de Relaciones Institucionales

    www.facebook.com/camuzzigas

    www.instagram.com/camuzzigas

    Acerca de Fundación Reciduca

    Fundación Reciduca con más de 23 años de trayectoria promueve que jóvenes en situación de vulnerabilidad finalicen la escuela secundaria y logren una vida con proyectos. A través de una propuesta integral que articula formación en habilidades socioemocionales, prácticas en empresas, educación ambiental y acompañamiento personalizado, el 85% de quienes participan logran terminar sus estudios.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    TotalEnergies adquirirá otro bloque en Surinam

    TotalEnergies acordó comprar la totalidad del capital social de CEPSA Suriname S. L., filial de Moeve, en Surinam. Se trata de una participación del 25% en el Bloque 53 frente a las costas de Surinam.

    Como resultado, TotalEnergies se unirá como socio en la licencia a APA (operador del 45%) y Petronas (30%).
    Esta desinversión sucede a la venta de activos en 2024 de E&P de Moeve en Colombia y Perú, y 2023 en Abu Dabi.

    La operación está en línea con la estrategia de transformación Positive Motion que ha trazado la compañía de cara a 2030. El objetivo es dar el paso en esta década a una compañía donde más del 50% de su EBITDA provenga de actividades sostenibles, como el hidrógeno verde y sus derivados o los biocombustibles de segunda generación.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Shell aclara sobre BP

    En un comunicado cursado a la Bolsa de Valores de Londres, reproducido en su página oficial, la petrolera Shell puntualizó “En respuesta a la reciente especulación de los medios, Shell desea aclarar que no ha estado considerando activamente hacer una oferta por BP y confirma que no ha contactado con BP, ni se han llevado a cabo conversaciones con respecto a una posible oferta”.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Subsidios: Oficializan el reempadronamiento de Clubes de Barrio y de Pueblo

    La Secretaría de Energía oficializó, a través de la resolución 276/2025, el reempadronamiento de Clubes de Barrio y de Pueblo en un registro específico para poder continuar con el beneficio de subsidio parcial a las tarifas de gas y de electricidad.

    Al respecto estableció, como condición para acceder a los subsidios energéticos (ley 27.098) que, además de encontrarse inscriptas en el Registro Nacional de Clubes de Barrio y de Pueblo en el ámbito de la Subsecretaría de Deportes, deberán encontrarse incluidas en el “Registro de Beneficiarios – Clubes de Barrio Res. SE 992/21”, conforme a los criterios complementarios que establezca la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético.

    Esta última Subsecretaría podrá ordenar el reempadronamiento de las entidades interesadas, así como exigirles la presentación de documentación e información que acredite el cumplimiento de los requisitos, incluyendo la manifestación, con carácter de declaración jurada, de que la institución que se inscribe no está alcanzada por alguna de las causales de exclusión previstas en la Ley 27.098 y sus normas complementarias.

    En los casos en que se verifique que la declaración jurada presentada, o su modificación, contienen información manifiestamente falsa, junto con la exclusión del beneficio, se podrá ordenar, a través de los organismos de regulación competentes, la facturación de todos los importes que le hubieren sido incorrectamente bonificados, con más sus intereses moratorios y punitorios.

    En los considerandos de la nueva resolución se describe que “ya existe en la órbita de esta Secretaría el “Registro de Beneficiarios – Clubes de Barrio Res. SE 992/21”, así como un formulario que deben completar los Clubes de Barrio y de Pueblo para acceder a los beneficios, no obstante lo cual se torna necesario habilitar a la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético “dictar las normas complementarias que se requieran para un adecuado funcionamiento de dicho Registro y una mejor focalización de los beneficios, tal como sucede con las Entidades de Bien Público a las que se las ha asimilado”.

    Y se explica que “en los últimos años, la falta de control de las inscripciones llevó a que quedaran incluidas como beneficiarias instituciones deportivas o recreativas que no cumplen con la definición legal de Clubes de Barrio y de Pueblo, lo cual deberá ser subsanado mediante un reempadronamiento o, en su caso, la revisión de las inscripciones existentes, a fin de minimizar el desvío de la ayuda hacia quienes no la necesitan”.

    Energía sostiene que “Entre otros criterios, no resulta razonable otorgar ni mantener subsidios al consumo energético en aquellas entidades que, si bien tienen fines deportivos o recreativos, su situación financiera está sostenida por el aporte de socios con capacidad contributiva”.

    “La Ley 27.098 es clara en cuanto a la finalidad de promover el rol comunitario y social de los Clubes de Barrio y de Pueblo, no resultando coherente el otorgamiento de subsidios al consumo energético de entidades cuya matrícula no está abierta a la comunidad o que desarrolla actividades deportivas que requieren un manifiesto alto poder adquisitivo”, añade Energía.

    “Esta intervención se enmarca en lo establecido por el Decreto 465/24 y sus normas complementarias, con el objetivo de migrar, en forma gradual y previsible, de un esquema de subsidios generalizados a un esquema focalizado en aquellos hogares e instituciones que realmente lo necesitan”. señala la Resolución 276 de la S.E.

    Cabe referir que el Artículo 5º de la Ley 27.098 establece los requisitos que deben cumplir aquellas instituciones interesadas en integrar el Registro Nacional de Clubes de Barrio y de Pueblo:
    a) Poseer personería jurídica vigente y domicilio legal en la República Argentina; b) Acreditar una antigüedad mínima de Tres (3) años desde su constitución formal; c) Poseer una cantidad mínima de Cincuenta (50) asociados y una máxima de Dos mil (2000) socios al momento de la inscripción; pero también ratifica la necesidad de que las instituciones sean asociaciones de bien público, que desarrollen actividades deportivas no profesionales y que faciliten sus instalaciones para la educación no formal, el fomento cultural de todos sus asociados y la comunidad a la que pertenecen, para el cumplimiento de los fines de inclusión social e integración colectiva previstos en el Artículo 1º de la Ley 27.098.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Fundelec: La demanda país de electricidad cayó en mayo 10,4 % i.a. En el AMBA bajó 14,2 %

    La demanda de energía eléctrica registró en mayo último un descenso de -10,4 % interanual totalizando 10.945,4 GWh a nivel nacional. Los primeros cinco meses del año acumulan un descenso de -1,9 % comparado con el mismo período del 2024.

    En lo que respecta a las distribuidoras de electricidad en Capital Federal y el GBA tuvieron una baja de -14,2 % en la comparación interanual. En mayo cayeron los consumos residenciales, industriales y comerciales en todo el país, señaló el informe periódico de la Fundación Fundelec.

    LOS DATOS DE MAYO
    En mayo de 2025, la demanda neta total del MEM fue de 10.945,4 GWh; mientras que el año anterior había sido de 12.209,5 GWh1. Por lo tanto, la comparación interanual pone en evidencia un descenso de -10,4 por ciento, siendo la caída porcentual más importante desde marzo de 2024, cuando el descenso interanual fue de -14,6 por ciento.

    El informe describe que en mayo la demanda de electricidad anotó un crecimiento intermensual del 11,4 % con respecto a abril de 2025, cuando había alcanzado los 9.823,1 GWh (abril tuvo 1 día menos).

    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°, superando así el récord anterior de 29.653 MW del 1 de febrero de 2024.

    En cuanto a la demanda residencial de mayo, representó el 45 % del total país, con una caída de – 8,6 % respecto al mismo mes del año anterior.

    En tanto, la demanda comercial descendió -3,3 %, siendo el 28 % del consumo total. Y la demanda industrial representó el 27 % del total, con una baja en el mes del orden del -1 por ciento.

    EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES

    La demanda de electricidad registró en los últimos doce meses (incluido mayo de 2025): 6 meses de baja (junio de 2024, -7 %; septiembre, -6,6 %; diciembre de 2024, -2,2 %; marzo de 2025, -2,5 %; abril, -1,8 %; y mayo de 2025, -10,4 %) y 6 meses de suba (julio de 2024, 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 baja de -1,1 por ciento.

    Los registros de los meses anteriores muestran que el consumo de junio de 2024 llegó a los 11.223,6 GWh; julio, 13.226,3 GWh; agosto, 12.171,4 GWh; septiembre, 10.237,1 GWh; octubre, 10.678,8 GWh; noviembre, 11.064,9 GWh; diciembre de 2024, 11.505,4 GWh; enero de 2025, 13.606,2 GWh; febrero, 12.911,7 GWh; marzo, 11.652,2 GWh; abril, 9.823,1 GWh; y, por último, mayo de 2025 alcanzó los 10.945,4 GWh.

    CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL
    En cuanto al consumo de electricidad por provincia, en mayo último fueron 23 las provincias y/o empresas que marcaron descensos: EDELAP (-17 %), San Juan (-16 %), Jujuy (-15 %), Catamarca, San Luis, y Chubut (-14 %), Tucumán y La Rioja (-12 %), Mendoza y Córdoba (-11 %), Salta y Santa Fe (-10 %), EDEN (-9 %), Entre Ríos (-6 %), Corrientes y EDEA (-5 %), Chaco y Misiones (-4 %), La Pampa y Río Negro (-3 %), EDES (-2 %), entre otros.

    Por su parte, 2 provincias y/o empresas presentaron ascensos en la demanda en mayo: Neuquén (2 %) y Santa Cruz (11 %). En tanto, Santiago del Estero y Formosa mantuvieron un consumo similar al año anterior.

    En cuanto al detalle de la demana de electricidad por regiones, y siempre en una comparación interanual, las variaciones fueron las siguientes:
     METROPOLITANA – Ciudad de Buenos Aires y GBA – descendió -14,2 %.
     CUYO – San Juan y Mendoza- descendió el consumo -12,6 %.
     CENTRO – Córdoba y San Luis- la caída en la demanda fue de -11,5 %.
     NOA –Tucumán, Salta, Jujuy, La Rioja, Catamarca y Santiago del Estero- bajó el -10,5 %.
     PATAGONIA – Chubut y Santa Cruz- el consumo decreció un -9,7 % en relación al año anterior.
     BAS – todo el interior de la provincia de Buenos Aires (incluyendo La Plata y sin contar Capital Federal y GBA)- bajó el -9,6 %.
     LITORAL – Entre Ríos y Santa Fe– cayó el consumo: -9,3 %.
     NEA –Chaco, Formosa, Corrientes y Misiones- presentó un descenso de -4 %.
     COMAHUE – La Pampa, Río Negro y Neuquén- tuvo un decrecimiento de -0, 9% respecto a mayo 2024.

    En lo que respecta al detalle de las distribuidoras en Capital y GBA, que cubrieron el 32 % del consumo total del país y registraron un descenso conjunto de -14,2 %, los registros de CAMMESA indican que en el área a cargo de EDENOR hubo una caída de -14,3 %, mientras que en el área de EDESUR la demanda descendió -14,1 por ciento.

    TEMPERATURA
    Observando las temperaturas, el mes de mayo de 2025 fue menos frío en comparación con mayo de 2024. La temperatura media fue de 16.7 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 12.7 °C, y la histórica es de 14.6 °C.

    DATOS DE GENERACIÓN

    La generación térmica es la principal fuente utilizada para satisfacer la demanda, aunque se destaca que la hidráulica ocupó el segundo lugar al desplazar al tercer lugar el aporte de las energías alternativas (fotovoltaica y eólica). En mayo, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 2.357 GWh, lo que representa una variación del -29 % respecto a 2024.

    Por su parte, la potencia instalada es de 43.613 MW, donde el 58 % corresponde a fuente de origen térmico y 38 % de origen renovable (alternativa e hidráulica).

    El despacho térmico fue menor, al mismo tiempo que el consumo de combustibles también terminó siendo menor si se compara mes a mes a nivel del total. Con un muy bajo consumo de combustibles alternativos, el 95 % está representado por el gas natural.

    En el quinto mes del año entonces siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 52,16 % de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas aportaron el 20,73 %, las nucleares proveyeron 8,21 %, y las generadoras de fuentes alternativas 18,64 % del total. Por otra parte, la importación representó el 0,26 % de la demanda del mes, relevó Fundelec.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    El Banco Mundial financiará proyectos de energía nuclear

    La demanda de los países en desarrollo en materia de electricidad impulsó el pedido de financiamiento para obras. Así el Banco Mundial (BM) apoyará proyectos de producción de energía nuclear después de un largo tiempo. La demanda de electricidad en los países en desarrollo se multiplicará de aquí a 2035.
    Según la agenciaAFP, el banco colaborará con el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) para asesorar sobre «salvaguardias de no proliferación».

    Se prevé que la inversión anual en generación de energía, redes y almacenamiento tendrá que aumentar de los US$ 280.000 millones a unos 630.000 millones. 

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    YPF: Nueva tecnología para monitorear su comercialización de combustibles

    YPF inauguró el nuevo Real Time Intelligence Center (RTIC) de Comercialización en el piso 11 de la Torre en Puerto Madero. Es el primero en su tipo en Latinoamérica que permite monitorear en tiempo real e integralmente toda la cadena de comercialización.

    El centro permite el monitoreo de más de 1.600 estaciones de servicio y más de 1.000 tiendas Full. Además, se le da seguimiento en vivo a más de 2.000 camiones, 33 cámaras analizan el flujo vehicular y más de un millón de transacciones diarias son procesadas instantáneamente. Todo esto, gestionado desde un videowall con 32 pantallas que centraliza la operación comercial en una única sala de control.

    Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, destacó al respecto que “estoy seguro de que vamos a revolucionar la forma en que se vende combustible en el país. Vamos a avanzar hacia un modelo flexible, donde los clientes tengan más opciones para seguir eligiendo a YPF, con propuestas personalizadas y nuevas experiencias de compra”.

    Desde YPF se hizo hincapié en que “el RTIC de comercialización representa un hito tecnológico orientado a consolidar el liderazgo de la compañía en el mercado y mejorar la experiencia de sus clientes. Con esta sala, YPF puede optimizar precios, servicios y ofrecer mayor transparencia en cada punto de contacto”.

    Pilotos de autodespacho

    La compañía puso en marcha 5 pilotos de autodespacho en las estaciones YPF ubicadas en las calles Pringles, Av. Dorrego y Av. Alcorta de la Ciudad de Buenos Aires, en Ovidio Lagos, de Rosario, y en Mariano Boedo, en Chacras de Coria, Mendoza.

    Los clientes que utilicen esta modalidad de carga durante las 00 horas y las 6 am podrán acceder a un descuento del 5 % si abonan con la APP de YPF.

    Durante los próximos meses la cobertura con esta modalidad de carga se irá extendiendo al resto de las provincias del país, se indicó.

    “Este es un primer paso para ofrecerle nuevas opciones a los clientes. El objetivo es poder conocer mejor sus necesidades y, con las oportunidades tecnológicas que se generan a partir de la sala RTIC, brindarle los mejores servicios que maximicen su experiencia”, destacó la petrolera que detenta la mayor participación (ronda el 56 %) en el mercado local de combustibles.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Nafta si, Gas no: la frontera invisible del autoservicio

    En CABA, Mendoza y parte del conurbano bonaerense, la escena empieza a aparecer tímidamente: un cartel que dice “autodespacho”, un cliente confundido frente a un tótem digital, un surtidor que espera sin playero.

    Desde abril de 2025, el autoservicio de combustibles líquidos es legal en todo el país. No obligatorio, pero sí habilitado. La Resolución 147/2025 fue la llave de entrada para que cualquier estación pueda ofrecer surtidores de autodespacho. Es una medida más dentro del plan de “liberación económica” que impulsa el Gobierno, de la mano de la Secretaría de Energía y el Ministerio de Desregulación.

    Pero no todo está permitido. Una cosa es cargar nafta. Otra muy distinta es cargar GNC. La nafta ya es autoservicio. El gas, no. Y por buenos motivos.

    De la nafta al QR: la nueva estación de servicio

    El sistema de autodespacho para nafta y gasoil no aparece de la nada. Desde fines del año pasado, las petroleras más grandes —YPF, Shell (Raizen), Axion— venían trabajando en modelos híbridos, con pruebas piloto y estaciones adaptadas con surtidores digitales, tótems interactivos y opciones de pago electrónico. Algunas de esas pruebas ya están en marcha, especialmente en CABA y Mendoza.

    La norma permite que cada estación decida si quiere implementar el autoservicio de forma total (todas las islas), parcial (solo algunas), o alternada (según horario o contexto). Hay ciertos horarios donde el sistema tiene más sentido: noches, feriados, momentos de baja dotación de personal o de alta inseguridad.

    Pero el sistema no es un vale todo. La Resolución 147/2025 exige una larga lista de condiciones técnicas y de seguridad.

    Por ejemplo:

    • Toda estación debe tener personal presente durante el funcionamiento del autoservicio.
    • Tiene que haber corte automático si alguien arranca con la manguera puesta.
    • Está prohibido el uso del celular cerca del surtidor (y eso complica los pagos QR).
    • Se necesita una cabina de control con visión total de las islas o un sistema de cámaras que cubra todo.
    • El pico no puede tener traba, las mangueras deben ser cortas, y se requiere cartelería, sensores, y botones de emergencia accesibles.

      Es, en el fondo, un sistema de “libertad asistida”: podés cargar solo, pero bajo vigilancia. El operador ya no es quien despacha, sino quien supervisa desde atrás.

    Aceptación social: una cuestión de plata

    ¿La gente quiere esto? Más o menos. Según una encuesta encargada por FECRA y realizada por MBC Mori en mayo de 2025, el 56 % de los automovilistas del AMBA considera atractiva la idea de cargar su propio combustible. Pero cuando no hay incentivos, el 50 % todavía prefiere al playero.

    Ahora, si aparece un descuento del 10 % en el precio, la película cambia: el 72 % se pasa al autoservicio. Incluso con un descuento más bajo, del 3 %, crece la aceptación. En otras palabras, la autonomía gusta, pero solo si viene con rebaja.

    El corte generacional es claro. Jóvenes entre 18 y 25 años: a favor. Mujeres y mayores de 40: más reticentes. La resistencia está marcada por la costumbre, por la desconfianza en lo nuevo, y también por cierto vínculo humano que se perdería. “Te ahorrás tiempo, pero también perdés al que te avisa si el tapón quedó mal puesto”, dijo una encuestada.

    Y están los temores más duros: seguridad, desconocimiento, desempleo. El 35 % de los encuestados dijo no saber bien cómo se maneja un surtidor. Otro 15 % teme que sea peligroso. Y otro 15 %, que desaparezca el trabajo del playero. Todo eso pesa.

    Seguridad y GNC: qué dice la ley y por qué el autoservicio no está permitido

    El GNC continúa estrictamente regulado en Argentina. Y por razones fundadas: los riesgos operativos asociados a su manipulación imponen límites que hoy ninguna empresa está dispuesta a ignorar.

    El uso del GNC como combustible automotor está regido por la Ley Nº 24.076, que establece en su artículo 2° que toda actividad relacionada con el transporte y distribución de gas natural —incluyendo su expendio en estaciones de carga— debe organizarse y controlarse de modo que se garantice la seguridad pública, la eficiencia técnica y económica del servicio y la protección del medio ambiente.

    Bajo esta premisa ENARGAS emitió una serie de disposiciones que prohíben expresamente la modalidad de autodespacho en GNC y la carga sólo puede ser realizada por personal capacitado por la firma expendedora responsable.

    No se trata de una formalidad burocrática: la norma responde a los riesgos inherentes al manejo de un combustible que se encuentra a presiones cercanas a los 200 bares, unas 200 veces la presión atmosférica. Un error en la conexión, el cierre de válvulas o la detección de una fuga puede tener consecuencias catastróficas.

    El rol de la oblea: trazabilidad y control

    En este contexto, el sistema de control técnico del parque vehicular juega un rol central. Cada vehículo propulsado a GNC debe contar con una oblea oficial vigente, visible en el parabrisas, que certifica que la instalación del equipo fue realizada por un taller autorizado y que los componentes —en especial el cilindro de almacenamiento— superaron los ensayos periódicos de resistencia y estanqueidad.

    La oblea no es meramente administrativa: es el mecanismo que garantiza la trazabilidad técnica del sistema, tanto para la estación como para el ENARGAS. De hecho, si la oblea se encuentra vencida o ausente, el personal de la estación tiene la obligación de negar el despacho de gas, aun si el cliente lo solicita. La revisión periódica (cada cinco años) del cilindro de almacenamiento es uno de los requisitos críticos para mantener esa habilitación activa.

    El sistema está diseñado para que el despacho de GNC sea una operación validada, registrada y supervisada, y no una simple transacción entre una máquina y un usuario. De ahí que el modelo de autodespacho, viable en líquidos, resulte incompatible con la complejidad técnica del gas comprimido.

    ¿Y en el mundo?

    El GNC tiene fuerte presencia en países como Brasil, Italia, Rusia, Ucrania, India, Irán, Pakistán, China y Turquía. En casi todos ellos, la carga se realiza con asistencia técnica obligatoria. El autoservicio es muy poco común y está limitado a estaciones con altos estándares tecnológicos y sistemas de control automatizado.

    Incluso en lugares con infraestructura avanzada, como Alemania o Corea del Sur, la operación sigue bajo supervisión. El margen de error es mínimo y los riesgos —explosión, fuga, incendio— son universales. Por eso, Argentina no está atrasada: está alineada con el criterio global de precaución.

    .

    La postura gremial: “parece fácil, pero no lo es”

    Los gremios no están tranquilos ni con el autodespacho de líquidos, pero en el caso del GNC son directamente inflexibles. Guillermo Borelli, del sindicato petrolero de Córdoba, fue claro: “Parece fácil, pero no lo es. Nosotros hacemos cursos de seguridad hace 78 años. Esto no se improvisa.”

    Carlos Acuña, del SOESGyPE, fue más allá: calculó que más de 65.000 puestos de trabajo podrían desaparecer si el autoservicio se impone masivamente. Denunció que esto “no es un avance tecnológico”, sino una forma de aumentar la rentabilidad empresaria. Y recordó que en los años ‘90 ya se intentó algo parecido. Fracasó.

    Además, los gremios remarcan que el ahorro en salario no justifica el riesgo: el sueldo de un playero representa solo el 3 % del precio del litro de combustible. ¿Vale la pena exponerse por eso?

    Por Pablo Bianchi Martínez

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Energía-subsidios: El Gobierno activará una revalidación del Registro de Clubes de Barrio

    La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación iniciará un proceso de revalidación para los clubes de barrio y de pueblo que quieran acceder a tarifas subsidiadas de luz y gas.

    La medida fue justificada por el Gobierno señalando que es “para cuidar los recursos públicos y controlar la administración de las finanzas públicas”.

    Y aclaró que “ningún club que necesite el subsidio dejará de recibirlo. Por eso, se buscará que cada institución valide su permanencia en el beneficio mediante la plataforma TAD (Trámite a Distancia) y bajo declaración jurada”.

    Con posterioridad “el Gobierno Nacional aplicará criterios objetivos de inclusión y exclusión para garantizar que solo reciban el subsidio quienes realmente lo necesitan”, se comunicó.

    Desde Economía se argumentó que “esta medida representa un nuevo paso hacia el saneamiento de un sistema tarifario distorsionado por años de despilfarro con más de 150.000 millones de dólares dilapidados en subsidios mal asignados durante las últimas dos décadas. Un derroche que se financió con emisión monetaria, generando inflación y descapitalización del sistema energético”.

    Al respecto, se describió que “durante años se permitió que el régimen de subsidios energéticos fuera objeto de abusos intolerables. Se detectaron casos de clubes con gimnasios concesionados de manera privada, instituciones con acceso restringido y fines elitistas, e incluso clubes que desarrollan deportes profesionales con manifiesta capacidad de pago”.

    “Todas estas situaciones ya fueron corregidas y esos clubes ya fueron excluidos del régimen de subsidios”, se indicó. No obstante, se activa una revalidación.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Chevron designó a Javier La Rosa para liderar un amplio portfolio

    Javier La Rosa ha sido nombrado para liderar un amplio portafolio de Chevron que incluye varios de los activos globales clave de la compañía. El nuevo rol de La Rosa como presidente de BAEC – por sus siglas en inglés Base Assets and Emerging Countries (Paises Base y Emergentes)- será efectivo a partir del 1 de julio de 2025 y estará basado en la sede central de Chevron en Houston.

    La Rosa será responsable del liderazgo estratégico y el desempeño general de la organización BAEC, que incluye activos de petróleo pesado en la Zona Dividida (ubicada entre Kuwait y el Reino de Arabia Saudita), el Valle de San Joaquín (California) y Venezuela; activos de gas doméstico en Bangladesh y Tailandia; empresas conjuntas no operadas en el Reino Unido, Canadá y China; países con activos emergentes como Egipto y Chipre, y el legado de activos como Indonesia.

    El nombramiento de La Rosa sigue al anuncio realizado por Chevron Corporation (NYSE: CVX) en febrero de 2025, sobre los esfuerzos de la compañía para simplificar su estructura organizacional, poder ejecutar más rápido y de manera más efectiva, y posicionarse para ser más competitivos a largo plazo.

    “Me siento honrado de este nombramiento, estoy convencido que la clave para avanzar y mantener alianzas es la confianza. Las alianzas entre personas, empresas y países son fundamentales para proporcionar energía confiable, asequible y cada vez más limpia,” dijo La Rosa.

    En su rol anterior, Javier La Rosa estaba basado en Buenos Aires, Argentina, como presidente de Chevron para América Latina. También ha dirigido los negocios de Chevron en Venezuela, Brasil y Colombia, y las operaciones geotérmicas en Indonesia y Filipinas.

    “Me voy de Argentina lleno de optimismo por el país y la región. Estoy seguro de que continuaremos avanzando las enormes oportunidades que vemos en Vaca Muerta en Argentina y en la región,” dijo.

    Chevron es una de las principales empresas integradas de energía del mundo. Creemos que una energía asequible, confiable y cada vez más limpia es esencial para lograr el progreso humano. Chevron produce

    -MAS-

    petróleo y gas natural; fabrica combustibles para el transporte, lubricantes, productos petroquímicos y aditivos; y desarrolla tecnologías que mejoran nuestro negocio y la industria. Nuestro objetivo es hacer crecer nuestro negocio de petróleo y gas, reducir la huella de carbono de nuestras operaciones y crecer el negocio con menos emisiones de carbono a través de combustibles renovables, captura y compensaciones de carbono, hidrógeno y otras tecnologías emergentes. Más información sobre Chevron está disponible www.chevron.com.

    Tal como se utiliza en este comunicado de prensa, el término “Chevron” y términos como “la compañía”, “la corporación”, “nuestro”, “nosotros”, “nos” y “su” pueden referirse a Chevron Corporation, a una o más de sus subsidiarias consolidadas, o a todas ellas en su conjunto. Todos estos términos se utilizan solo por conveniencia y no pretenden ser una descripción precisa de ninguna de las compañías separadas, cada una de las cuales administra sus propios asuntos.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Tenaris encaró La Rinconada, su segundo parque eólico en Argentina. U$S 214 millones

    Tenaris anunció el comienzó de la construcción de su segundo parque eólico en Argentina: el Parque Eólico La Rinconada, en Olavarría, centro de la provincia de Buenos Aires, y contará con 21 aerogeneradores y una potencia instalada total de 94,5 megavatios (MW). Junto al Parque Eólico Buena Ventura generaran energías renovables para abastecer el consumo eléctrico del principal Centro Industrial de la compañía en el país.

    Andrea Previtali, presidente de Tenaris Cono Sur destacó que “el montaje de este segundo parque eólico representa una inversión de más de 200 millones (214 millones) de dólares y nos acercará a nuestra meta corporativa de reducir hacia 2030 el 30 % de nuestras emisiones de CO2, tomando como punto de partida las mediciones registradas en 2018″. “Estimamos que el Parque Eólico La Rinconada nos permitirá ahorrar aproximadamente 100 mil toneladas de CO2 al año a través de sus 21 aerogeneradores de 4,5 MW por unidad”. agregó.

    En 2023, Tenaris puso en funcionamiento el Parque Eólico Buena Ventura, en Gonzales Chaves, provincia de Buenos Aires. Se trató del primer parque eólico de Tenaris y del Grupo Techint en todo el mundo, y permitió generar energías renovables equivalentes al 50 % de la electricidad que utiliza el Centro Industrial de Campana.

    La obra civil y el tendido eléctrico para este nuevo parque iniciaron en 2024, el gerenciamiento de la construcción estará a cargo de Techint Ingeniería y Construcción, y la gestión de abastecimiento de materiales y equipos estará a cargo de EXIROS. También participan proveedores y pymes nacionales integrantes de la cadena de valor de Tenaris y Grupo Techint. El pico de la obra demandará la contratación simultánea de 400 personas.

    Según datos de Cammesa, en enero el 33 % de la electricidad generada en Argentina fue de origen renovable (considerando centrales hidráulicas mayores a 50 MW). La energía eólica tiene en el país una potencia instalada total 4.337 MW, siendo la segunda entre las renovables solo por detrás de la energía hidráulica.

    Por su parte, el parque eólico de Tenaris en Olavarría aportará a la red 400 GWh anuales de electricidad, gracias a un factor de utilización estimado del 54,5 %. Entre la construcción de sus dos primeros parque eólicos, Tenaris habrá invertido más de 400 millones de dólares en cuatro años para reducir su huella ambiente y avanzar en la descarbonización de operaciones.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Honduras licitará 1500 megavatios

    Honduras lanzará una licitación pública internacional para la contratación de 1.500 megavatios (MW) de potencia firme, con el objetivo de cubrir la creciente demanda energética del país hasta el 2030.

    La licitación contempla la incorporación progresiva de 800 MW para 2027, 300 MW en 2028 y 400 MW en 2030, incluyendo un margen adicional de reserva técnica del 10% para fortalecer la estabilidad del Sistema Interconectado Nacional (SIN).

    El 65% de la capacidad licitada será generada a partir de fuentes renovables, y que las bases del concurso establecen 32 puntos de interconexión para facilitar la participación de los oferentes.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    BASF acordó con Genneia el abasto de energía renovable en todas sus plantas productivas

    BASF, compañía química líder en innovación, con 75 años de presencia en Argentina, firmó un acuerdo estratégico con Genneia, empresa líder en generación de energías renovables en el país, para abastecer sus operaciones productivas con energía eléctrica de origen renovable.

    El contrato contempla el suministro de energía limpia para las plantas de BASF ubicadas en Burzaco y Tortuguitas, en la provincia de Buenos Aires, y en General Lagos y Santo Tomé, en la provincia de Santa Fe, contribuyendo a reducir significativamente la huella de
    carbono de la compañía en el país.

    Este nuevo paso reafirma el compromiso global de BASF con la sustentabilidad, alineado a su meta de reducir 25 % sus emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) hacia 2030 y alcanzar la neutralidad climática en 2050, destacó la compañía.

    A través de alianzas estratégicas como esta, BASF impulsa la transformación de la industria química hacia un modelo más eficiente, sustentable y alineado con los desafíos ambientales globales.

    El contrato se enmarca en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) y establece un acuerdo de provisión de energía 100 % renovable por un período de siete años, a partir del 1° de mayo de 2025.

    El suministro será cubierto a partir de un pool de activos renovables de Genneia, integrado por parques eólicos y solares actualmente en operación.

    Renata Milanese, Directora General de BASF para Argentina, Bolivia, Paraguay y Uruguay, declaró que “en BASF estamos muy orgullosos de seguir avanzando en materia de sustentabilidad ya que este acuerdo con Genneia permitirá mejorar nuestras operaciones en todas nuestras plantas en Argentina, produciendo de manera responsable y utilizando los recursos de forma eficiente. Reafirmamos nuestros compromisos con el ambiente y así construir un futuro más sustentable y contribuir para la transformación verde de nuestros clientes”.

    Por su parte, Gabriela Guzzo, Gerente Comercial Senior de Genneia, destacó que “el crecimiento de la energía renovable en Argentina es posible gracias a compañías como
    BASF, que apuestan por un modelo productivo más responsable. Nos enorgullece acompañarlos en este camino hacia una matriz energética más limpia, eficiente y sustentable. Esta alianza implica soluciones concretas para descarbonizar la industria y seguir impulsando el desarrollo de la energía verde en el país”.

    Con este nuevo contrato, Genneia supera los 60 clientes corporativos en el marco del MATER, de diversos sectores como la agroindustria, alimentos, automotriz, petróleo y gas, construcción, transporte y laboratorios, entre otros.

    La compañía proyecta alcanzar en 2026 una capacidad instalada renovable de 1,7 GW, con 15 parques renovables en operación: 8 eólicos y 7 solares, ratificando su liderazgo en generación de energía limpia en Argentina.

    Acerca de Genneia

    Genneia es compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 20 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 22 % de la generación de energía eólica y el 16 % 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. Ahora, 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 180 MW.

    Además, sumará un nuevo desarrollo, San Juan Sur, con una capacidad instalada de 130 MW. Entre sus cuatro parques solares en funcionamiento, Ullum, Sierras de Ullum, Tocota III y Malargüe 1, y los tres en construcción, sumará 310 MW en energía solar.

    Acerca de BASF

    La compañía destacó “en BASF creamos química para un futuro sustentable. Nuestra ambición: queremos ser la empresa química preferida para facilitar la transformación verde de nuestros clientes. Combinamos el éxito económico con la protección ambiental y la responsabilidad social”.

    Nuestro portafolio comprende, como negocios principales, los segmentos de Químicos, Materiales, Soluciones Industriales y Nutrición y Cuidado; nuestros negocios independientes están agrupados en los segmentos de Tecnologías de Superficie y Soluciones para la Agricultura. BASF generó ventas de 65.3 mil millones de euros en 2024.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    OLADE y las Energías Renovables

    En el año 2024, alrededor de 53,000 GWh de energía renovable anual se han dejado de generar debido a condiciones climáticas, restricciones de sistemas de transmisión y restricciones de demanda. Esto equivale a 3.2 % de la generación total generada en cada año, describió la Organización Latinoamericana de la Energía, OLADE.

    Para reducir estas pérdidas, OLADE propone:

    Utilizar modelos de planificación eléctrica que permitan dimensionar la expansión del parque de generación renovable con más precisión, de acuerdo a las condiciones climáticas, crecimiento y estacionalidad de demanda, restricciones de transmisión, entre otras variables.

    Desarrollar modelos de gestión de la demanda a nivel horario y estacional.

    Fomentar la integración internacional respecto a necesidades eléctricas aprovechando excedente exportable.

    Promover la generación distribuida, e instalar Sistemas almacenamiento.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Escalada internacional del crudo y aumentos locales en precios de combustibles

    En un contexto internacional cada vez más complicado por los conflictos bélicos, que entre otras consecuencias ciertamente más graves, empuja a la suba la cotización del petróleo y del gas, varias de las principales operadoras-comercializadoras del mercado local de combustibles incrementaron los precios de sus naftas y gasoils en la madrugada del domingo (22/6) en el 5 por ciento promedio, y se estima que en las próximas horas también lo haga YPF, que detenta por lejos la mayor participación en este rubro (56 por ciento).

    Las empresas ajustaron sus precios en el arranque del mes por la incidencia de otros factores internos a considerar (impuestos, devaluación, biocombustibles).

    A modo de referencia cabe detallar que las estaciones de servicio ubicadas en el ámbito de la Ciudad de Buenos Aires que operan con la marca Shell (Raízen) actualizaron los precios de la Nafta Súper hasta $ 1.326 por litro; de la VPower Nafta hasta $ 1.572; el Diesel Evolux hasta $ 1.398, y el VPower Diesel hasta $ 1.568. Su participación en el mercado ronda el 19 por ciento.

    Por otra parte, los combustibles de la marca AXION (16 por ciento del mercado) se comercializan en CABA en $ 1.299 por litro en el caso de la Nafta Súper; en hasta $ 1.598 para la Quantium Nafta; y en hasta $ 1.645 para el Quantium Diesel.

    Con mucha menor participación en el mercado (alrededor del 5 por ciento), también aumentó sus precios la marca Puma (Trafigura) .

    Cabe señalar que la suba de los precios de los combustbles vigente desde este fin de semana a nivel local tienen por principal motivo la incidencia en la mayor cotización internacional del petróleo registrada desde finales de mayo, que elevó el precio del barril Brent desde 63 hasta 77 dólares el viernes 20/6, con pico de hasta 80 dólares en el período.

    Acontecidos ahora nuevos bombardeos desde Israel, y desde los EE.UU. sobre instalaciones de investigación nuclear de Irán, acción bélica que está siendo cuestionada por otras potencias internacionales (China, Rusia, India, entre ellas) es altamente probable que el conflicto escale.

    Resultan previsibles entonces nuevas consecuencias para la paz, y para la economía internacional, y nuevas subas en el mercado del petróleo. Entre otras réplicas, Irán podría interferir el tránsito de barcos petroleros por el estrecho de Ormuz, y frenar el abastecimiento.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    China, el objetivo teleológico de EE.UU. detrás del conflicto con Irán

    Estados Unidos realizó sofisticados ataques selectivos contra instalaciones de desarrollo nuclear iraníes. La tensión entre ambos países aumentó en el contexto de disputas por el programa nuclear y por la influencia geopolítica en Medio Oriente. No se descarte una declaración de guerra de Irán, lo que implicaría que todos los objetivos norteamericano podrían ser objeto de ataque en cualquier parte del mundo.

    Tras los ataques preventivos israelíes y la respuesta iraní se cierne una de las amenazas más graves en este escenario: el posible cierre del estrecho de Ormuz por parte de Irán. Es seguro que el precio del crudo se dispararía dado que por este paso estratégico circula alrededor del 25 % del petróleo transportado por mar y cualquier bloqueo —incluso temporal— generaría una fuerte reacción en los mercados, impulsada tanto por la escasez real como por la especulación. Lo que no está claro es el quantum.

    No obstante, una mirada geopolítica, devela estrategias que van mucho más allá del escenario petrolífero: se juega el control del tránsito marítimo, el equilibrio euroasiático y la supremacía sobre el futuro orden multipolar.

    Entre la presión de Israel, la ambivalencia de las monarquías del Golfo y el ascenso de China, Irán emerge como el tablero de un ajedrez geopolítico que podría redefine el mapa del poder global de las próximas décadas. El verdadero fin estratégico de EE.UU. en su disputa con Irán no es Irán, sino frenar la expansión geopolítica de China, en especial su acceso seguro a recursos energéticos y su influencia en Asia Occidental. Algo similar al freno impuesto a Rusia como suministrador de energía a Europa.

    Los mercados energéticos internacionales se encuentran en estado de alerta y una de las preguntas más recurrentes entre inversores, analistas y consumidores gira en torno al impacto inmediato en el precio del crudo.

    ¿Irán tiene capacidad militar para cerrar o al menos interrumpir el tránsito en el Estrecho de Ormuz? Resulta difícil de predecir, lo que si es un hecho que por allí circulan cerca del 20% del comercio mundial de petróleo –más de 16 millones de barriles de petróleo diarios (MMbpd) y GNL— buena parte de las exportaciones de Arabia Saudita, y todas las exportaciones se Emiratos, Kuwait, Catar e Irak.

    Estimaciones preliminares señalan un incremento de los precios en torno al 7 al 10 %, con valores que podrían alcanzar los US$ 90 o incluso 100 por barril, si se ve afectado el tránsito por el estrecho. El escenario más severo, en caso de una interrupción prolongada de la navegación, se elevan las proyecciones hasta los US$ 120 o 130 por barril.

    La logística también impactaría en los precios. Un conflicto en esa zona haría subir el seguro de los buques petroleros, retrasaría exportaciones y también dispararía los precios por temor a embargos físicos reales.

    El temor no se limita al mercado mayorista. En Estados Unidos, ya se anticipa un golpe directo en el surtidor: expertos calculan que el precio de la gasolina podría aumentar entre 10 y 25 centavos por galón, con picos cercanos a los 5 dólares en algunas regiones. Este aumento no obedece únicamente a los factores físicos del conflicto, sino también a la llamada “prima de riesgo geopolítica”. Bancos como Goldman Sachs estiman actualmente en US$ 10 por barril, reflejando la tensión acumulada por la fragilidad de las rutas energéticas y la posibilidad de una escalada regional.

    Aunque parte de este riesgo ya se ha incorporado a los precios —con subas recientes del 4 al 7 %—, la volatilidad sigue dominando el mercado. Comienza a temerse un escenario más amplio de estancamiento económico con estanflación que remite a crisis anteriores. La sombra de Irán, más que un mero actor regional, se proyecta como catalizador de una inquietud global que excede lo energético y que desequilibra a muchas económías dependientes de la producción primaria.

    La producción del Golfo

    Irak produce aproximadamente 4,3 millones de barriles diarios (b/d) de petróleo crudo en 2024. Alrededor del 85% de esta producción se evacúa a través del Golfo Pérsico, principalmente desde terminales ubicadas en el sur del país, como Basora y Faw, desde donde se exporta mayormente el crudo tipo Basrah. Una fracción menor se canaliza a través del oleoducto hacia Turquía, con destino final en el puerto mediterráneo de Ceyhan.

    Irán, por su parte, alcanza una producción cercana a los 2,9 millones de b/d, limitada por las sanciones internacionales. No cuenta actualmente con plantas operativas de gas natural licuado (GNL), ya que sus proyectos han quedado paralizados. Su evacuación de hidrocarburos se realiza casi en su totalidad por el Golfo Pérsico, utilizando terminales clave como Kharg Island, Sirri y Lavan. Además del crudo, Irán exporta condensados y productos refinados.

    Arabia Saudita destaca como el mayor productor regional, con una producción diaria de entre 10 y 11 millones de b/d. Entre el 60 y el 65% de este volumen se evacúa por el Golfo Pérsico, principalmente desde la terminal de Ras Tanura, mientras que una parte significativa se desvía por el oleoducto Petroline hacia el mar Rojo, con salida en el puerto de Yanbu. El país no produce GNL, ya que su matriz energética está centrada exclusivamente en el petróleo crudo.

    Los Emiratos Árabes Unidos mantienen una producción de aproximadamente 3,3 millones de b/d de crudo, junto con una producción de GNL estimada en 5,6 millones de toneladas anuales, a través de su compañía nacional ADNOC LNG. Entre el 70 y el 80% del crudo se evacúa por el Golfo Pérsico, principalmente desde las instalaciones de Jebel Dhanna y Das Island. No obstante, los EAU disponen de una alternativa estratégica mediante el oleoducto Habshan-Fujairah, que transporta petróleo hacia el océano Índico, eludiendo así el estrecho de Ormuz.

    Qatar, con una producción de petróleo crudo de alrededor de 1 millón de b/d, se posiciona como el segundo mayor productor mundial de GNL, con una capacidad que ronda las 77 millones de toneladas anuales. Su evacuación se realiza casi en su totalidad por el Golfo Pérsico, a través de terminales como Ras Laffan, desde donde también exporta condensados. A diferencia de otros países del Golfo, no cuenta con oleoductos alternativos de exportación.

    Finalmente, Bahréin presenta una producción mucho más modesta, de aproximadamente 190.000 b/d, en su mayoría proveniente del campo compartido Abu Safah con Arabia Saudita. No produce GNL, y el 100% de su petróleo se evacúa por el Golfo Pérsico, utilizando como principal punto de salida el puerto de Sitra.

    La geopolítica detrás de las acciones

    Los ataques de Estados Unidos a Irán no responde únicamente a los factores militares o nucleares que se exhiben en los medios y redes internacionales, sino que se inserta en una estrategia geopolítica mucho más amplia que incluye contener el ascenso de China y controlar las principales rutas energéticas del mundo, sin olvidar a Rusia.

    Irán es un proveedor clave de petróleo para Pekín y una pieza central de la Iniciativa de la Franja y la Ruta (Belt and Road Initiative, BRI), que conecta a China con Asia Central, Medio Oriente y Europa mediante corredores comerciales y energéticos fuera de la influencia occidental.

    Irán produce actualmente alrededor de 3,3 MMbpd, lo que lo sitúa como el tercer mayor productor de la OPEP. Según datos mensuales de enero de 2025. Además, si se consideran los volúmenes combinados de crudo, condensados y gas licuado (NGL), el total de producción energética total de Irán alcanza los 4,8 MMbpd.

    De esos aproximadamente 3,3 MMbpd de crudo, más de 2 millones se destina a la exportación, en gran medida con rumbo a China, a través de buques fantasma y trasbordos encubiertos para eludir sanciones. La capacidad para producir y exportar en este nivel, pese al embargo occidental, refleja una adaptabilidad notable que mantiene la influencia de Irán en los mercados energéticos globales. Estados Unidos no necesita directamente el petróleo del Golfo, pero sí necesita controlar quién lo recibe.

    En El Gran Tablero Mundial (1997), Zbigniew Brzezinski advierte que Chinarepresenta una potencia emergente con el potencial de desafiar la supremacía global de Estados Unidos, especialmente si logra consolidar su influencia regional en Asia. Si bien reconoce su creciente poder económico y estratégico, sostiene que aún no está en condiciones de proyectar una hegemonía global por sí sola. Sin embargo, Brzezinski señala que el mayor riesgo para el orden unipolar liderado por EE.UU. sería una coalición entre China, Rusia e Irán, que podría alterar el equilibrio geopolítico euroasiático.

    Por esto, Washington observa con preocupación la consolidación de un eje euroasiático autónomo, articulado por la cooperación entre Irán, Rusia y China, que podría debilitar el predominio estadounidense sobre el comercio global. En este contexto, un ataque a Irán no solo busca degradar su capacidad militar, sino también desarticular la infraestructura crítica de la BRI —oleoductos, puertos y rutas ferroviarias—, interrumpiendo la conectividad logística de China y enviando un mensaje disuasivo a otros países que colaboran con esa red estratégica.

    La Gran ruta

    La posición de Irán, en el cruce entre el Cáucaso, Asia Central y el Golfo Pérsico, lo convierte en un eslabón clave dentro del cerco indirecto a Eurasia. Su control —sea mediante presión militar, fragmentación o influencia indirecta— permitiría a Estados Unidos proyectar poder hacia el flanco sur de Rusia, Asia del Sur y las rutas energéticas que conectan Eurasia con el Medio Oriente. Como puente terrestre entre Oriente Medio y Asia Central, Irán representa un nodo vital en los vínculos entre Rusia, China, India y Turquía. Desde una lógica de contención geopolítica, EE.UU. ya despliega fuerzas en Europa del Este, el Báltico y el Golfo; una eventual presencia en Irán ampliaría el cerco desde el sur, facilitando la vigilancia del corredor del Caspio, vital para el suministro energético ruso.

    Los EE.UU. no buscarían ocupar Irán por completo, sino debilitarlo o fracturarlo, abriendo paso a bases aliadas en regiones kurdas o baluchas y generando inestabilidad en las periferias de Rusia y China. La fragmentación de Irán, así, serviría como palanca para contener a las potencias euroasiáticas sin necesidad de un enfrentamiento frontal.

    Experiencia

    Las invasiones de EE.UU. a Afganistán e Irak, y los ataques a Siria, no cumplieron plenamente sus objetivos públicamente declarados —derrotar al terrorismo, eliminar armas de destrucción masiva o instaurar democracias estables—, pero sí fueron funcionales a la reconfiguraron el equilibrio regional: permitieron abrir un corredor aéreo y terrestre hacia Irán y favorecieron un cerco estratégico al país persa.

    Aunque no se presentaron oficialmente como operaciones dirigidas contra Teherán, debilitar a sus aliados -como el régimen sirio o el Irak de mayoría chiita proiraní- y establecer presencia militar en sus fronteras funcionó, en los hechos, como una política de contención. Además despejaron un corredor aéreo desde Israel a Irán el camino para un ataque, estas campañas permitieron a EE.UU. rodearlo geopolíticamente y degradar su capacidad de proyección regional.

    El papel de Israel

    El papel de Israel en las campañas militares de Estados Unidos en Medio Oriente ha sido mucho más que el de un simple aliado: ha operado como agente impulsor estratégico, desestabilizador de las relaciones regionales, guiando parte de la política exterior estadounidense hacia sus propios intereses regionales.

    Desde la década de 1990, y con mayor intensidad tras el 11-S, Israel ha presionado a Washington para intervenir en Irak, Siria e Irán, promoviendo narrativas infladas sobre amenazas nucleares y terrorismo. Fue uno de los principales difusores de la teoría de las armas de destrucción masiva en Irak, colaborando activamente con inteligencia selectiva y poderosos lobbies en el Congreso. En Siria, ha llevado a cabo cientos de bombardeos desde 2011, bajo el pretexto de contener a Hezbolá e Irán, pero con un efecto directo en la fragmentación del país y la colocación en el poder de un ex enemigo, el árabe saudita  Ahmed Huseín al-Charaa conocido por su nombre de guerra Abu Mohamed al-Golani cuando oficiaba como comandante de Al-Qaeda.

    Israel ha promovido sanciones, ataques cibernéticos como Stuxnet (destruyó el 20% de las centrifugadoras de uranio) y asesinatos selectivos de científicos, todo con la complicidad o silencio de sus socios occidentales.

    Lejos de actuar como un actor subordinado, Israel ha funcionado como una plataforma militar adelantada y autónoma, integrando sistemas de inteligencia y vigilancia en beneficio de los intereses estadounidenses, pero también ejecutando operaciones unilaterales que tensan la región.

    Ha sido clave en articular alianzas —como las surgidas de los Acuerdos de Abraham— para reforzar un frente regional anti-Irán, consolidando un cerco estratégico al eje Teherán-Damasco. Pero también ha actuado con independencia, realizando ataques preventivos en Siria, Irak e incluso dentro de Irán, con el objetivo de provocar respuestas que justifiquen nuevas escaladas. Así, Israel no solo ha contribuido con el conflicto en Medio Oriente, sino que ha arrastrado a Estados Unidos a conflictos que en el fondo sirven a su propia agenda de supremacía regional, incluso a costa de la estabilidad en la región.

    Átomos para la paz

    El programa nuclear iraní fue originalmente promovido y apoyado por Estados Unidos, en el marco de su política de expansión estratégica durante la Guerra Fría. Esta promoción se inscribió dentro del programa “Átomos para la Paz”, anunciado por el presidente Dwight D. Eisenhower en 1953, cuyo objetivo declarado era compartir tecnología nuclear con fines pacíficos —como generación eléctrica, medicina y agricultura— con aliados estratégicos.

    En este contexto, Irán, entonces gobernado por el sha Mohammad Reza Pahlevi, fue uno de los principales beneficiarios del programa. A partir de 1957, Teherán firmó acuerdos de cooperación nuclear con Washington, recibió asistencia técnica del Departamento de Estado, que incluía entrenamiento de científicos iraníes, provisión de equipamiento e intercambio de conocimientos. En 1967: EE.UU. entregó un reactor de investigación (5 megavatios) al Centro de Investigación Nuclear de Teherán, junto con 93 kg de uranio enriquecido al 93 %, es decir, grado armamentístico —aunque bajo control del programa civil.

    En la década de 1970, bajo el impulso del sha, Irán firmó contratos con empresas estadounidenses (como Westinghouse y General Electric) para la construcción de reactores nucleares comerciales, y con universidades estadounidenses para la formación de técnicos nucleares iraníes.

    La paradoja es que Rusia tampoco quiere un Irán nuclear militar, porque nadie quiere un vecino con armas nucleares, desestabilizaría sus fronteras, arruinaría sus relaciones regionales y generaría riesgos de proliferación. Su colaboración nuclear con Irán es estratégica pero acotada a la generación de energía eléctrica, controlada y vigilada, para equilibrar el poder sin incendiar la región.

    Betróleo

    Las monarquías petroleras del Golfo, en particular Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos y Bahréin, han desempeñado un rol ambivalente pero funcional al eje Israel-EE.UU. en el conflicto con Irán, actuando como socios tácitos en la estrategia de contención regional. Aunque evitan confrontaciones abiertas, han facilitado bases militares, inteligencia y respaldo diplomático a las campañas estadounidenses, mientras promueven discretamente la normalización con Israel, como evidencia el marco de los Acuerdos de Abraham.

    Su rivalidad con Irán, alimentada por tensiones sectarias y competencia por la hegemonía energética regional, alimentada por los EE.UU., las ha llevado a alinear sus intereses con Washington y Tel Aviv. Este doble juego —de cooperación estratégica con Occidente y retórica defensiva frente a sus propias poblaciones— convierte a las monarquías en pilares silenciosos del cerco geopolítico contra Irán, contribuyendo a su aislamiento sin asumir el costo político directo de una guerra abierta.

    En términos estrictamente económicos, a las monarquías petroleras del Golfo les resulta funcional —aunque no deseable en el largo plazo— un escenario de tensión controlada con Irán, ya que los precios del crudo tienden a subir ante cualquier amenaza a la estabilidad en el Golfo Pérsico. Cada vez que crece la posibilidad de un conflicto, los mercados incorporan una prima de riesgo geopolítico, lo que incrementa los ingresos petroleros de Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos y Kuwait sin que ellos deban modificar su producción.

    Sin embargo, este beneficio es coyuntural y delicado. Si el conflicto escala a una guerra regional abierta —con ataques a infraestructuras energéticas o el cierre del estrecho de Ormuz—, el impacto sería devastador también para sus economías, que dependen del comercio marítimo y la inversión extranjera. Por eso, estas monarquías apuestan por una tensión contenida: suficiente para sostener precios altos, pero sin desatar un caos que las arrastre. Así, su estrategia consiste en alimentar la presión contra Irán desde la retaguardia, mientras proyectan una imagen de moderación para proteger sus vínculos financieros con Occidente.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    MetroGAS: Siete recomendaciones para prevenir accidentes por monóxido de carbono

    Dolores de cabeza, náuseas, intoxicaciones graves y hasta la muerte, son las consecuencias que pueden provocar los accidentes por inhalación de monóxido de carbono, el “enemigo silencioso” que encontramos en cada uno de los hogares a partir del mal funcionamiento de los artefactos como el calefón, la cocina o la estufa.

    Ante la disminución de la temperatura, los accidentes son más frecuentes y las víctimas de intoxicaciones se suman y, por eso, MetroGAS lanzó una serie de recomendaciones para disminuir los riesgos.

    Según un relevamiento realizado por la empresa en su zona de distribución de gas, solo en lo que va de este mes (junio) hubo 29 personas intoxicadas por inhalación de monóxido de carbono, mientras que en todo junio del año pasado se habían registrado 13 accidentados. En todo 2024 fallecieron 11 personas por accidentes provocados por el monóxido.

    El monóxido de carbono se genera por la combustión incompleta de gas natural y otros productos que contienen carbono.

    No tiene olor, color ni sabor. Y por eso es tan peligroso: no se percibe, no se siente, no da aviso. Ataca en silencio, mientras las personas duermen o realizan sus actividades cotidianas sin sospechar que su vida está en riesgo.

    Los síntomas que produce la inhalación de monóxido van desde el dolor de cabeza, náuseas o vómitos, alteración visual, letargo o confusión, pérdida de conocimiento y convulsiones.

    Por eso, la mayor distribuidora de gas del país, con más de 2.500.000 clientes en la Ciudad Autónoma de la Buenos Aires y 11 partidos del sur del conurbano, lanzó las siete recomendaciones claves para prevenir posibles inconvenientes.

    1. Revisá tus artefactos a gas y la ventilación al menos una vez al año con un gasista matriculado.
      2.- Observá la llama: siempre debe ser azul y pareja. Si es anaranjada o amarilla, hay un problema.
      3.- No uses artefactos para lo que no fueron diseñados. Por ejemplo, nunca seques ropa en una estufa ni uses el horno como calefacción.
      4.- Conocé los síntomas de intoxicación para poder actuar a tiempo.
      5.- Instalá solo artefactos de tiro balanceado o cámara cerrada en baños y dormitorios.
      6.- Asegurá la ventilación permanente: no tapes las rejillas y verificá que estén en buen estado.
      7.- Si algo funciona mal, apagalo de inmediato y contactá a un profesional habilitado.

    Además, en coincidencia con el Día de la Prevención y Concientización contra el Monóxido de Carbono, MetroGAS lanzó cuatro spots que pueden observarse en la Web Institucional, así también como en Youtube, Instagram, LinkedIn y Facebook con un mensaje de prevención y recomendaciones para evitar accidentes e intoxicaciones.

    “Hacemos un trabajo constante en la búsqueda de generar conciencia en la seguridad de nuestros clientes. La intoxicación por monóxido puede evitarse y desde la compañía no vamos a detenernos en esta lucha hasta que el número de accidentes fatales descienda a valores mínimos”, afirmó Alejandro Di Lázzaro, director de Asuntos Corporativos y Comunicación de MetroGAS.

    La intoxicación por monóxido de carbono puede ser fatal, pero puede evitarse. Ante cualquier emergencia, MetroGAS puso a disposición el teléfono 0800 999 1050.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Shell en la F1 de Monza con su promo “más power que nunca”

    Raízen, licenciataria de la marca Shell en Argentina, estará presente en el Gran Premio de Fórmula 1 de Monza, Italia con su su promo “Más Power que nunca”, que sortea 5 plazas con sus respectivos acompañantes para viajar entre el 3 y el 8 de septiembre a Europa y vivir durante 4 días el universo de la adrenalina y la pasión del deporte motor, disfrutando de la tradicional carrera y de experiencias únicas durante los días previos, dentro y fuera del circuito.

    En junio viajaron los 4 primeros ganadores de la promo al Gran Premio de Barcelona, de la mano del relanzamiento global de la nueva imagen y campaña de Shell Helix, su línea de lubricantes para vehículos livianos. Shell Helix y Shell V-Power forman parte de la alianza de innovación estratégica con la Scudería Ferrari HP que cumple 75 años. Los ganadores participaron de la cena de gala que contó con la presencia de los pilotos de la Scudería Ferrari, Lewis Hamilton y Charles Leclerc; y disfrutaron de experiencias de manejo junto a Hyundai y BMW y pasadas por el paddock de la Ferrari.

    Fue un viaje soñado por todas las experiencias vividas y por el hermoso grupo que nos tocó para compartirlas. Inmensamente agradecido con Shell por este tremendo y hermoso regalo”, comentó Martín Weiner, uno de los ganadores del primer sorteo.

    Por su parte, Alejandra Pelaez, Brand Manager de Shell Helix, agregó: “Fue increíble poder acompañar a los ganadores a vivir la primera experiencia en Barcelona, y disfrutar junto a ellos de cada una de las actividades que día a día los sorprendían. Ahora nos estamos preparando para repetir esta propuesta única en la ciudad de Milán”.

    ¿Cómo participan los clientes de la promo Más Power que Nunca?

    El primer requisito es ser socio de Shell Box y registrarse en la plataforma en www.promoshell.com.ar. Todas las compras de Shell V-Power, Shell Helix o consumos en Shell Select realizados a través de Shell Box (App o DNI), se registran automáticamente y suman chances de ganar que se incrementan con cada nuevo consumo. Quienes se inscriben en la plataforma participan además por miles de premios instantáneos: merchandising oficial de Ferrari, descuentos en Shell V-Power y Shell Helix y puntos Shell Box. El sorteo se realizará el 4 de agosto y se publicarán todos los ganadores de cada sorteo en la plataforma “La Shell, más power que nunca”.

    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.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    CADER: Infraestructura y logística para el Hidrógeno Verde

    . Se llevó a cabo la segunda edición de los Ciclos de Hidrógeno: Encuentros de Negocios y Proyectos, una iniciativa impulsada por el Comité de Hidrógeno Verde de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) para analizar los desafíos y oportunidades del hidrógeno en el país.

    El Ciclo -itinerante con el apoyo de distintas universidades y entidades- tuvo lugar en el Auditorio Mons. Octavio Derisi de la UCA, con el respaldo institucional de la Universidad y la Sociedad Argentina de Derecho de la Construcción. Participaron más de 100 referentes del sector público, privado, académico y legal vinculados a la energía, infraestructura, logística, tecnología e industria.

    Durante la jornada se desarrollaron cuatro paneles: El panel de apertura contó con la participación de referentes institucionales de la UCA, SCL Argentina y CADER.

    En el primer panel se abordó la Desalinización, reunió experiencias regionales con la participación de ACADES (Chile), ALADYR y empresas líderes en ingeniería aplicada a proyectos de H2 como Techint.

    Carlos Foxley, director y expresidente de ACADES y representante de ventas en Chile de IDE Technologies, destacó que “Argentina puede aprovechar el camino ya recorrido por Chile. Es fundamental desmitificar la desalinización y reconocerla como una tecnología madura y clave para los proyectos de hidrógeno”.

    Juan Pablo Camezzana, director de ALADYR y Director of Operations LATAM de H2O Innovation, remarcó que “la sostenibilidad ESG debe estar presente desde el diseño. La desalinización es una oportunidad concreta para pensar el agua como motor del desarrollo”.

    Desde el ámbito de la ingeniería, Martín Scalabrini Ortiz, Process Technical Executive de Techint Engineering & Construction sostuvo que “la integración temprana de las distintas disciplinas de ingeniería es crítica para lograr eficiencia, seguridad y sostenibilidad en los proyectos de hidrógeno”.

    Por su parte, Felipe Eduardo Zabalza, miembro del Comité de Hidrógeno de CADER y moderador del panel, destacó la importancia de la infraestructura habilitante de los proyectos de hidrógeno verde y la importancia de diseñar proyectos que potencien los beneficios para las comunidades locales y permitan una reconversión productiva de las provincias.

    El segundo panel se centró en la Infraestructura Portuaria, donde se contó con la participación de autoridades y técnicos de los puertos de Bahía Blanca, Comodoro Rivadavia y Puerto Santa Cruz, junto a especialistas internacionales en logística y cooperación técnica.

    Martín Virdis, Coordinador de Desarrollo e Innovación del Consorcio de Gestión del Puerto de Bahía Blanca, señaló que “el puerto ya cuenta con experiencia en el manejo de amoníaco y capacidades instaladas que lo posicionan como un nodo clave en la logística del hidrógeno”.

    El responsable de Ambiente y Sostenibilidad del Puerto de Comodoro Rivadavia, Fabián Suárez subrayó que “se está trabajando en la planificación de infraestructura específica para el hidrógeno, con una mirada sostenible y de largo plazo”.

    Por su parte, en forma remota desde la provincia de Santa Cruz, Walter Uribe, de la Unidad Ejecutora Portuaria de Santa Cruz, afirmó que “Punta Quilla tiene el potencial para convertirse en un hub logístico del hidrógeno verde en la región austral”.

    Soledad Gerónimo, Supply chain consultant de Port Consultants Rotterdam, brindó una perspectiva de las estrategias y tendencias a nivel mundial en materia de infraestructura portuaria asociada a proyectos de hidrógeno verde y destacó la relevancia de la infraestructura compartida y del desarrollo de hubs de logística.

    Y Verónica Chorkulak, Technical Advisor de GIZ, compartió los resultados de los estudios que realizaron desde GIZ sobre los puertos patagónicos y los desafíos y oportunidades que presenta la industria del hidrógeno.

    Por su parte, Javier Chincuini, coordinador del Comité de Hidrógeno de CADER y moderador del panel, hizo hincapié en el potencial de los puertos de Argentina y la importancia de sinergias entre los distintos proyectos.

    El último panel se dedicó a la Infraestructura Eléctrica y contó con la presencia de representantes de la Secretaría de Energía de la Nación, CAMMESA y Transener, además de expertos legales en el marco regulatorio energético. Allí, se abordaron los desafíos estructurales del sistema de transporte eléctrico, el marco regulatorio y las condiciones necesarias para habilitar proyectos de hidrógeno a gran escala.

    Desde CAMMESA, su gerente general Eduardo Hollidge planteó que “el cambio de paradigma energético nos obliga a pensar en una Patagonia autosuficiente. La red debe adaptarse a los proyectos que se vienen”.

    Pablo Tarca, Director General de Transener, agregó que “ampliar el sistema de transporte es un desafío técnico enorme, pero también una condición indispensable para que los proyectos de hidrógeno sean viables”.

    Desde la Secretaría de Energía, Griselda Lambertini subrayó que “la infraestructura habilitante que dejarán los proyectos de hidrógeno es una oportunidad para el desarrollo regional. Estamos trabajando en un nuevo marco normativo que acompañe esa visión”.

    Fernando Botello, miembro del Comité de Hidrógeno de CADER y moderador del panel, destacó la importancia de adecuar el marco regulatorio para incentivar el desarrollo de proyectos.

    Javier Chincuini en representación de CADER destacó la importancia de seguir promoviendo espacios de intercambio que fortalezcan las capacidades locales para el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde con impacto territorial, industrial y ambiental.

    El ciclo tendrá un tercer encuentro en el mes de septiembre, que será co-organizado junto al Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) y que se desarrollará en la Sede INTI de San Martín.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Está abierta la acreditación para la AOG Expo 2025

    Del 8 al 11 de septiembre de 2025, el Predio Ferial de La Rural en Buenos Aires será nuevamente sede de la Exposición Internacional del Petróleo y del Gas – AOG Expo 2025 en Buenos Aires, el evento líder de la industria Oil & Gas en la región. Con más de 35.000 m² de superficie expositiva y la participación estimada de más de 400 empresas, se espera una asistencia que superará los 25.000 visitantes nacionales e internacionales.
     
    Durante cuatro jornadas, una vez más, la AOG Expo 2025 reunirá a profesionales, especialistas y empresarios de toda la cadena de valor en un espacio clave para debatir el futuro, impulsar proyectos y fomentar alianzas estratégicas. La exposición incluirá lanzamientos, presentaciones técnicas, actividades institucionales y múltiples instancias de networking.
     
    Entre los grandes hitos de esta edición se encuentra el 14° Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos, una de las citas técnicas más importantes del ámbito energético regional. El Congreso abordará los avances más recientes en nuevas tecnologías, automatización de equipos, operaciones, digitalización e inteligencia artificial, seguridad, entre otros temas.
     
    Otra propuesta destacada será el Innovation Day, que este año se presenta bajo el lema “Inspirar la transformación: innovación y colaboración en la industria”. Dividido en cuatro bloques temáticos, el espacio pondrá el foco en las tendencias que marcarán el rumbo de la energía en los próximos años con charlas inspiradoras, casos reales, networking y mesas redondas con referentes del sector. Entre las empresas confirmadas se encuentran Grupo Techint, CORVA e YPF.
     
    Con un formato renovado, en la AOG Expo 2025 también se desarrollará la novena edición de la Jornada Jóvenes Oil & Gas (JOG), un espacio pensado especialmente para estudiantes y profesionales en formación. Esta iniciativa apunta a tender puentes entre las nuevas generaciones y los referentes más prestigiosos del ámbito energético, promoviendo su desarrollo profesional.
     
    Además, por primera vez en Buenos Aires se presentará la Plaza de Máquinas, una atracción ya consolidada en la edición de Neuquén. En una gran superficie al aire libre se exhibirá una amplia variedad de maquinaria pesada y soluciones tecnológicas para operaciones en campo y transporte.
     
    AOG Buenos Aires 2025 se consolida como una cita ineludible para quienes forman parte del universo energético. La acreditación es sin cargo y ya está disponible en la página oficial de la exposición: www.aog.com.ar
     
    El evento es organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y realizado por Messe Frankfurt Argentina.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    MEGSA-CAMMESA: 13.8 MMm3/día para primera Q de julio. PPP U$S 4,94 en el GBA

    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 30/06/2025 al 13/07/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

    Se recibieron 25 ofertas por un volumen total de 13.800.000 metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 3,97 el millón de BTU en el PIST y U$S 4,94 puesto en el Gran Buenos Aires.

    Dos ofertas fueron desde productores en Chubut, por 900.000 metros cúbicos día; otras siete ofertas desde Neuquén, por 4.200.000 m3/día; Seis ofertas desde Santa Cruz por 2.500.000 m3/día; Cinco ofertas desde Tierra del Fuego por un total de 4.400.000 m3/día; y cinco ofertas desde la cuenca Noroeste por un total de 1.800.000 metros cúbicos día.

    Los precios del gas puesto en el PIST variaron desde U$S 3,83 hasta U$S 4,16 el MBTU, en tanto que puesto en el GBA variaron desde U$S 4,64 hasta U$S 5,12 el MBTU.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Petronas explorará nuevo bloque de Surinam

    La petrolera estatal surinamesa Staatsolie firmó un acuerdo con Malasia Petroliam Nasional Berhad (Petronas) para perforar en el offshore de Surinam.
    Según el documento, Petronas a través de su filial PSEPBV, adquirirá los derechos de exploración, desarrollo y producción en el Bloque 66, con una participación del 80%, mientras que Staatsolie tendrá un 20% a través de su filial POC.

    Petronas se comprometió a perforar dos pozos de exploración situados en zonas prometedoras del bloque 66 durante la primera fase del periodo de exploración.

    El Bloque 66 tiene aproximadamente 3.390 kilómetros cuadrados, está situado en aguas profundas de entre uno y dos kilómetros, se encuentra en la parte occidental de la Cuenca Guayanesa de Surinam y limita con el Bloque 52 al sur y con el Bloque 58 y 53 al oeste; donde se han realizado descubrimientos de petróleo y gas en los últimos años.
    Petronas opera en Surinam en los Bloques 48, 52, 53, 63, 64 y 66 y ha realizado hasta ahora cuatro descubrimientos de petróleo y gas, de los cuales los descubrimientos en el Bloque 52 están siendo objeto de intensas investigaciones adicionales.

    Tras este acuerdo, alrededor del 50% de la superficie marina de Surinam está ya bajo contrato.

    Staatsolie alcanzó en marzo de 2024 un acuerdo con la empresa estadounidense ExxonMobil y Petronas para seguir explorando el gas descubierto en 2020 en el pozo de exploración Sloanea 1 en el bloque 52.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Figueroa-Weretilneck : Ingresos hidrocarburíferos e infraestructura en las provincias

    El gobernador de Neuquén, Rolando Figuera, afirmó que “La Provincia siempre tuvo reglas de juego claras para la industria del petróleo y el gas. Más allá de las diferencias políticas con gobiernos anteriores, nunca cambiamos las reglas de juego para las empresas. No podemos decir lo mismo de los gobiernos nacionales, que viven modificando el escenario y generando incertidumbre de acuerdo a quién le toque gobernar”.

    Durante su participación en las Jornada EnergíaOn, organizadas por el diario Río Negro, el mandatario recordó que “hay más de 28 % de costo impositivo que lo recauda el Estado Nacional. Eso es un costo oculto, porque no lo vemos en beneficio de nuestra gente, en nuestras rutas”.

    “A los municipios les reclaman por la tasa vial que cobran, pero eso se vuelca en al asfalto en las ciudades, mientras que las rutas nacionales están destruidas. No hay que cargar tanto sobre las provincias y municipios porque nos hemos puesto sobre nuestras espaldas gran parte de las responsabilidades que existen en este país”, afirmó.

    Figueroa recordó que el Gobierno provincial está construyendo 600 kilómetros de rutas y destacó que “ahora la industria se ha puesto de acuerdo y está financiando gran parte de la Ruta 7 con fondos propios”, en referencia a la empresa YPF. Dijo que, en contrapartida, “muchas de las rutas nacionales que atraviesan nuestro territorio están en estado de abandono”.

    “Vamos a pesar todos los camiones porque nos están destruyendo nuestras rutas, y vamos a cobrarle peaje a todos los que vengan de otras provincias. El neuquino no va a pagar y la empresa neuquina va a pagar menos. También tenemos que ver cómo proyectamos un tren, cómo podemos alivianar las rutas, cómo le podemos otorgar mayor seguridad a nuestra gente al transitar las rutas”, aseguró.

    En este sentido, el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, recordó que junto con Neuquén “pedimos al Gobierno nacional la provincialización de las rutas, un contrato de operación y mantenimiento, o que el Estado nacional se haga cargo. Nos respondieron negativamente a los tres planteos, por eso estamos preparando una medida cautelar para que la Justicia Federal obligue a sentarse en una mesa al Estado nacional y resolver qué es lo que van a hacer con las rutas”.

    Figueroa coincidió con su par rionegrino en que los Estados provinciales realizan muchas obras que también benefician a las empresas.

    “Estamos haciendo nueve escuelas técnicas de 5.000 metros cuadrados cada una, que representan 14 millones de dólares de inversión. Eso, por supuesto fortalece todo un desarrollo que le viene muy bien a las empresas. ¿Por qué? Porque eso ayuda a contribuir a tener, no solo la capacidad instalada, sino paz social”. Y aseguró: “Acá los gobiernos terminamos haciendo muchas de esas obras que otorgan soluciones, lo que no ocurre en otros lugares del mundo”.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    YPF: los expendedores, la rentabilidad y la meritocracia

    Los expendedores de combustibles nucleados en la CECHA mantuvieron el viernes (13/6) “una reunión con los directivos de YPF: Ignacio Millán y Maite de la Arena, a fin de abordar exclusivamente la problemática de rentabilidad en las estaciones de la red abanderada”, informó la entidad.

    Y se describió que “en dicho contexto, se compartieron estudios sobre estructuras de costos, evolución de precios y demanda, entre otros puntos”.

    “Las autoridades de la compañía manifestaron que la rentabilidad de la red deberá construirse sobre la base de tres pilares esenciales: eficiencia, meritocracia y equidad”, indicaron, sin dar mayores detalles al respecto.

    Pero señalaron que “en dicho ámbito de dialogo, las partes quedaron en dar continuidad a las reuniones para el tratamiento del tema”.

    CONSEJO DIRECTIVO DE CECHA

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Proyecto Andes: Directorio de YPF aprobó la venta de Manantiales Behr

    El directorio de YPF aprobó el avance de una nueva ronda del Proyecto Andes para la cesión de 12 áreas convencionales, incluidos el bloque Manantiales Behr, ubicado en la provincia de Chubut, en el cual la compañía YPF Luz desarrolló además un parque generador de energía eólica.

    También los clusters Chachahuen y Malargüe, en la provincia de Mendoza, y clusters No Operados.

    Además, YPF firmó el cierre y traspaso de la operación de los clusteres Neuquén Norte y Sur.

    Por otra parte, el pasado 4 de junio se firmó la cesión de la participación de la compañía en las áreas El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, ubicadas en la provincia de Chubut.

    En el marco de este proceso, YPF ya transfirió 18 Bloques, otros 21 están en su etapa final de cesión, y otros 11 bloques en progreso, describió la energética de mayoría accionaria estatal.

    La compañía señaló que “De esta manera se avanza con uno de los pilares estratégicos del Plan 4×4 que, mediante un manejo activo de su portfolio y la asignación eficiente de sus recursos, busca transformar a YPF en una empresa de shale de clase mundial”.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    El precio del Brent se disparó tras el ataque de Israel a Irán

    El precio del petróleo saltó más de un 10% este viernes luego de que Israel confirmara un ataque directo contra Irán, en lo que representa una nueva y peligrosa escalada en el conflicto de Medio Oriente.

    El barril de Brent, la referencia internacional, alcanzó su valor más alto desde enero, impulsado por el temor a que una guerra abierta entre ambos países afecte el suministro de crudo en una de las zonas más sensibles del planeta en materia energética., dijeron desde The Guardian

    Aunque los precios se moderaron un poco con el correr del día, el Brent seguía operando con una suba superior al 5%, alrededor de los 74,47 dólares el barril. Aun así, sigue más de un 10% por debajo del valor que tenía en esta misma época el año pasado, y lejos de los más de 100 dólares por barril que se vieron tras la invasión rusa a Ucrania en 2022.

    El impacto no se limitó al mercado petrolero. Las bolsas en Asia y Europa cerraron en baja: el Nikkei japonés perdió un 0,9% y el FTSE 100 de Londres caía un 0,3% hacia el mediodía. En Estados Unidos, el Dow Jones arrancó la jornada con una baja del 1,5% y el S&P 500 retrocedía un 0,8%.

    No obstante, los activos considerados “refugio” tuvieron una jornada positiva. El oro subió un 1,2% y alcanzó su precio más alto en casi dos meses: 3.423,30 dólares la onza. También se fortaleció el franco suizo.

    Según Capital Economics, si Irán sufre ataques directos a sus instalaciones de producción y exportación de crudo, el Brent podría escalar rápidamente hasta los 80 o incluso 100 dólares por barril. Sin embargo, una suba así también impulsaría a otros países productores a aumentar la oferta, lo que limitaría el impacto a largo plazo, tanto en el precio como en la inflación global.

    En un escenario extremo, Irán podría bloquear el Estrecho de Ormuz, una vía marítima crítica por donde pasa casi el 20% del petróleo mundial. Esa zona, que conecta el Golfo Pérsico con el Mar Arábigo, es custodiada de un lado por Irán y del otro por Omán y los Emiratos Árabes Unidos. A diario, decenas de buques petroleros cruzan por allí, transportando crudo y gas desde los principales productores de la región hacia el resto del mundo.

    “Lo que estamos viendo ahora es una reacción inicial del mercado ante el riesgo. Pero en los próximos días, habrá que evaluar hasta dónde puede escalar esto”, advirtió Saul Kavonic, jefe de investigación energética de MST Financial.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Suba del precio del barril por el ataque de Israel sobre Irán

    La tensión por ataques aéreos lanzados anoche por Israel sobre Irán movieron los mercados al alza. La respuesta fue inmediata en Wall Street donde los mercados fueron a la baja en tanto el oro el petróleo y el gas registraron subas. El Brent trepó 13% ubicandose en 75 dólares el barril, la mayor suba desde marzo de 2022. Las tarifas de fletes para crudo desde Medio Oriente a Asia subieron un 15%.

    En Europa los futuros de gas natural alcanzaron 6% ante la posibilidad de interrupciones en el estrecho de Ormuz consignó Bloomberg.

    El oro subió, antes de estabilizarse, un 1,7%.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Nuevo precio para el biodiesel

    A través de la resolución 261/2025, la Secretaría de Energía fijó en $ 1.276.874 por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (Biocombustibles).

    Rige para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de junio 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.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    La Industria Petroquímica 2025 : Competitividad, innovación y sostenibilidad

    El Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) llevó adelante una nueva edición de la Jornada de la Industria Petroquímica, bajo el lema “El desafío de la competitividad. Cómo impulsar una industria petroquímica más eficiente, moderna y resiliente”, en el Auditorio del Centro Cultural de la Ciencia (C3), en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

    Guillermo Petracci, director de Unipar Argentina y presidente de la Jornada en esta edición, destacó que “Las oportunidades para nuestro sector requieren que cambiemos el enfoque. Somos parte de la solución a los desafíos del desarrollo. Hay mucho que podemos mejorar desde la gestión, la eficiencia, la inversión en procesos y en personas. Lo que hagamos hoy puede definir el lugar que va a ocupar nuestro sector petroquímico en los próximos 20 años”.

    A lo largo de los distintos paneles, se compartieron conceptos y reflexiones que dejaron en evidencia los principales desafíos y oportunidades del sector petroquímico:

    En el panel 1, denominado “Claves Económicas para una Industria Competitiva”, participaron Diego Coatz, de la Unión Industrial Argentina (UIA); Pablo Giorgi, de OPIS (Dow Jones); y Jorge de Zavaleta, de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica de la República Argentina (CIQyP®), como moderador del espacio. Se analizaron los factores macroeconómicos, productivos y globales que inciden en la competitividad del sector.

    Giorgi presentó un diagnóstico del escenario internacional marcado por sobreoferta y presión en los márgenes, subrayando que la competitividad seguirá dependiendo del acceso a materias primas baratas, donde Argentina tiene ventajas naturales. Mientras que, Coatz, destacó la necesidad de consolidar el orden macroeconómico y avanzar en una agenda micro que reduzca el costo argentino, potencie la productividad, promueva la inversión en infraestructura y modernice el sistema tributario y laboral, colocando al desarrollo industrial como motor clave del crecimiento sostenido.

    El panel 2, titulado “Del Algoritmo de la Inteligencia Artificial al Impacto Competitivo Real”, fue coordinado por Sandra Urrutia, de YPF Química; y expusieron Dorlysu Moreno, Julieta Suárez, Mora Puricelli y William Pilaszek, todos integrantes de YPF. Los panelistas mostraron cómo la inteligencia artificial ya está transformando procesos industriales clave en áreas como logística, entrenamiento y planificación operativa. Se presentaron herramientas como Gema, un entrenador virtual para contratistas, y Optimax, una plataforma de optimización en tiempo real que permite alinear operaciones con objetivos económicos y energéticos. Se destacó el rol central de las personas en esta transformación, y la necesidad de fomentar habilidades digitales.

    El panel 3, “Resiliencia Climática de la Infraestructura Industrial”, fue coordinado por Rodrigo Pontiggia, experto en gestión ambiental y adaptación climática, y contó con las exposiciones de Inés Camilloni (CIMA, UBA–CONICET) y Juan Pablo Sitá, especialista en Gestión de Riesgos y en Salud, Seguridad y Medio Ambiente.

    Se abordó la necesidad urgente de incorporar estrategias de adaptación ante el cambio climático en la planificación industrial, poniendo énfasis en el conocimiento científico actualizado, el análisis de riesgos climáticos locales y la preparación operativa frente a eventos extremos en un contexto donde las amenazas climáticas ya impactan de forma directa sobre la productividad y la seguridad de las operaciones.

    En el panel 4, “Impulsando la Competitividad desde la Ciencia y la Tecnología”, la conversación estuvo guiada por Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del IPA®, y en formato entrevista, expusieron Darío Genua, secretario de Innovación, Ciencia y Tecnología de la Nación, y Daniel Salamone, presidente del Directorio del CONICET.

    Genua subrayó que el desarrollo de los recursos humanos es un factor clave para el crecimiento industrial, y que deben articularse esfuerzos entre el Estado y el sector privado. También remarcó que esto implica hacerlo con innovación, educación y tecnología, y destacó el carácter transversal de la petroquímica en todas las cadenas estratégicas del país.

    Por su parte, Salamone sostuvo que la transformación productiva e industrial que demanda nuestro país requiere una apuesta decidida por el conocimiento científico como motor estratégico del desarrollo. Desde el CONICET se impulsa una articulación entre el sistema científico-tecnológico y el sector productivo, con el objetivo de generar innovación con impacto real.

    El panel 5, “Materias primas competitivas para el desarrollo de la industria”, fue moderado por Pablo Popik, de Compañía MEGA S.A., y tuvo como expositores a Juan Ignacio de Urraza (Transportadora de Gas del Sur – TGS), Jorge H. Foglietta (J.H. Foglietta Consulting LLC), Fernando Ahuad (PetroCuyo) y Bernardo Novis Ribeiro (Braskem).

    A partir del potencial de Vaca Muerta, se analizó la oportunidad única que tiene la industria petroquímica Argentina de acceder a gas rico en líquidos como etano y propano, esenciales para la expansión de la cadena de valor. Se destacó la necesidad de escalar el desarrollo del midstream, adoptar modelos logísticos eficientes y generar alianzas regionales para industrializar localmente o exportar esos recursos.

    En el panel 6, “La sustentabilidad es competitividad”, Pablo Leidi, director de Sustenomics y fundador de ComunicaRSE, entrevistó a Sebastián Bigorito, director general y CEO del Consejo Empresario Argentino para el Desarrollo Sostenible (CEADS).

    La conversación giró en torno a cómo la sostenibilidad dejó de ser una agenda de nicho para convertirse en un factor estratégico de competitividad, cada vez más exigido por regulaciones, mercados y financiamiento internacional. Bigorito advirtió sobre los impactos de la nueva geopolítica en la agenda climática y el trilema energético, y subrayó la necesidad de pasar de una transición energética aspiracional a una pragmática.

    Finalmente, en el “Panel de CEOs”, la Jornada concluyó con las reflexiones estratégicas de cinco figuras clave del sector: Guillermo Petracci (Unipar), Tomás Córdoba (Compañía MEGA S.A.), Javier Sato (PetroCuyo), Marcos Sabelli (Profertil S.A.) y Matías Campodónico (Dow Latin America). La moderación estuvo a cargo de Jorge de Zavaleta (CIQyP®).

    Todos coincidieron en la necesidad de fortalecer la competitividad desde adentro de las organizaciones, a través de eficiencia operativa, innovación, transformación cultural y liderazgo técnico. También destacaron la oportunidad estratégica que representa Vaca Muerta y la disponibilidad de recursos energéticos y tecnológicos para relanzar inversiones.

    El cierre de la Jornada estuvo a cargo de María Florencia Rodríguez Mandrini, de YPF S.A., como presidente del Instituto Petroquímico Argentino (IPA®). Destacó que la competitividad del sector ya no puede medirse solo por la eficiencia operativa, sino que implica también sostenibilidad, innovación, colaboración y visión de largo plazo.

    Subrayó que el IPA® continuará siendo un espacio de diálogo, conexión e impulso para el desarrollo de una industria petroquímica que evoluciona integrando ciencia, tecnología, talento y compromiso intergeneracional.

    Acerca del IPA®

    El Instituto Petroquímico Argentino es una institución privada sin fines de lucro, cuyos objetivos fundamentales son: La promoción de la investigación tecnológica aplicada. La realización de estudios y análisis sectoriales. La capacitación de técnicos y profesionales para la actividad petroquímica, y la realización de otros servicios que apuntan al desarrollo de la petroquímica.

    La estructura societaria del IPA® es única, pues son sus miembros empresas públicas y privadas, de producción, distribución, comercialización, ingeniería, instituciones universitarias y de investigación y profesionales independientes. Su actual director ejecutivo es Gabriel Rodriguez Garrido.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    La creciente demanda energética de la IA aumenta la presión sobre los republicanos

    por Peter Behr

    Cubrir el aumento histórico de la demanda de electricidad en EE. UU., liderado por los centros de datos, requerirá energía eólica y solar, recursos de los que el presidente Donald Trump está alejando al país, afirmaron ejecutivos energéticos y miembros del Congreso durante la Cumbre Energética organizada por el sitio POLITICO, en Washington el martes 10 de junio.

    “Si no son las energías renovables, ¿qué va a ser?”, dijo John Ketchum, CEO de NextEra Energy, la compañía eléctrica con sede en Florida.

    Pero el argumento de que las energías renovables y el almacenamiento en baterías pueden implementarse no ha hecho que la Casa Blanca se aparte de una agenda que ancla la red eléctrica al carbón y al gas natural y revierte el rumbo en la tecnología de energía limpia. En la cumbre de POLITICO, ejecutivos de la industria y miembros del Congreso dijeron que el enfoque energético respaldado por Trump y los republicanos conservadores está dificultando el suministro energético a las empresas tecnológicas de IA de Silicon Valley mientras compiten contra China.

    “El presidente está a cargo”, dijo Jarrod Agen, director del Consejo Nacional de “National Energy Dominance Council” creado por Trump. “El presidente no se ha centrado en la eólica y la solar”.

    Algunos de los participantes en la cumbre de POLITICO lamentaron que la aversión de Trump a fuentes distintas de los combustibles fósiles y los reactores nucleares socave otro objetivo de Trump: reducir los precios de la energía.

    “Estamos en un entorno de oferta limitada y de demanda creciente”, dijo Martin Heinrich, miembro de mayor rango del Comité de Energía y Recursos Naturales del Senado. “Las facturas de electricidad de la gente en todo el país van a subir. Lo que puedo garantizarles es que en las próximas elecciones y en las siguientes, los republicanos serán responsables del aumento de los precios de la energía”.

    El senador republicano de Utah, John Curtis, dijo que se deberían realizar cambios a un proyecto de ley sobre impuestos, energía y seguridad aprobado por la Cámara de Representantes que reduciría rápidamente los créditos fiscales a la inversión y producción incluidos en la ley climática de los demócratas de 2022, lo que podría llevar a la cancelación de importantes proyectos energéticos e industriales.

    “Los inversores han invertido miles de millones de dólares basándose en las reglas del juego, y hay empleados que han planificado sus carreras en función de estas cosas”, dijo Curtis.

    Si EE. UU. quiere ser dominante en energía, dijo Curtis, “no destruyamos nada de eso”.

    La industria tecnológica también instó el martes a los republicanos a realizar cambios específicos al megaproyecto de ley que ahora está en el Senado. En una carta dirigida al líder de la mayoría del Senado, John Thune (republicano por Dakota del Sur), la Coalición de Centros de Datos —un grupo comercial que incluye a Microsoft, Google, Amazon Web Services y otros— pidió un “enfoque pragmático” para ayudar a alimentar los centros de datos.

    “A medida que la demanda de servicios de centros de datos sigue aumentando, el acceso oportuno a energía asequible y confiable es y seguirá siendo el desafío principal para la industria”, decía la carta. “Con cambios reflexivos y específicos en [la legislación], EE. UU. puede mantener su liderazgo en IA, al mismo tiempo que se compromete con una responsabilidad fiscal a largo plazo”.

    La industria tecnológica pide ampliar el plazo que tienen las empresas para recibir créditos fiscales “tecnológicamente neutros”. Según la Ley de Reducción de la Inflación, muchos de estos créditos podrían reclamarse hasta 2032. Pero incluso con el apoyo de los republicanos moderados del Senado, no está claro cuánto se podrá reintroducir en el proyecto de ley de la Cámara mientras los líderes del Congreso presionan para su aprobación el próximo mes.

    Mientras tanto, desde que asumió el cargo, Trump ha ordenado que las envejecidas centrales eléctricas de carbón y gas sigan operando. “Necesitamos mantenerlas funcionando hasta que tengamos el resto de los recursos en línea”, dijo el representante Brett Guthrie (republicano por Kentucky), presidente del Comité de Energía y Comercio de la Cámara de Representantes.

    Trump ha ordenado al Departamento de Energía (DOE) que analice el impacto del cierre de plantas en la confiabilidad eléctrica, un preludio de más órdenes de emergencia para mantenerlas en funcionamiento. Ketchum de NextEra dijo que mantener abiertas las plantas de carbón por más tiempo no “haría mella” en la demanda proveniente de los centros de datos, la fabricación avanzada, los autos eléctricos y otros sectores de la economía.

    Un informe del Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley del DOE en diciembre estimó que la demanda de los centros de datos podría aumentar hasta el 12% del consumo total de electricidad en 2028, casi el triple de lo que es hoy. Otras estimaciones sitúan el aumento total de la demanda eléctrica de EE. UU. en hasta un 25% para 2030.

    El gas natural ha sido un foco de la administración. Pero tampoco es una solución a corto plazo para el crecimiento de la demanda.

    Scott Strazik, director ejecutivo de GE Vernova, que construye grandes turbinas de gas, dijo a una conferencia de inversores el mes pasado que su cartera de pedidos de turbinas para entrega en 2028 se está llenando y otros pedidos están programados para 2029 y 2030. El precio de esas turbinas de gas también ha subido significativamente.

    Las nuevas plantas nucleares, otra opción para alimentar centros de datos, están mucho más lejos en el horizonte.

    Los líderes tecnológicos estadounidenses, comprometidos a reducir el impacto de sus centros de datos en las emisiones de gases de efecto invernadero, dicen que alimentarán los centros de datos con gas natural pero también invertirán en energía renovable para compensar sus emisiones de carbono.

    John Bistline, gerente senior de programas del Instituto de Investigación de Energía Eléctrica (EPRI), dijo en una entrevista que recortar los incentivos fiscales para proyectos de energía limpia podría reducir la inversión hasta a la mitad. Pero dijo que el despliegue de energía eólica y solar junto con el almacenamiento crecería, aunque a un ritmo más lento.

    Los analistas no han determinado cómo afectarían los fuertes aranceles al acero, el aluminio y otros componentes de la infraestructura energética a la expansión de la generación.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Yacyretá: Oficializan acuerdo por la remuneración de la energía

    La Secretaría de Energía oficializó un Acuerdo por la Hidroeléctrica Yacyretá entre los gobiernos de Argentina y Paraguay mediante el cual se establecieron condiciones de asignación de energía, cesión operativa y modalidad de pago, estableciendo una remuneración neta de u$s 28/MWh) para la energía entregada por la CHY al SADI, en el marco del Plan de Reestructuración Financiera de la EBY.

    El convenio, firmado en mayo último, señala que regirá “durante el período comprendido entre la fecha de entrada en vigencia del Acta Acuerdo y el 31 de diciembre de 2025”.

    La resolución 258/2025 que oficializa el texto convenido señala que “el valor establecido (de 28 dólares el MW) será considerado neto de todo cargo, tributo, deducción, retención o compensación que pudiera corresponder en virtud de transacciones económicas en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), debiendo ser íntegramente percibido por la EBY”.

    Las partes acordaron un “procedimiento contable y financiero” mediante el cual la EBY emitirá una nota de crédito a favor de ENARSA por un valor de U$D 28 /MWh, en concepto de energía entregada al SADI.

    Asimismo, se aplicará una nota de crédito adicional por la diferencia entre la tarifa histórica establecida en el Tratado de Yacyretá (del orden de los 50 dólares el MW) y el valor reconocido en este acuerdo “comunicándose dicha diferencia al Gobierno Argentino como compensación por deudas vinculadas a la construcción de la represa” (a cargo de Argentina).

    En el marco de dicho procedimiento, la EBY informó a Energía que los montos correspondientes a las notas de débito emitidas por “Diferencia de tarifa” correspondientes a los años 2022, 2023, 2024 y al primer cuatrimestre del año 2025, que permanecen impagos, no serán exigibles como pagos directos, en tanto dichos importes se incorporarán al saldo de deuda reconocido por la S.E. bajo dicho concepto, a los efectos de ser tratados como créditos compensables en el marco del nuevo modelo financiero establecido.

    La adecuación elimina el régimen previo de compensaciones presupuestarias mediante notas de débito; en este contexto, las diferencias serán registradas contablemente como una reducción de la deuda de la EBY con el Estado argentino.

    Cabe referir que el referido Tratado (que data de 1973), establece, entre otras disposiciones, el derecho de cada país a retirar el 50 por ciento de la energía generada, y prevé mecanismos de compensación económica por la energía cedida por una parte a la otra. Sobre esa base normativa se formalizó la Acta Acuerdo, se indica en los considerandos de la R-258.

    Asimismo, el Reglamento Internacional de Operación entre la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), aprobado en octubre de 2022, estableció los procedimientos técnicos y operativos para la coordinación de la interconexión energética entre el Sistema Interconectado de Paraguay (SINP) y el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), incluyendo las pautas para la asignación de energía, programación de despachos, maniobras operativas, y solución de controversias.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Activan nuevas tarifas quinquenales para oleoductos de Oldelval

    La Secretaría de Energía aprobó nuevas tarifas máximas aplicable a los cargadores por el servicio de transporte de hidrocarburos líquidos efectuado a través de los oleoductos operados por Oldelval, que atraviesan las provincias de Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires, que tendrán una vigencia de cinco años.

    Se trata de los oleoductos PUESTO HERNANDEZ – MEDANITO, MEDANITO – ALLEN, CENTENARIO – ALLEN, CHALLACÓ – CENTENARIO, CHALLACÓ – DESTILERÍA PLAZA HUINCUL y ALLEN – PUERTO ROSALES.

    Las nuevas tarifas se adjuntaron como Anexo de la Resolución 256/2025 de la S.E., y surgieron del cálculo realizado por la Dirección Nacional de Transporte e Infraestructura de dicha cartera.

    Las nuevas tarifas en dólares por metro cúbico transportado aprobadas no incluyen el Impuesto al Valor Agregado (IVA) y son las siguientes:
    PUESTO HERNÁNDEZ – MEDANITO Transporte U$S 3,7314
    MEDANITO – ALLEN Transporte U$S 2,7810
    ALLEN – PUERTO ROSALES Transporte U$S 9,6011
    CENTENARIO – CHALLACÓ Transporte U$S 3,2333
    CHALLACÓ – DESTILERÍA PLAZA HUINCUL Transporte U$S 1,2461
    CENTENARIO – ALLEN Transporte U$S 2,4778

    La empresa OLDELVAL S.A., al finalizar cada año calendario correspondiente al quinquenio 2025-2029, deberá remitir a la S.E. una certificación técnica – contable de una entidad de comprobable experiencia en la materia, relativa a las inversiones ejecutadas en los oleoductos que forman parte de su sistema de transporte que aseguren la calidad del servicio y las condiciones operativas del mismo.

    Dichas inversiones serán auditadas oportunamente ya que al incluirse en el cuadro tarifario que se aprueba revisten el carácter de comprometidas.

    La concesionaria, en su carácter de transportadora de los mencionados oleoductos, no podrá cobrar tarifas superiores a la aprobada por la resolución 256/2025.

    La transportadora deberá informar anualmente, durante el mes de diciembre, las tarifas efectivamente aplicadas a sus cargadores por el servicio de transporte de hidrocarburos líquidos. Asimismo, se deberán presentar los contratos de transporte celebrados entre el transportador y el cargador.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Olade-Cepal: Planificación para la transición energética

    Veinte naciones de América Latina y el Caribe han avanzado en la creación de una hoja de ruta común para una planificación energética coordinada y resiliente, en el contexto de la II Reunión del Consejo Regional de Planificación Energética y la VIII Reunión del Foro Regional de Planificadores Energéticos (FOREPLEN).

    Estos eventos fueron organizados por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL) en la sede de la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) en Brasil.

    El Consejo, que fue establecido durante la IX Semana de la Energía en Paraguay, se afianza como una plataforma técnica y política permanente destinada a armonizar los esfuerzos de planificación entre los Estados miembros, y fomentar una transición energética que esté en línea con los compromisos del Acuerdo de París.

    El foro reunió a representantes de la Agencia Internacional de Energía (IEA), la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), GET.Transform, CAF y CIER. Entre los participantes, se destacaron Leandro Albuquerque, secretario adjunto de Planeamiento y Transición Energética del Ministerio de Minas y Energía de Brasil; Thiago Prado, presidente de la EPE; Martín Abeles, director de la División de Recursos Naturales de CEPAL; y Mauricio Tolmasquim, fundador y primer presidente de la EPE.

    Guido Maiulini, jefe de Asesoría Estratégica de OLADE, declaró: “La planificación energética coordinada es fundamental para optimizar recursos, disminuir costos y asegurar una transición justa y sostenible. Desde OLADE, estamos creando un espacio regional que facilita el intercambio de experiencias y la cooperación técnica entre los países”.

    Durante las sesiones técnicas, los delegados examinaron un diagnóstico regional basado en los planes energéticos de más de 15 países miembros de OLADE. El estudio reveló progresos en eficiencia energética, promoción de energías renovables y acceso universal, aunque todavía existen desafíos, como la alta dependencia de combustibles fósiles y la necesidad de modernizar los marcos regulatorios y las herramientas de planificación.

    Los delegados también trabajaron en el desarrollo de escenarios energéticos prospectivos para las subregiones Andina, Cono Sur y Caribe, lo que facilitará mejorar la coherencia y solidez de las estrategias nacionales y regionales.

    El secretario Ejecutivo de OLADE, Andrés Rebolledo, en las palabras de cierre, enfatizó que el Consejo de Planificación es un instrumento estratégico para avanzar en la integración energética de América Latina y el Caribe.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Volosin reelecto presidente de Adeera por tercer año consecutivo

    La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) reeligió por unanimidad a Edgardo Volosin (Edenor) como presidente de la entidad, en el marco de la Asamblea General Ordinaria.

    Volosin iniciará su tercer año al frente de Adeera, con una reconocida trayectoria en el ámbito de la distribución eléctrica y una activa participación en espacios técnicos.

    Bajo su liderazgo, la Asociación fortaleció su posicionamiento institucional y promovió el desarrollo tecnológico y el compromiso con una transición energética sostenible.

    “Agradezco poder continuar en este camino junto a representantes de todo el país. El trabajo colaborativo y la búsqueda de consensos serán fundamentales para seguir impulsando soluciones que fortalezcan al sector”, señaló el presidente reelecto.

    Acompañarán en la gestión los vicepresidentes Horacio Nadra (Edet), Juan Carlos Blanco (Edesur), Claudio Puértolas (Epec), Lisandro Peresutti (Epe) y Fernando Pini (Edes).

    Las secretarías estarán a cargo de Ariel Palumbo (Edemsa) e Hilario José Bistoletti (Secheep); mientras que Gustavo Piuma Justo (Edea) será prosecretario.

    El equipo se completa con Mario Moya (Epen) como tesorero, Alberto Velarde (Apeba) como protesorero, y Jorge Alegre (Energía de Misiones) y Alfredo Aun (Dpec) como integrantes de la Comisión Revisora de Cuentas.

    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 15 millones de clientes. 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 el país.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    El Complejo General Cerri de tgs está nuevamente 100% operativo

    Tras tres meses de trabajo intenso e ininterrumpido, tgs anunció que el Complejo General Cerri se encuentra nuevamente 100 por ciento operativo.

    La magnitud de la inundación que afectó a las ciudades de Bahía Blanca y General Daniel Cerri impactó profundamente en toda la comunidad, y también dañó gravemente al Complejo Industrial ubicado en la segunda de estas ciudades, uno de los pilares productivos de tgs.

    La principal actividad del Complejo General Cerri es la producción de líquidos derivados del gas natural —etano, propano, butano y gasolina natural— con una capacidad anual superior a 1.050.000 toneladas. Además, allí, se realiza el fraccionamiento y envío de estos líquidos por ductos hacia la Planta Galván, también de tgs, donde se almacenan antes de su despacho al mercado local y regional.

    Para la recuperación operativa total, trabajaron no solo colaboradores de tgs provenientes de distintos puntos del país, sino también más de 150 proveedores y contratistas de servicios y materiales, cuyo trabajo coordinado y compromiso resultaron clave para la
    rehabilitación a pleno del complejo.

    Oscar Sardi, CEO de tgs, destacó al respecto “En nombre de todo tgs, quiero agradecer profundamente a nuestros colaboradores, proveedores, contratistas, vecinos y a toda la comunidad de Bahía Blanca por su apoyo incondicional y su compromiso durante estos meses. Lo que logramos en este tiempo récord no solo demuestra capacidad técnica, sino también una enorme vocación de servicio, solidaridad y sentido de pertenencia. Gracias a todos por ayudarnos a poner nuevamente de pie una instalación clave para la energía del país, luego de lo tristemente sufrido”.

    A pesar de la magnitud del evento climático y del hecho de que el complejo alberga dos plantas compresoras esenciales para el sistema de transporte de gas natural, tgs nunca interrumpió la provisión del servicio. Gracias a una rápida respuesta operativa y a la implementación de maniobras extraordinarias, la compañía logró mantener la continuidad del suministro con los más altos estándares de seguridad, garantizando así el abastecimiento de gas natural en todo momento, se puntualizó.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    YPF y Eni frmaron acuerdo para avanzar en el desarrollo del proyecto Argentina LNG

    Tal como estaba previsto YPF y Eni firmaron el viernes (6/6) un acuerdo hacia la concreción de una de las fases del proyecto Argentina LNG. Fue en Roma y por el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el CEO de Eni, Claudio Descalzi.

    “Estamos avanzando muy rápido con Eni. Confiamos que antes de fin de año podremos alcanzar la decisión final de inversión y hacer realidad esta fase del proyecto, que es clave para el futuro energético de nuestro país”, destacó Marín.

    El acuerdo define los pasos requeridos para alcanzar la Decisión Final de Inversión de esta fase del proyecto, que incluye la producción, tratamiento, transporte y la licuefacción de gas mediante unidades flotantes con una capacidad total producción de 12 millones de toneladas de GNL por año.

    Con este nuevo avance, YPF continúa dando pasos firmes hacia la concreción del proyecto Argentina LNG, que busca monetizar los recursos de gas de Vaca Muerta y convertir al país en un exportador energético confiable a nivel global, se destacó.

    Argentina LNG es un proyecto de gas a gran escala, que integra upstream y midstream, diseñado para desarrollar los recursos de Vaca Muerta y abastecer a los mercados internacionales. Se espera que alcance exportaciones, a través de las diversas fases, por hasta 30 millones de toneladas anuales de GNL para 2030.

    Eni es una empresa energética global con su casa matriz en Italia. Opera en más de 60 países y, a través de sus subsidiarias, está presente en toda la cadena de valor energética.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Goldwind realizará en CABA el encuentro “Sin contaminación por plásticos”

    Con motivo del Día Mundial del Ambiente, la compañía de turbinas eólicas Goldwind Argentina anunció la realización del encuentro “Road to Plastic Zero”, que se llevará a cabo el 12 de junio (a las 17) en el Sofitel Recoleta, de Buenos Aires.

    Este ámbito será un espacio para exponer prácticas con estándares internacionales vinculadas a los Objetivos del Desarrollo Sostenible de Naciones Unidas.

    La jornada contará con la participación de responsables de ambiente y asuntos públicos de empresas de energía como Goldwind, Total Energies, Central Puerto y Genneia, quienes compartirán sus experiencias y estrategias para la descarbonización de las actividades y en la lucha contra la contaminación plástica.

    Goldwind presentará el proyecto Goldwind- ALUAR de Reutilización y Reciclaje de 95.000 metros cuadrados de lonas PVC, que tendrá un impacto positivo en el desarrollo local de la provincia de Chubut. Esta iniciativa de responsabilidad social busca generar una gestión responsable del material no utilizable de la obra del Parque Eólico La Flecha, con sus 56 aerogeneradores.

    Genneia abordará las iniciativas desarrolladas en torno al reciclado de componentes de la industria eólica, en particular de palas de aerogeneradores, así como las estrategias generales de reducción de la huella de carbono y de gestión responsable de los residuos de sus parques eólicos.

    Total Energies, por su parte, ahondará su compromiso con la descarbonización de sus operaciones y la implementación de estrategias en diversas áreas, como la producción y distribución de energía, la descarbonización de refinerías y la colaboración con otras empresas para desarrollar soluciones sustentables a nivel climático.

    El evento contará con la presencia de representantes de las empresas líderes del sector de energía, autoridades nacionales y de la provincia de Chubut, así como representantes diplomáticos de la República Popular China.

    Goldwind, con el apoyo de la Cámara Argentino China de la Producción, Industria y Comercio, invita a todos los interesados en la sostenibilidad y el medio ambiente a ser parte de este encuentro.

    La compañía opera en el país cinco proyectos que suman 354 MW y construye tres nuevos parques eólicos que entrarán en operación entre 2025 y 2026, incluyendo La Flecha, de Aluar, central de generación eólica de 582 MW.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Acuerdo estratégico entre Parque Empresarial Austral y Energeia

    En el Día Mundial del Ambiente, el Parque Empresarial Austral (PEA) anunció un acuerdo estratégico con Energeia, compañía especializada en energía renovable. Gracias a este convenio, el PEA se convertirá en el primer parque empresarial científico-tecnológico del país en operar con un suministro eléctrico 100% proveniente de fuentes limpias.

    Esta iniciativa forma parte de sus múltiples actividades en materia de sostenibilidad que lo posicionan como un referente dentro de su sector en materia de cuidado ambiental, compromiso social e institucional con el entorno.

    La alianza contempla el suministro de 800.000 kW de energía anual, proveniente exclusivamente de fuentes no contaminantes. Esta transición permitirá que las más de 90 empresas radicadas en el parque reduzcan su huella de carbono y asimismo logren un ahorro económico en relación al consumo anterior de energía de fuente fósil, marcando un hito en la adopción de soluciones sostenibles en el ámbito productivo.

    La firma de este acuerdo es motivo de gran orgullo para todo el equipo del Parque Empresarial Austral. Es el resultado de un trabajo sostenido en nuestra agenda de sostenibilidad, que nos consolida como referentes del sector y reafirma nuestro compromiso con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de la Agenda 2030”, expresó Belén Aliciardi, abogada especialista en Derecho Ambiental y líder de ESG del PEA.

    Por su parte, Mauricio Roitman, CEO de Energeia, empresa especializada en abastecimiento energético proveniente de fuentes renovables, manifestó: “Estamos muy contentos de ayudar a que el Parque Empresarial Austral sea más sostenible ambientalmente por medio de contratación de energía limpia. Así, contribuiremos a que las empresas allí radicadas, puedan bajar su huella de carbono y al mismo tiempo, generar ahorros económicos. Ese es nuestro propósito”.

    Un ecosistema comprometido con el desarrollo sostenible

    Desde su fundación en 2006, el Parque Empresarial Austral promueve un modelo de desarrollo basado en el impacto positivo para las organizaciones que lo integran y para el entorno que lo rodea. Convencido de que las empresas deben ser protagonistas de una transformación sostenible, el PEA impulsa una política activa de ESG (Environmental, Social and Governance, por sus siglas en inglés), con iniciativas orientadas a la ética corporativa, la diversidad e inclusión, el vínculo con las comunidades locales, el desarrollo científico-tecnológico y el uso responsable de los recursos naturales.

    ¿Por qué se celebra el Día Mundial del ambiente?

    El Día Mundial del ambiente se conmemora cada 5 de junio desde 1973, por iniciativa de la Organización de las Naciones Unidas (ONU). Es una fecha clave para sensibilizar a gobiernos, empresas y ciudadanos sobre los desafíos ambientales más urgentes, como el cambio climático, la pérdida de biodiversidad, la contaminación y la gestión sostenible de los recursos. Este año, el Día Mundial del Ambiente se centra en la urgente necesidad de abordar la contaminación plástica, un problema que afecta a la salud humana, la biodiversidad y los ecosistemas. 

    Acerca del Parque Empresarial Austral

    El Parque Empresarial Austral es un hub de innovación y conocimiento ubicado en Pilar, Argentina. Fundado en 2006 en el corazón del ecosistema de la Universidad Austral, integra ciencia, tecnología y sostenibilidad para potenciar el desarrollo de empresas con impacto. A través de su vínculo con instituciones de excelencia, ofrece infraestructura de vanguardia, servicios integrales y acceso a talento, investigación aplicada y redes estratégicas. Su comunidad está conformada por más de 90 startups, pymes y grandes compañías que encuentran en el parque un entorno ideal para crecer, colaborar y transformar el conocimiento en valor real.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Energía oficializó que los ajustes tarifarios en transporte y distribución de gas sean mensuales

    La Secretaría de Energía oficializó que a partir de ahora las tarifas de transporte, y las tarifas de distribución del gas natural por redes “serán ajustadas mensualmente de acuerdo con la variación operada en los índices establecidos por el ENARGAS en la Revisión Quinquenal Tarifaria” (RQT) correspondiente.

    La decisión fue plasmada en la Resolución 241/2025 que lleva la firma de la Secretaria del área, María Tettamanti. En los hechos implica un cambio importante en la perioricidad de los ajustes tarifarios de estos servicios, que durante muchos años desde su privatización era de carácter semestral.

    “Resulta menester la modificación de lo dispuesto en las licencias otorgadas a las prestadoras”, señaló ahora la S.E. Y se respalda para ello en el Decreto 371/2025.

    En el contexto de la declaración de emergencia del sector dispuesta por el actual gobierno, el ENARGAS llevó adelante el procedimiento de Revisión Quinquenal de Tarifas.

    Hasta tanto se resolvieran los nuevos cuadros, la Secretaría de Energía del ministerio de Economía impulsó la aplicación de “actualizaciones transitorias”, que ya fueron de carácter mensual y acompasadas a la evolución de la inflación.

    En los considerandos de la R-241 Energía argumentó que “en el estado de emergencia vigente, se han adoptado diversas medidas regulatorias orientadas a la sostenibilidad económica del sector. Estas acciones se han materializado en un esquema de ajustes tarifarios graduales, concebido para mitigar la volatilidad en los costos para los usuarios, fomentando la predictibilidad de sus economías domésticas”.

    Al respecto se señaló que en febrero de este año tuvo lugar la Audiencia Pública 106 “que previó en su objeto la consideración de la Metodología de ajuste periódico de las tarifas de transporte y distribución de gas”.

    Y ocurrió que “en oportunidad de la mencionada Audiencia, las licenciatarias de transporte y distribución de gas natural solicitaron unánimemente la posibilidad de contar con un ajuste mensual de sus tarifas”.

    Energía entonces consideró que “con la puesta en vigencia de los resultados de la RQT, es necesario establecer un mecanismo de ajuste periódico de las tarifas que sostenga los principios de gradualidad y previsibilidad, evitando todo ajuste significativo derivado de la acumulación de ajustes tarifarios no implementados con anterioridad”.

    También señaló que “sin perjuicio de la modificación de la periodicidad del ajuste de tarifas prevista en este acto, resulta menester que el ENARGAS sea quien establezca las variables a contemplar para la implementación del referido ajuste”.

    De acuerdo con la Ley marco 24.076 el ENARGAS se encuentra facultado para establecer los criterios de cálculo de las tarifas aplicables a los licenciatarios de transporte y distribución de gas natural.

    En base a la flamante R-241 Energía dispuso que “La Licenciataria de Transporte podrá presentar a la Autoridad Regulatoria los cuadros tarifarios ajustados para su aprobación, juntamente con una memoria de cálculo bajo el formato que establezca la misma Autoridad Regulatoria”.

    “Dichos cuadros tarifarios serán aprobados dentro de los 7 días corridos de su presentación, si no mediare observación, y no se harán efectivos antes del día 1º del correspondiente mes. Tales observaciones versarán solamente sobre errores de cálculo y/o en los procedimientos aplicados que pudieran haberse detectado por la Autoridad Regulatoria”.

    Para el caso de las Liceciataria de Distribución el criterio es similar ya que sólo varía a 15 días el plazo para la aprobación.

    “De no mediar consentimiento expreso por parte de la licenciataria del servicio de Transporte o de Distribución de gas natural respecto de la modificación del contrato dispuesta en la presente resolución, se entenderá otorgado dicho consentimiento ante el primer requerimiento de ajuste tarifario con la periodicidad aquí prevista”, puntualizó Energía.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Acuerdo para el pago de la deuda de Chubut con Cammesa

    El gobierno de Chubut llegó a un acuerdo con Cammesa para el pago de la deuda que ésa provincia tiene con la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista.

    Las partes acordaron el pago de la deuda pendiente por parte de la Dirección General de Servicios Públicos (DGSP) a Cammesa, por el término de 72 meses, con un período de gracia de 12 meses desde la suscripción del acuerdo, y con una tasa de interés preferencial para el total de pesos 6.477.587.452,42.

    El acuerdo de pago se enmarca en el Decreto de Necesidad y Urgencia 186/2025 a través del cual el Poder Ejecutivo Nacional estableción los Regímenes Especiales de Pago y Crédito en el sector de Energía Eléctrica.

    El ministro de Economía de Chubut, Miguel Arnaudo, mantuvo una reunión con el gerente general de Cammesa, Eduardo Hollidge, y el subsecretario de Energía de la Nación, Damián Sanfilippo, en el marco de las gestiones llevadas a cabo por la Provincia y que permitieron encaminar el pago de la deuda.

    Al término de la reunión, el ministro Arnaudo precisó que actualmente la DGSP “se encuentra sin deuda y afrontando el pago del corriente con Cammesa”.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    MetroGAS: Acciones para construir un presente y un futuro ambiental sostenibles

    MetroGAS, principal distribuidora de gas natural por redes del país, reafirmó su compromiso con la sostenibilidad mediante una estrategia basada en la articulación con actores sociales, públicos y privados.

    La compañía desarrolló diversas actividades en el marco del Día Internacional del Medio Ambiente, que se conmemora el 5 de junio, bajo el lema “Sin Contaminación Plástica”.

    En las últimas semanas se impulsaron acciones vinculadas al reciclaje y la reutilización de materiales para promover la economía circular y reafirmar el compromiso de la empresa con la gestión responsable de residuos. Se recolectaron CDs, DVDs, radiografías y cables, que se destinaron al programa de reciclado de Fundación Garrahan, del cual MetroGAS participa hace más de 25 años.

    Además, se llevó adelante una actividad conjunta con “Marote”, una empresa que desarrolla proyectos de triple impacto como las “recicletas”. Se trata de bicicletas que son pedaleadas -en este caso- por colaboradores de distintas áreas de MetroGAS y trituran plástico que luego es utilizado para la fabricación de ladrillos multicolores para niños y niñas.

    Esos juguetes serán entregados en el marco de la campaña del Día de la Niñez y la iniciativa forma parte del programa de Voluntariado Corporativo, vigente desde hace más de 20 años. También se organizaron trivias internas para sensibilizar al equipo sobre el cuidado del ambiente y fomentar la participación activa.

    Viviana Barilá, gerente de Asuntos Públicos y Sustentabilidad, destacó que “La colaboración es clave para un presente y un futuro sostenibles. En MetroGAS promovemos y desarrollamos todos los años iniciativas junto a organizaciones y comunidades para generar un impacto positivo en la sociedad y el medioambiente”.

    Estas acciones se enmarcaron dentro de los lineamientos que la compañía mantiene para contribuir al Desarrollo Sostenible. Entre las iniciativas vigentes se destaca la campaña “El Bosque MetroGAS”, con más de 600 árboles plantados y la proyección de incorporar otros 446 en 2025, gracias a la adhesión de clientes a la factura digital y al voluntariado corporativo, se indicó.

    Además, desde 2024, todos los establecimientos que posee MetroGAS en la Capital Federal cuentan con el “Sello Verde” por su gestión de residuos, otorgados por la Dirección General de Desarrollo Sostenible y Economía Circular del Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires.

    En 2003, MetroGAS obtuvo la certificación ISO 14001 de Sistema de Gestión Ambiental por sus actividades operativas y administrativas de la Dirección de Operaciones y la Dirección de Riesgos y Calidad, y desde entonces logró recertificar esos procesos.

    La empresa desarrolla también diversos programas de vinculación comunitaria. Uno de ellos es “Instalaciones Solidarias”, que ha beneficiado a más de 8.000 familias, llevando gas natural a comedores y merenderos dentro de su zona de distribución. El programa “Hogar Cálido Hogar” alcanzó a más de 33.000 estudiantes, con la promoción de uso seguro y responsable del gas natural, y el posicionamiento de los más jóvenes como agentes de cambio.

    En tanto, “Instalando Calor Seguro” brindó formación técnica a 7.374 alumnos de escuelas secundarias, a quienes preparó para su futura inserción en la industria del gas. El programa de Voluntariado Corporativo integra los esfuerzos de la empresa, su personal y la comunidad para generar transformaciones significativas.

    MetroGAS continúa fortaleciendo alianzas estratégicas con organizaciones como Cáritas, Banco de Alimentos, Ingeniería Sin Fronteras, Fundación Aguas, la Dirección de Escuelas Técnicas de CABA y PBA, municipios, el Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires, Casa del Encuentro, Multipolar, Plantarse, entre otras.

    Estas sinergias permiten ampliar el alcance y la efectividad de cada proyecto, y contribuyen a afianzar las relaciones del entramado social.

    A partir del 2024, al cálculo de huella de carbono se sumó la cuantificación de las emisiones de gas del efecto invernadero (GEI), que se generan a partir del mantenimiento de la red de distribución por parte de las empresas contratistas. Este indicador es un complemento al inventario de emisiones de GEI propio de MetroGAS y amplía la visión del impacto ambiental generado.

    MetroGAS reafirma que el desarrollo sostenible es un camino donde la colaboración se vuelve una herramienta clave para impulsar una energía más segura, eficiente y que genere impacto positivo en las generaciones presentes y futuras.

    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 cobertura 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.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Las ganancias de ExxonMobil en Guyana alcanzaron US$ 4.700 millones en 2024

    ExxonMobil Guyana reportó ganancias por US$ 4.700 millones en 2024, frente a los 2.900 millones de 2023. La compañía registró en su Estado de Resultados de 2024 una disminución en los costos de exploración respecto al año anterior cuando alcanzó US$ 108 millones pero tuvo mayores costos de producción.

    Esto último, que subió de US$ 195 millones en 2023 a 291 millones en 2024, se debe a la incorporación del buque flotante de producción, almacenamiento y descarga Prosperity.

    “ExxonMobil Guyana , que opera el gran yacimiento petrolero Bloque Stabroek, junto con sus socios invirtió 40.000 millones de dólares hasta la fecha y solo recuperó 33.000 millones, por lo que la recuperación de costos está en curso”, consignaron desde la compañía.
    Las cifras
    El Informe Anual 2024 de la compañía enumeró varios hitos importantes, incluyendo la producción acumulada de 500 millones de barriles de petróleo, superando los 645.000 barriles diarios producidos en el bloque Stabroek.

    Por su parte, su presidente, Alistar Routledge, estimó que la compañía, sus socios y contratistas inyectaron más de 800 millones de dólares en la economía de Guyana a través de empresas y proveedores locales.
    El Gobierno de Guyana anunció el pasado abril que la llegada del buque ‘One Guyana’ de producción, almacenamiento y descarga flotante marcará el hito de generar casi un millón de barriles de petróleo en alta mar para fines de este año. Las reservas de Guyana ascienden a más de 11.000 millones de barriles.
    En este contexto, se aproxima la puesta en marcha del proyecto de explotación Yellowtail de ExxonMobil en el bloque Stabroek, tras arribar la nueva planta petrolera, construida por SBM Offshore.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Marín firma acuerdo con Eni por más GNL. Confía en los plazos para el VMOS

    El presidente de YPF, Horacio Marín, anunció que el próximo viernes (6/6) firmará en Italia, con la energética Eni, un acuerdo preliminar a la decisión final de inversión (FID) en el proyecto de producción de GNL en Argentina con objetivo en la exportación. Esta iniciativa constituirá la Fase III del proyecto Argentina LNG (2030/2031).

    Marín consideró a Eni “un socio estratégico” por su experiencia en la producción de GNL en barcos procesadores, y en tal sentido describió que este proyecto contempla la utilización de dos barcos con capacidad de producción de 6 MTPA (millones de toneladas anuales) cada uno, para una exportación de 50 millones de metros cúbicos día.

    El directivo fue entrevistado (de manera virtual) en el marco del “Encuentro de Energía y Producción” que organizado por Ambito Financiero, tuvo lugar en Bariloche, y describió que “Son dos barcos de 6 MTPA, los más grandes que se están construyendo en el mundo”.

    Y agregó que “Eni ya estaba trabajando con esta compañía (constructora), y entonces se alinearon todos los planetas” para avanzar más rapidamente en este nuevo proyecto, que viene a sumarse a otros dos protagonizados por YPF en asociación con otras importantes compañías productoras en Vaca Muerta.

    Se refirió en este orden a los proyectos de producción para la exportación que encarará Southern Energy (PAE, Golar, YPF, Pampa, Harbour) con miras al procesamiento de GNL en los barcos Hilli Episeyo, en 2027, y MKII, en 2028. Se trata de la Fase I del Argentina LNG y suman 6 MTPA (25 millones de m3/día).

    También a un acuerdo en ciernes con Shell y otros socios internacionales para tener operativos otros dos barcos de 6 MTPA cada uno hacia 2029/2030 (Fase II del proyecto Argentina LNG). “Se está trabajando en la ingeniería de detalle del proyecto, su financiamiento, y una licitación para los dos barcos”, comentó.

    Con estos proyectos “Estamos considerando (los productores) exportaciones de GNL por hasta 15 mil millones de dólares hasta 2050”, enfatizó Marín. YPF acaba de crear la Vicepresidencia de LNG, remarcó.

    En este contexto, el presidente de la petrolera de mayoría accionaria estatal hizo hincapié en la necesidad de avanzar con perforaciones de al menos 800 pozos adicionales en Vaca Muerta para desarrollar nuevos yacimientos y duplicar la producción actual hacia el 2031.

    En otro orden, y con relación al proyecto VMOS (Vaca Muerta Oleoducto Sur) para la producción, transporte y exportación de crudo desde Neuquén hasta la costa marítima de Río Negro (Punta Colorada), Marín confió en que el tendido del ducto, de 30 pulgadas de diámetro y 437 kilómetros de extensión, con 76 cruces especiales incluído el Río Negro, y la construcción de plantas compresoras se realizará en los plazos previstos.

    No obstante, advirtió que la infraestructura portuaria podría significar un “cuello de botella” en el proceso de construcción completo.

    El VMOS tiene como socios a YPF, PAE, Pampa, Vista, Pluspetrol, Shell y Chevrón. Marín preanunció la posibilidad de incorporación de otro productor (sería Tecpetrol). El Oleoducto tendrá una capacidad inicial de transporte de 180.000 barriles por día al entrar en operaciones a fines de 2026, y se espera que alcance los 550.000 barriles diarios para 2027.

    Preguntado acerca del precio internacional del petróleo (en baja) y su incidencia en los proyectos inversión para la producción y la exportación (incluído el GNL), Marín recomendó “no entrar en pánico”, y consideró que “los valores lógicos del crudo Brent no son los actuales” y que deberáin ubicarse en torno a los 5 o 6 dólares adicionales.

    “Si el precio del petróleo va a ser de 50 dólares el barril, entonces no habrá LNG en el mundo”, comentó. “Confío en que el mundo va a ir a los números lógicos”.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    La producción de petróleo de Brasil subió 13,7% en abril

    La producción de petróleo de Brasil en abril llegó a un promedio de 3,6 millones de barriles de petróleo por día, es decir, una suba del 13,7% en comparación con el mismo mes de 2024.

    El volumen de crudo mostró una variación del 0,3% en relación con marzo, según el boletín mensual publicado por la Agencia Nacional de Petróleo (ANP).

    Sumando ambos hidrocarburos, se produjeron 4,6 millones de barriles de petróleo equivalente diario, frente a los 4,0 millones de abril de 2024.

    En gas natural, la producción alcanzó 168 millones de metros cúbicos diarios, un 22,9% más que en abril de 2024 y un aumento del 1,5% respecto al mes anterior.

    Los yacimientos del presal, situados en aguas profundas del océano Atlántico, representaron el 79,7% de la producción total de petróleo y gas del país.
    Estos campos registraron 2,8 millones de barriles de petróleo y 133,3 millones de metros cúbicos de gas natural por día, totalizando 3,7 millones de barriles de óleo equivalente diario, un 18,3% más que en abril del año pasado y un nuevo récord para el mes.
    De acuerdo con la agencia reguladora, los campos marítimos aportaron el 97,6 % del petróleo y el 87,1% del gas natural extraídos en Brasil y la estatal Petrobras, sola o en consorcios, lideró con el 89,7% de la producción total.

    Le siguieron la noruega Equinor, la francesa TotalEnergies y las brasileñas PetroRío y Enauta Energía.

    El informe de la ANP recopiló datos de 50 empresas que operan en 255 áreas bajo concesión, 10 áreas con producción compartida con el Estado y seis áreas asignadas a Petrobras en condiciones especiales.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    La revolución silenciosa de la IA en Vaca Muerta: del análisis técnico a las decisiones estratégicas

    Por Federico Esseiva, Socio de Tandem

    La Inteligencia Artificial (IA) ha dejado de ser solo un tema de tecnología avanzada para convertirse en un recurso estratégico vital en diversas industrias, incluyendo la energética. En Argentina, uno de los territorios donde esta revolución tecnológica está cobrando especial relevancia es Vaca Muerta, una de las formaciones de shale oil y gas más importantes del mundo, reconocida por su capacidad para transformar radicalmente la matriz energética del país.

    ¿Por qué la IA es especialmente relevante en un contexto como el de Vaca Muerta? Porque se trata de un entorno marcado por altos niveles de incertidumbre económica, regulatoria y operacional. Los precios del petróleo son volátiles y difíciles de prever; las regulaciones ambientales son cada vez más exigentes, y las decisiones que se toman en esta cuenca implican inversiones multimillonarias y de largo plazo.

    Hasta ahora, la aplicación de IA en Vaca Muerta se ha centrado principalmente en soluciones técnicas y operativas. Por ejemplo, existen casos exitosos de mantenimiento predictivo, donde algoritmos analizan grandes cantidades de datos operativos para anticipar fallas en equipos críticos, reduciendo así costos operativos y tiempos de parada.

    Estos usos técnicos son fundamentales y han permitido importantes avances. Sin embargo, aún queda un campo amplio por explorar, con impacto potencial aún mayor: utilizar la IA en la toma de decisiones estratégicas del negocio. Aquí es donde entra en juego un nuevo paradigma: la Inteligencia de Decisión (Decision Intelligence).

    Inteligencia Artificial y Decision Intelligence: pasar de análisis a decisiones con impacto

    En nuestra experiencia de los últimos años, hemos visto ejemplos concretos de decisiones tomadas sin suficiente análisis prospectivos y estocásticos: grandes inversiones lanzadas con información regulatoria limitada, con escenarios de mercado demasiado optimistas o sin tener en cuenta el balance del porfolio. Estas situaciones han terminado frecuentemente en sobrecostos, subrendimiento de los activos y retornos por debajo de lo esperado.

    Las nuevas metodologías de Decision Intelligence proponen cambiar el enfoque: en lugar de preguntar “¿qué datos necesitamos?”, plantea “¿qué decisiones necesitamos tomar?”. Esta simple reformulación permite diseñar modelos de análisis alineados con los objetivos de negocio y estructurar decisiones complejas incorporando datos, algoritmos y experiencia humana de manera integrada.

    Según aprendizajes y proyectos en Tandem, una implementación estratégica efectiva de la IA puede pasar por tres grandes áreas:

    Priorización de inversiones: La IA puede ayudar a evaluar múltiples escenarios en tiempo real y considerar variables críticas como fluctuaciones del mercado, riesgos geopolíticos y cambios regulatorios. Pero lo relevante no es solo la capacidad técnica, sino la posibilidad de diseñar modelos de decisión que clarifiquen alternativas, criterios y trade-offs, bajo incertidumbre. Decision Intelligence aporta una metodología para estructurar decisiones de alto impacto, incluyendo mapeo de objetivos, generación de alternativas y evaluación probabilística de resultados esperados.

    Agilidad ante señales tempranas del entorno: Los algoritmos inteligentes pueden detectar patrones emergentes en precios o regulaciones. Pero sin una estructura organizativa que traduzca esos insights en decisiones concretas, el valor se pierde. Aquí es donde DI orquesta el ciclo completo: desde el insight hasta la acción, asegurando que el conocimiento fluya hacia quienes deben decidir, con gobernanza, transparencia y aprendizaje colectivo.

    Anticipación de desvíos operativos y estratégicos: Al identificar patrones ocultos en los datos, la IA puede alertar sobre desvíos antes de que impacten el EBITDA. Pero lo central es que DI permite decidir con mejor información, menos sesgos y menor ruido, diseñando herramientas que prioricen alternativas en función de objetivos de negocio, restricciones y riesgos asociados.

    Ya no se trata únicamente de simples alertas personalizables cómo conocemos hace años. Estamos hablando de la capacidad de estar 24/7 analizando y razonando sobre un contexto enorme de variables inabarcables para el ser humano. Mientras que la IA está avocada a identificar matices, detectar y prevenir; nosotros podemos seguir decidiendo estratégicamente con toda la información que recaba y conecta la nueva tecnología.

    Porque en un contexto como el de Vaca Muerta, la tecnología por sí sola no alcanza para mejorar la calidad de las decisiones estratégicas. El verdadero diferencial está en cómo los líderes diseñan, integran y utilizan estas herramientas. La Inteligencia Artificial debe actuar como una extensión del juicio humano, potenciándolo sin reemplazarlo. En ese sentido, quienes toman decisiones en este sector se convierten en directores de orquesta: coordinan equipos, integran tecnologías y marcan el ritmo adecuado, asegurándose de que cada elemento contribuya a una decisión clara, sólida y alineada con los objetivos estratégicos del negocio.

    El diferencial: decidir mejor y más rápido

    El valor estratégico de la IA no radica únicamente en los datos, sino en cómo se integran con la lógica de negocio para mejorar la calidad y velocidad de las decisiones. El objetivo principal es desbloquear el potencial total en cada proyecto con una propuesta de arquitectura de las decisiones donde la tecnología, el análisis y la experiencia se combinan para diseñar elecciones más inteligentes, replicables y medibles.

    La pregunta clave hoy no es si la IA tiene potencial, sino cómo pasar del dato a la acción con impacto real. El mensaje es claro: en contextos donde cada decisión implica millones, un buen análisis vale oro, pero un excelente proceso decisorio, apoyado por IA, vale mucho más.

    La revolución silenciosa de la Inteligencia Artificial ya comenzó en Vaca Muerta. Las empresas energéticas que logren despertar del piloto automático y pensar sus decisiones estratégicas con un enfoque estructurado de Decision Intelligence, obtendrán una ventaja competitiva difícil de superar.

    La revolución comenzó. La pregunta es: ¿tu organización está preparada para liderarla?

    Federico Esseiva es socio de Tandem y lidera la operación en Sudamérica. Está al frente de proyectos de asesoramiento estratégico a empresas de primer nivel en los sectores de Oil & Gas y Minería, tales como YPF, Pan American Energy, Tecpetrol, Codelco, Techint, Chevron, entre otras.

    En el ámbito académico es profesor universitario de Planeamiento Estratégico y Toma de Decisiones de prestigiosas universidades de Argentina. Es coautor del libro Teoría de la Decisión editado por Pearson.

    Federico es graduado en Administración por la Universidad de Buenos Aires (Argentina).

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Obras en Puerto de Coronel Rosales que amplían capacidad de exportación

    Una nueva obra de infraestructura se inauguró en el Puerto Público de Coronel Rosales, que le permitirá a la terminal casi duplicar su capacidad de movilizar petróleo y la consolida así como el puerto de salida de la producción de Vaca Muerta.

    Se trata del proyecto Rosa Negra, del operador logístico Otamerica, y es una de las inversiones en curso más grandes del país. La nueva etapa de ampliación de la terminal tiene como objetivo casi duplicar su capacidad para movilizar crudo (pasará de 480.000 m³ a 780.000 m³).

    Por Coronel Rosales pasa el 70 % del petróleo crudo del país, y estas nuevas obras darán una respuesta estructural al incremento de la producción de petróleo prevista en Vaca Muerta durante los próximos años, indicó el gobierno de Buenos Aires.

    La obra comenzó en marzo de 2023 y sus diferentes etapas se extenderán hasta el 2026. En esta oportunidad se realizó la inauguración formal del tramo que contempla dos nuevos tanques de 50.000 metros cúbicos de almacenamiento, el muelle, y su sistema de bombeo para poner operativas estas instalaciones. El monto total de la inversión es de U$S 600 millones.

    La planificación pública genera las condiciones y acompaña el desarrollo de las inversiones privadas. Esta inversión está directamente vinculada al Proyecto Duplicar, impulsado desde el Gobierno Nacional en su gestión anterior. Su importancia radica en la mejora de las condiciones para el almacenamiento y transporte de la producción de petróleo.

    Su objetivo es aumentar de forma permanente la capacidad de transporte de Oldelval, desde la Cuenca Neuquina a la zona de Bahía Blanca y Coronel Rosales, para acompañar el crecimiento de producción de crudo.

    “Se trata de la inversión más importante en curso en Buenos Aires. Esto posicionará a la Provincia como un eje central en la movilización de combustibles de Argentina y le dará un enorme impulso a la actividad portuaria”, manifestó el subsecretario de Asuntos Portuarios del Ministerio de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica de la Provincia, Juan Cruz Lucero.

    Por su parte, Guillermo Blanco, vicepresidente de Otamérica Argentina, destacó que “Esta obra es parte de la respuesta que nuestro país necesita para convertir el potencial de Vaca Muerta en desarrollo económico real. No se trata de una ampliación aislada, sino de infraestructura pensada para dar escala, agilidad y eficiencia a un sistema energético en expansión”.

    “La Argentina tiene en la cuenca neuquina uno de los principales reservorios de hidrocarburos no convencionales del mundo. Pero este recurso, sin capacidad logística adecuada, es un capital inmovilizado”, señaló.

    Estas inversiones fortalecen la relación entre el puerto y los ciudadanos y benefician a las pymes del sector por la compra de materiales y servicios necesarios para la construcción.

    Además de Juan Cruz Lucero y Guillermo Blanco, estuvieron presentes también en la inauguración el intendente local Rodrigo Aristimuño; y el presidente del puerto, Diego Piñero.

    La obra integral contempla tres etapas de construcción, que incluyen: Un muelle de 2.000 metros con capacidad para operar buques Panamax y similares, de hasta 160.000 toneladas, seis (6) tanques de almacenamiento de 50.000 m³ cada uno (tres ya están operativos), una nueva estación de bombeo, una subestación eléctrica, infraestructura de seguridad y sistemas de tuberías de recepción y exportación.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    TGN presentó su Reporte de Sustentabilidad 2024

    TGN presentó su décimo séptimo reporte de Sustentabilidad, que rinde cuentas a sus partes interesadas directas y a toda la cadena de valor sobre la responsabilidad y el compromiso que la compañía asume en materia ambiental y social. Elaborado en base a las guías del Global Reporting Iniciative (GRI), GRI 2 y GRI 11, el Reporte puede considerarse complementario a la Comunicación del Progreso (CoP), edición 2025, en función de los diez principios propuestos por el Pacto Mundial de Naciones Unidas (UNGC).

    Daniel Ridelener, director general de TGN, expresó: “Creemos que el desarrollo energético debe ir de la mano del respeto por las formas de vida de las comunidades locales, en línea con los principios del Pacto Global. Por eso hoy vemos cómo se han fortalecido los procesos de diálogo basados en la Debida Diligencia, que nos permite identificar riesgos emergentes y mejorar nuestras prácticas de operación”.

    En línea con esa visión, el Reporte de Sustentabilidad 2024 de TGN destaca la creación del Comité ASG (Ambiental, Social y Gobernanza) que impulsa la agenda de trabajo de la compañía en diversas hojas de ruta trazadas sobre las materialidades críticas de interés tanto para la propia empresa como así también para la industria del Oil & Gas.

    Conectados con el desarrollo

    El abastecimiento del mercado interno -y regional- desde el yacimiento de Vaca Muerta movilizó la ampliación -y reversión- del sistema de transporte de TGN. En este marco, en 2024, TGN llevó adelante la reversión de las plantas compresoras Ferreyra y Deán Funes, atendiendo tanto la integridad del sistema como la seguridad pública. También la empresa comenzó a operar y a mantener el Gasoducto de Integración Federal (GIF), que conecta con las plantas compresoras de TGN, La Carlota (Gasoducto Centro – Oeste) y Tío Pujio (Gasoducto Norte).

    “Nuestro proyecto se centró en cómo revertir el flujo en la zona de Córdoba. Esto generó un cambio en la dinámica de trabajo”, destacó Carlos Ranzani, director de Operaciones, quien resaltó el orgullo que significó para los colaboradores: “quedará asentado que, a partir de este momento, el sistema cambió. Y que la gente de TGN aportó lo suyo para que este cambio fuera posible.”

    Durante el mismo ejercicio, TGN creó la sociedad Gasoducto Vicuñas S.A.U. con el propósito de desarrollar un proyecto de abastecimiento de gas natural por ductos para la minería en las provincias de Salta, Jujuy y, eventualmente, Catamarca.

    El Programa de Gerenciamiento de Integridad ejecutó sus planes anuales, el de reemplazo de revestimientos originales sobre 19 kilómetros de ductos, el de pruebas hidráulicas sobre casi 70 kilómetros de cañerías en el sistema troncal Norte y las obras de adecuación en cruces en los ríos de las Piedras y Mojotoro, en Salta.

    Conectados con el ambiente

    En lo que respecta a la gestión de impactos ambientales directos sobre áreas de proyecto, y en el marco de las obras de Reversión del Gasoducto Norte, se siguieron lineamientos estrictos de gestión ambiental, considerando la mitigación y compensación de impactos.

    En la Planta Compresora La Carlota, se coordinó un plan de compensación ambiental con el objetivo de restaurar y recuperar el área natural afectada por la obra. Así es que se realizó la forestación de cinco ejemplares de árboles nativos por cada árbol o arbusto retirado, totalizando la implantación de 850 ejemplares de árboles autóctonos en áreas disponibles de la misma planta.

    En línea con la Ambición Climática, TGN busca asegurar la consistencia y la registración de los venteos de seguridad no programados de plantas compresoras. Su análisis permite discriminar causas y prever acciones para su disminución. Desde 2019 a 2024, se redujeron en un 80% la cantidad de venteos no programados.

    Asimismo, todas las acciones cumplen con el Indicador de Calidad Ambiental #1 “Control de la Emisión de Gases de Combustión” de la Resolución ENARGAS 818/19 y la legislación provincial en la materia, que reflejan estándares de la EPA (Agencia de Protección Ambiental de EE.UU). La campaña anual de medición (sobre NOx y CO) se realiza en “Invierno de Gas” y los resultados se presentan al ENARGAS mediante un protocolo específico. TGN cumple con este indicador de calidad ambiental sin desvíos en los últimos 20 años.

    Conectados con las personas

    La construcción de diálogos con la comunidad permitió una gestión responsable, integrada y orientada al largo plazo en los que la seguridad, el ambiente, la integridad siguieron siendo los pilares indeclinables de la compañía. En la provincia de Salta, se llevaron adelante, 15 obras de ingeniería, en zonas de alta complejidad, sin paralización de actividades.

    En su edición 2024, el Programa Cadena de Valor, se centró en la formación de proveedores de localidades cercanas al gasoducto GNEA (norte de la provincia de Santa Fe, Chaco y Formosa). Al abordaje de conocimientos sobre estrategia de negocios y administración basada en la gestión de proyectos, se procuró que conozcan el ecosistema del sector gasífero (producción, transporte y distribución), y los aspectos regulatorios más importantes.

    El Programa de Prevención de Daños de TGN, con alcance a todo el país, abarcó 119 talleres y charlas en los que participaron más de 1400 personas, entre maquinistas, bomberos voluntarios, agentes de seguridad, etc.

    A través de los programas educativos, Juntos, Club de Ciencias, TC2000 va a la escuela y el programa de visitas guiadas, entre otros, se logró alcanzar a 8560 alumnos, 330 docentes y 80 voluntarios de 15 provincias.

    En el plano interno, se realizaron 50 incorporaciones, las cuales el 80% se registraron en la Dirección de Operaciones, promoviéndose la incorporación de mujeres en roles que históricamente han sido ocupados por hombres. También en 2024, se presentó la Política de Diversidad e Inclusión, expresando el compromiso en la gestión diaria y en todas las actividades que se llevan adelante. Además, se diseñó un programa educativo que alienta la formación técnica en escuelas primarias y fomenta la educación superior técnica en secundarias, previsto a iniciase en 2025.

    Asimismo, el Centro de Transferencia de Conocimientos (CTC) desarrolló su programa anual de capacitación, con 11.287 horas de formación.

    Accedé al Reporte de Sustentabilidad

    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).

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    MEGSA-CAMMESA: 17,4 MMm3/día en la segunda Q de junio. PPP U$S 4,91

    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 16/06/2025 al 29/06/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

    Se recibieron 27 ofertas de productores por un volumen total diario de 17.400.000 metros cúbicos diarios a Precios Promedio Ponderados de U$S 3,94 y de U$S 4,91 por Millón de BTU, en el PIST y en el Gran Buenos Aires, respectivamente.

    Desde Neuquén se realizaron 8 ofertas por un total de 5.400.000 M3/día. Otras 3 ofertas fueron desde productores en Chubut y totalizaron 1.400.000 M3/día. Desde Tierra del Fuego se realizaron 6 ofertas por un total de 7.000.000 de M3/día. Otras 5 ofertas llegaron desde Santa Cruz, por un total de 2.000.000 de M3/día, y desde la cuenca Noroeste se realizaron 5 ofertas que sumaron 1.600.000 metros cúbicos díarios.

    Los precios PIST fueron desde U$S 3,94 hasta U$S 4,16 por MBTU, y los precios del gas puesto en el GBA fueron desde U$S 4,61 hasta U$S 5,11 el MBTU.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    YPF le traspasa a FOMICRUZ las áreas convencionales que opera en Santa Cruz

    YPF y Santa Cruz firmaron la cesión definitiva a FOMICRUZ, la empresa provincial de energía, de las áreas convencionales que la compañía opera en la provincia.

    La firma tuvo lugar en la Torre de YPF en Buenos Aires, y participaron el gobernador Claudio Vidal y el presidente de YPF, Horacio Marín, junto a otras autoridades.

    En la oportunidad Marín afirmó “Quiero agradecer al Gobernador y a su equipo de trabajo por la comprensión y el avance de esta negociación que fue ardua pero muy honesta respecto a las posiciones de cada una de las partes”. “De esta manera YPF viabiliza los activos en Santa Cruz para que la empresa provincial continue con el desarrollo de la industria convencional santacruceña y nuestra compañía pueda enfocarse en las áreas no convencionales en el marco de la estrategia 4×4” (de reestructuración de negocios de la compañía).

    Este acuerdo, indicó YPF, le da continuidad al Memorando de Entendimiento (MOU) de abril mediante la suscripción de los acuerdos definitivos de cesión de los bloques: 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 siguiente paso es la publicación del decreto provincial que ratificará el acuerdo.

    “De esta manera, la compañía avanza con uno de los pilares estratégicos del Plan 4×4 que, mediante un manejo activo de su portfolio y la asignación eficiente de sus recursos, busca transformar a YPF en una empresa de shale de clase mundial”, se puntualizó.

    Durante el encuentro, YPF también firmó el compromiso para desarrollar este año la exploración de dos pozos en las áreas “La Azucena” y uno en “Campamento Este” en la formación Palermo Aike, de la Cuenca Austral.

    Con 12.600 kilómetros cuadrados, Palermo Aike es la segunda formación en importancia a explorar luego de Vaca Muerta y se estima que podría tener recursos no convencionales por 10.000 millones de barriles equivalentes de petróleo.

    energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

    Apagón ibérico: cuando la alta política choca con las exigencias técnicas

    El gran blackout que afectó a España y Portugal a fines de abril, está directamente vinculado con dos aspectos fundamentales de la gestión del transporte de energía eléctrica: las necesidades y decisiones de la alta política y las necesidades técnicas del despacho. El corte, que desde la Argentina fue visto como un suceso para nada extraordinario, deja algunas enseñanzas: que el costo de la energía no generada es altísimo y que la transición energética no puede prescindir de una estructura técnica y normativa que acompañe la evolución y diversificación de la matriz de generación.

    El lunes 28 de abril de 2025, una súbita avería desencadenó un efecto dominó en las líneas de alta tensión que conectan la red española con Portugal y con Francia: en apenas cinco segundos salieron de servicio más de 15 gigavatios, se abrió la interconexión franco-española a las 12:33 y, mientras Madrid, Lisboa y Burdeos quedaban a oscuras, trenes, hospitales y aeropuertos pasaron a generadores de emergencia; Red Eléctrica de España y REN tardaron casi diez horas en restablecer el servicio, mientras técnicos europeos investigan si el disparo inicial obedeció a inestabilidad por sobrecarga de despacho de energía solar o si se trató de un fallo de protección en cascada que evidenció la fragilidad de la malla ibérica.

    Las investigaciones preliminares sobre el apagón, revelan que dicho evento fue el resultado de una secuencia de fallas encadenadas, cuyas consecuencias expusieron con crudeza ciertas vulnerabilidades estructurales del sistema eléctrico en un contexto de alta penetración de fuentes renovables.

    De acuerdo con una investigación del diario “ABC”, desde el palacio de la Moncloa —sede del Gobierno español— se ordenó forzar el uso de energías renovables semanas antes del corte de electricidad para intensificar el uso de energía renovable una semana antes del masivo apagón “para presentarse ante Europa como un país pionero” en este campo. El episodio afectó a 50 millones de personas, provocó pérdidas millonarias y dejó 8 víctimas.

    Según publicó el diario ABC, citando a fuentes cercanas al gobierno, el presidente del Gobierno español, Pedro Sánchez, fue quien ordenó al operador nacional de energía, Red Eléctrica, intensificar el uso de energía renovable una semana antes del masivo apagón “para presentarse ante Europa como un país pionero” en este campo.

    Esto para cumplir el plan consensuado con Bruselas de la Administración de llevar adelante una transición energética para que, en el 2023, el 81% de la electricidad en España provenga de fuentes renovables (actualmente, la energía verde representa el 56% del total).

    El incidente

    La pérdida súbita de generación, se manifestó en al menos tres incidentes registrados en el sur y suroeste de la península. Uno de estos cortes, particularmente significativo, tuvo lugar apenas 19 segundos antes del colapso generalizado, lo que refleja la extrema fragilidad de la situación previa al apagón. Esta pérdida abrupta de potencia provocó una caída brusca de la frecuencia del sistema de 50hz, lo cual, a su vez, activó los mecanismos automáticos de protección, conduciendo a la desconexión de la interconexión eléctrica con Francia.
    Cabe señalar que en los sistemas eléctricos con frecuencia nominal de 50 Hz, el rango seguro de operación se sitúa entre 49,8 y 50,2 Hz, mientras que la zona de alerta se extiende entre 49,5 y 49,8 Hz por debajo, y 50,2 a 50,5 Hz por encima.
    Cuando la frecuencia cae por debajo de 49 Hz o supera los 51 Hz, se ingresa en un umbral de emergencia, donde se activan mecanismos automáticos de protección. Si la frecuencia continúa descendiendo y alcanza valores entre 48,5 y 48 Hz, el sistema puede entrar en riesgo de colapso total, aunque el punto exacto de quiebre depende de la arquitectura y la resiliencia específica de cada red.

    Es posible que la elevada participación de las energías renovables contribuyó a exponer debilidades técnicas latentes. Entre estas, destacan dos en particular. En primer lugar, la ausencia de inercia rotacional, propia de las centrales térmicas o hidráulicas, ya que las plantas solares y eólicas conectadas mediante inversores no aportan masa rotante al sistema. En segundo lugar, la desconexión automática de los inversores, que, ante variaciones de frecuencia o tensión fuera de rango, están programados para retirarse del sistema como medida de autoprotección. Esta conducta, aunque comprensible desde un punto de vista técnico individual, puede resultar catastrófica si se produce de manera simultánea a gran escala.

    Responsabilidades

    La paranoia europea dejó deslizar de entrada la posibilidad de un hackeo ruso. El portal militar estadounidense SOFREP se preguntó expresamente “¿Pudo Rusia estar detrás de esto?” al comparar el corte con los ciberataques de Sandworm en Ucrania; poco después el tabloide británico Express —recogido por HuffPost— citó a los colectivos prorrusos Dark Storm Team y NoName057, que en Telegram y X llegaron a atribuirse la caída de la red española y portuguesa. Paralelamente, verificadores detectaron una campaña de desinformación que difundía montajes de supuestas noticias de The Independent y France 24 donde se culpaba a Moscú para socavar el apoyo europeo a Ucrania. Sin embargo, la línea oficial ha sido la contraria: Red Eléctrica y REN afirmaron no hallar indicios de intrusión, y el operador español reiteró ante la BBC que el fallo no obedeció a un ciberataque; el Centro Nacional de Ciberseguridad investigó la hipótesis, pero Portugal y la Comisión Europea la consideraron infundada, posición refrendada por el Foro Económico Mundial al resumir los resultados preliminares.

    La oposición acusó directamente a Pedro Sánchez del apagón responsabilidad directa en el gran apagón, pero el episodio ha abierto un frente político en el que se cruzan reproches y defensas. El día después del apagón, con el 99 % del suministro restablecido, Pedro Sánchez exigió “todas las responsabilidades pertinentes a los operadores privados” y convocó a Red Eléctrica (REE) y a las grandes eléctricas en La Moncloa. Desde entonces, la posición oficial del Gobierno es que el origen exacto sigue bajo pesquisa —una comisión europea entregará conclusiones preliminares en unos seis meses— y que “no se descarta ninguna hipótesis”.
    La oposición y parte del sector energético replican que la política de infra-inversión en resiliencia y la acelerada transición verde sí son responsabilidad del Ejecutivo. Dirigentes empresariales recuerdan que REE, operador del sistema y un 20 % propiedad del Estado, está presidido por Beatriz Corredor, exministra socialista nombrada por Sánchez; a su juicio, la red “se gestionaba al límite de sus parámetros técnicos” y el apagón era previsible. Medios británicos afines a ese discurso deslizaron incluso que el Gobierno habría probado la capacidad de la red con un “experimento” de sobrecarga renovable, versión que Bruselas no ha corroborado y que el Ministerio para la Transición Ecológica calificó de “totalmente falsa”.

    Energía no suministrada

    El costo de la energía no suministrada (ENS) constituye una estimación económica del perjuicio que experimentan los usuarios del sistema eléctrico cuando, por diversas razones, se interrumpe el suministro. Su propósito esencial es cuantificar el valor económico y social de aquella electricidad que, debido a fallas, apagones o desconexiones, no llega efectivamente a consumirse. En lugar de representar un costo técnico o contable, el ENS refleja una valoración económica del impacto real que dicha interrupción genera sobre la actividad de los usuarios, entendiendo por ello una pérdida tangible de bienestar, productividad o ingresos.

    No se trata, por tanto, del precio que se paga por la energía, sino del valor que ésta tiene en términos de su utilidad. El cálculo del ENS se construye a partir de tres variables fundamentales. En primer lugar, se considera la cantidad de energía no suministrada, expresada habitualmente en kilovatios hora (kWh) o megavatios hora (MWh). Por ejemplo, si una planta industrial que demanda 10 MW por hora sufre un corte total de una hora, la energía no suministrada asciende a 10 MWh.

    En segundo término, se estima el valor unitario del ENS, que se expresa en dólares o euros por kWh. Este valor representa la pérdida económica por cada unidad de energía no entregada y varía en función de múltiples factores: el tipo de usuario (residencial, comercial, industrial, hospitalario), la naturaleza de la actividad afectada y la existencia o no de medios de respaldo (como generadores autónomos o sistemas de almacenamiento). Dicha estimación puede provenir de encuestas, análisis sectoriales o modelos de simulación de interrupciones productivas.