Con el frío la energía volvió al centro de la escena. Ante un sistema tensionado por años de desinversión, el Gobierno desplegó en mayo una secuencia de medidas que conforman una narrativa estratégica: expandir la red eléctrica, ampliar la capacidad gasífera, capitalizar el superávit energético de Vaca Muerta y redireccionar los subsidios para sostener la disciplina fiscal. El objetivo: convertir la abundancia de recursos en confiabilidad de suministro sin resignar equilibrio macroeconómico.

A pesar del mentado cambio climático y del calentamiento global, los días con menos de 5º llegaron en mayo al Conurbano bonaerense con puntualidad inglesa. Ese frío, combinado con la herencia de años de escasa inversión, convirtió al sistema energético en el centro de la agenda pública. En las últimas tres semanas, cuatro anuncios oficiales delinearon la respuesta del país a ese doble desafío: expandir la red eléctrica, desahogar un gasoducto clave, capitalizar el auge productivo de Vaca Muerta y reorientar los subsidios para que la factura pública no derroche recursos en piletas climatizadas.

La secuencia de decisiones no es casual. El Gobierno la presenta como un arco narrativo que va desde la generación hasta el consumo final, con la macroeconomía como telón de fondo. Primero, elevar la capacidad de transporte eléctrico para que la oferta, cada vez más nutrida por renovables y por usinas a gas, llegue sin interrupciones a los grandes centros de carga. Segundo, ampliar el gasoducto Perito Moreno —ex Néstor Kirchner— para que el gas de Neuquén fluya con menos restricciones. Tercero, celebrar el superávit comercial que Vaca Muerta ya genera y que promete engrosar las reservas del Banco Central. Y, finalmente, ajustar los subsidios residenciales de modo que la disciplina fiscal acompañe esa expansión física del sistema.

Más kilómetros,menos cuello de botella

El 29 de mayo la Casa Rosada presentó el Plan Nacional de Obras Prioritarias en Transporte Eléctrico, la mayor ampliación de la red de alta tensión en casi dos décadas. El programa suma 5.610 km de nuevas líneas (38 % sobre la malla existente) y diecisiete estaciones transformadoras, con una inversión estimada en US$ 6 600 millones que correrá a cargo de concesionarios privados bajo un modelo “construir–operar–mantener”. “Las líneas crecieron solo 8 % en diez años frente a una demanda que lo hizo al 20 %; el resultado es un sistema fatigado y vulnerable”, admitió el vocero Manuel Adorni al presentar la iniciativa. Entre las obras sobresale el corredor 500 kV Puerto Madryn–Choele Choel–Bahía Blanca, pasarela imprescindible para que los parques eólicos patagónicos aporten su energía al Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). También figuran las interconexiones internacionales con Bolivia, Paraguay y, por primera vez, Tierra del Fuego, que quedará enlazada al SADI mediante un enlace submarino de 250 km.

El diseño del plan ilustra la lógica de “generación donde hay recurso, consumo donde vive la gente”. Las líneas Vivoratá–Plomer y Plomer–O’Higgins cerrarán el anillo bonaerense, mientras la traza Rodeo–Chaparro–La Rioja Sur blindará el Noroeste ante los saltos de demanda agrícola en estaciones de bombeo y riego. A la vez, tres campos estáticos de compensación (STATCOM) suavizarán la tensión en nodos críticos, reduciendo la probabilidad de apagones masivos como el de diciembre de 2022. El peaje a pagar por los usuarios será escalonado y comenzará a devengarse recién cuando cada obra entre en servicio, un guiño a la sensibilidad inflacionaria.

Cuello de botella

Energía Argentina (Enarsa) finalmente abrió la licitación para duplicar la capacidad de transporte del gasoducto troncal Perito Moreno, 570 km de caños que parten de Tratayén, en Neuquén, y desembocan en la red troncal del Gran Buenos Aires. El pliego, reservado a oferentes nacionales e internacionales, prevé cinco nuevas plantas compresoras, con lo que el ducto pasará de 26 a 40 millones m³/día. El contrato adjudicará la operación por quince años antes de revertir los activos al Estado y fija el 7 de julio como fecha límite para recibir propuestas. Enarsa calcula ahorros de hasta US$ 500 millones anuales en importaciones de GNL y un colchón adicional de gas para atravesar los picos de consumo invernal sin cortes industriales. “Sin caño no hay exportación”, recordó un funcionario, al aludir a la hoja de ruta que proyecta ventas firme de gas a Chile, Brasil y Uruguay a partir de 2027.
La ampliación llega en un momento oportuno: en 2024, la demanda residencial invernal alcanzó picos de 170 millones m³/día, muy por encima de la oferta domesticada por el programa Plan Gas AR. El tramo extra de 14 MMm³/día se convertirá, así, en la primera señal concreta de la estrategia de iniciativa privada que el presidente Javier Milei impulsa para descomprimir el gasto público y atraer capitales al midstream. Con un tipo de cambio competitivo y un precio del gas regulado al alza, las compañías productoras ven en el proyecto un vector de monetización que corre en paralelo al sueño mayor: licuar el excedente en plantas de LNG y venderlo al Atlántico norte.

La geología paga dividendos

Las tuberías se expanden porque la roca lo exige. Vaca Muerta, la joya no convencional de la cuenca neuquina, cerró abril con 442.200 barriles diarios de petróleo (+21,7 % interanual) y 69,3 millones m³/día de gas (+7,3 %), empujando la producción nacional a 739.700 bbl/d y 136,7 MMm³/d, respectivamente. Esa oleada permitió que la balanza energética registrara un superávit de US$ 573 millones en abril y US$ 2.684 millones en el primer cuatrimestre, cifras que contrastan con los déficits estructurales de la década pasada. El Ministerio de Economía proyecta un saldo positivo de hasta US$ 8.000 millones en 2025 si se materializan las obras de transporte y se estabilizan los precios internacionales. «De promesa geológica pasamos a ancla macroeconómica», se entusiasma un informe interno de la Secretaría de Energía.

Los beneficios trascienden la caja del Tesoro. El aumento de regalías ha generado un efecto derrame: Neuquén recaudó ARS 44.000 millones en los primeros cuatro meses del año, un 30 % real más que en 2024, y usará parte de esa renta para financiar parques solares en Añelo y ampliar la red de fibra óptica provincial. A escala nacional, el superávit afloja la presión sobre las reservas del Banco Central y le concede al Ejecutivo un argumento sólido en la renegociación del programa con el FMI: el país comienza a pagar sus importaciones energéticas con su propia producción.

Subsidios bajo la lupa

Con los ingresos energéticos en alza, el Estado se propone concentrar el gasto en los hogares que realmente lo necesitan. El 27 de mayo la Secretaría de Energía oficializó la extensión a todo el país de la exclusión automática de countries, barrios cerrados y urbanizaciones premium del régimen de subsidios eléctricos y gasíferos. La medida, que ya inhabilitó a 15.500 usuarios del AMBA —el 44 % de los cuales se había autodeclarado de ingresos bajos—, ahorrará $3.000 millones anuales y se implementará mediante georreferenciación de catastros, registros de expensas y consumos “inusuales” (piletas climatizadas, bombas de riego). Los afectados podrán impugnar la decisión en la aplicación Mi Argentina, pero deberán acreditar vulnerabilidad económica. “La energía cuesta, y quien pueda pagarla debe hacerlo”, sintetizó Adorni.

Más allá del impacto fiscal, la segmentación busca enviar señales de precio a la demanda de altos ingresos —que llegó a consumir hasta el triple del promedio nacional— y liberar recursos para sostener la tarifa social, cuyo universo ronda los seis millones de usuarios. También es un requisito tácito del FMI para el desembolso de la próxima cuota del acuerdo de facilidades extendidas. Según el IIEP (UBA-Conicet), los subsidios energéticos cayeron 66 % interanual real en abril y explican gran parte del superávit primario acumulado. Para los inversores, la señal es doble: el Estado limpia su balance y, al mismo tiempo, deja espacio tarifario para que transportistas y distribuidoras retribuyan capital sin shockear a los sectores vulnerables.

Una partitura común

Leídas en conjunto, las cuatro decisiones revelan una partitura coherente: más cables para que circule la electricidad, más caño para llevar el gas que la respalda, más hidrocarburos para exportar o desplazar importaciones, y menos subsidios indiscriminados que vacíen la arcas públicas. Todas comparten, además, un denominador financiero: el Estado habilita la inversión privada y reserva su esfuerzo fiscal para los tramos donde la rentabilidad social supera a la económica. El invierno 2025 pondrá a prueba la orquesta completa. Si las temperaturas repiten la frialdad de este mayo y el sistema responde sin sobresaltos, el Gobierno habrá ganado algo más que grados Celsius de confort: habrá demostrado que la política energética, bien armonizada, puede ser también una política de crecimiento y de disciplina monetaria.

Listado de obras de urgente y prioritaria ejecución

•AMBA I
•AMBA II + STATCOM Rodríguez (Buenos Aires)
•Línea 500 kV Vivoratá – Plomer (Buenos Aires)
•Línea 500 kV Plomer – O´Higgins (Buenos Aires)
•Línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel (Río Negro) – Bahía Blanca (Buenos Aires)
•ET Comodoro Rivadavia Oeste 500/132 kV – 450 MVA (Chubut)
•Alternativa ESTE Línea 500 kV Río Santa Cruz – Puerto Madryn
•Alternativa OESTE Línea 500 kV CH Kirchner – Futaleufú – Piedra del Águila (Santa Cruz, Chubut y Neuquén)
•Línea 500 kV Río Diamante (Mendoza) – Charlone – O´Higgins (Buenos Aires)
•Línea 500 kV Rodeo – Chaparro – La Rioja Sur
•Línea 500 kV Malvinas – San Francisco (Córdoba) – Santo Tomé (Corrientes)
•Et El Espinillo 500/132 kV (Formosa)
•Línea 500 kV Lavalle – Chumbicha (Catamarca)
•Línea 500 kV Chaparro – Antofagasta de la Sierra (Catamarca) – Punta – Cobos (Salta)
•Línea Interconexión Internacional 500 kV Yaguaca (Bolivia) – Salvador Mazza (Salta) – San Juancito (Jujuy)
•Línea Interconexión Internacional 500 kV Villa Hayes (Paraguay) – Formosa
•Línea Interconexión 500 kV Santa Cruz – Tierra del Fuego

Desde la voladura de los gasoductos Nordstream, Europa atraviesa una crisis estructural de abastecimiento energético. Sin embargo, no ha volcado inversiones decisivas en el desarrollo de Vaca Muerta. El contraste con el frustrado proyecto con la malaya Petronas, dispuesta a financiar infraestructura de licuefacción en 2024, revela una paradoja geoeconómica profunda. Más allá del potencial del recurso, pesan la falta de previsibilidad macroeconómica, el desinterés estratégico de Bruselas, las limitaciones logísticas argentinas y el alineamiento atlántico que condiciona toda apuesta energética europea. En el tablero global del gas, la “seguridad energética” pesa más que la abundancia.

Tras la suspensión del suministro de gasoductos rusos —que en 2021 representaban el 40 % del abastecimiento de la Unión Europea—, Bruselas emprendió una estrategia de diversificación acelerada, pero sobre bases pragmáticas.
La prioridad fue asegurar el suministro con socios confiables, predecibles y ya integrados en el mercado mundial de GNL. Así, Estados Unidos emergió como principal abastecedor desde 2022, seguido por Qatar, con contratos a largo plazo y una capacidad de expansión sólida. A ellos se suman Noruega (con gasoductos consolidados) y proveedores del norte de África como Argelia, Egipto y Nigeria, que gozan de proximidad mediterránea.

El Viejo Continente sigue urgido en diversificar sus fuentes de gas natural licuado (GNL), pero continúa apostando a proveedores tradicionales y omite una oportunidad que, sobre el papel, parecería incuestionable.

La pregunta clave es: ¿por qué, en un contexto de urgencia energética tras el corte del suministro ruso, Europa no ha volcado inversiones decisivas en Vaca Muerta, una de las mayores reservas de gas no convencional del mundo? El interrogante revela una paradoja estratégica que, más allá de su aparente simplicidad, responde a factores geoeconómicos, políticos y logísticos profundamente estructurales.
Nada impide técnicamente que Europa invierta en infraestructura argentina. El capital existe. La tecnología también. Las empresas operan en el país y conocen el potencial del recurso. Pero no lo hacen. ¿Por qué? Porque hacerlo implicaría construir una vía energética independiente de EE. UU., negociar con un socio periférico sin integración plena al sistema atlántico y aceptar un riesgo soberano que escapa a los manuales del mercado europeo.

Además, la Argentina no forma parte del entramado estratégico de seguridad energética de la OTAN o la UE. En los hechos, es vista como un proveedor potencial, pero remoto, inestable y no alineado.
Públicamente, los observadores de la geopolítica de la energía reproducen el discurso estándar: Argentina tiene inseguridad jurídica, falta de credibilidad macroeconómica y sus políticas desalientan inversiones. Adicionalmente, agregan que carece de una infraestructura de licuefacción operativa a escala exportadora, no posee buques metaneros propios ni contratos de largo plazo firmes, en fin.
El discurso público tiene buena parte de verdad: Argentina ofrece una constelación de obstáculos que minan cualquier posibilidad de comprometer capitales a largo plazo: controles de capital que dificultan la repatriación de dividendos, volatilidad normativa con cambios frecuentes en las retenciones y condiciones de exportación, una historia reciente de defaults y nacionalizaciones, y una inestabilidad política que reconfigura prioridades estratégicas con cada nuevo gobierno.
No obstante, algunas energéticas europeas mantienen sus posiciones desde hace décadas.
En consecuencia, los capitales europeos que operan en el país prefieren un enfoque de bajo riesgo: extraer valor a través de operaciones existentes, sin comprometerse con megaproyectos como plantas de licuefacción o infraestructura portuaria para exportación de GNL.
Por otra parte, el alineamiento atlántico condiciona las apuestas estratégicas. Desde 2022, la dependencia energética y militar de Europa respecto de Estados Unidos se ha profundizado, particularmente tras la guerra en Ucrania. En este nuevo marco, ningún actor europeo relevante quiere arriesgarse a comprometerse con un proyecto geoeconómico como un hub argentino de GNL sin el aval explícito de Washington.
El caso del frustrado proyecto de planta de licuefacción YPF-Petronas, que se desmoronó en 2024, es ilustrativo. Pese a su potencial transformador, el plan no contó con respaldo financiero occidental, y las tímidas exploraciones hacia financiamiento asiático fueron desalentadas por presiones indirectas. Europa, claramente, no va a confrontar con EE. UU. por un gasoducto argentino si ya tiene garantizado el suministro norteamericano.

Lógica extractiva, no estratégica

Empresas francesas, alemanas y noruegas están presentes desde hace décadas en la Argentina y, más recientemente, en Vaca Muerta. Sin embargo, sus operaciones son relativamente limitadas. Operan como socios minoritarios, principalmente en proyectos destinados al consumo interno argentino, con precios regulados y márgenes acotados. En el mejor de los casos, se orientan al petróleo de exportación, más sencillo de monetizar.
Estas compañías no controlan el midstream (gasoductos troncales) ni el downstream (terminales de exportación). Su rol se restringe al upstream —la extracción— sin asumir los riesgos financieros ni regulatorios de desarrollar infraestructura a gran escala.

Sin acceso ni control sobre la logística exportadora, no existen incentivos económicos suficientes para invertir miles de millones en instalaciones cuya rentabilidad dependería de regulaciones imprevisibles.

Las limitaciones logísticas estructurales

Argentina carece, aún, de las condiciones materiales necesarias para exportar GNL a escala global. Para ello, debería construir una o más plantas de licuefacción —como la proyectada en Bahía Blanca—, desarrollar puertos de aguas profundas aptos para recibir buques metaneros de gran calado y suscribir contratos de abastecimiento a 20 años con compradores firmes. Ninguno de estos pilares está actualmente garantizado: el Estado no los financiará y, al parecer, los privados tampoco, o se limitarán a proyectos de pequeña escala.
Europa, cuya política energética privilegia contratos seguros y estabilidad jurídica, no asumirá el riesgo de financiar toda la cadena exportadora sin condiciones mínimas de previsibilidad macroeconómica, infraestructura y alineamiento estratégico.
La aparente paradoja se disipa al mirar en detalle: Europa no invierte decididamente en Vaca Muerta porque Argentina, a pesar de su potencial geológico, no ofrece las condiciones políticas, económicas ni logísticas para convertirse en un proveedor confiable de GNL. Las reservas existen, pero la falta de infraestructura, la inestabilidad normativa, la presión geopolítica y la ausencia de una visión estratégica integral alejan a los capitales europeos de compromisos estructurales. En un mundo donde la energía es también poder, la confiabilidad —más que la abundancia— define quién entra al mapa de los proveedores globales.

Como contrapartida a las posiciones europeas, Vaca Muerta, genera fuerte interés en Estados Unidos. Una muestra fue la reciente visita del exsecretario de Energía de Donald Trump, Chris Wright, a la embajada argentina en Washington, donde participó de una mesa de trabajo organizada junto al Council for a Secure America (CSA).

En el encuentro, que reunió a 23 empresas del sector —como Continental Resources y Valero Energy—, se destacó el potencial energético argentino, la productividad de Vaca Muerta y las reformas económicas de Javier Milei, en particular el régimen RIGI y el avance hacia la liberalización cambiaria.

El embajador Alec Oxenford subrayó que la energía es un eje prioritario en la relación bilateral y resaltó el rol estratégico de las empresas tecnológicas estadounidenses en el desarrollo del sector no convencional.

También se abordaron proyectos de infraestructura clave para potenciar las exportaciones de gas y petróleo.
Wright, con antecedentes en Liberty Energy y en el sector de energía nuclear, fue invitado a visitar la Argentina para profundizar la cooperación. Un día antes, la embajada también promovió inversiones en un desayuno encabezado por Susan Segal del Council of the Americas, con la participación de grandes firmas globales interesadas en el país.

A través del Decreto de Necesidad y Urgencia 370/2025 el gobierno nacional se prorrogó el plazo para completar la ejecución de una serie de medidas de política energética, en particular las referidas al tema de los subsidios tarifarios, que tiene diseñadas, y de hecho fueron preanunciadas el año pasado.

En la parte resolutiva el decreto ahora oficializado volvió a prorrogar la emergencia del Sector Energético Nacional, declarada por el Decreto 55/2023 y prorrogada por el Decreto 1023/2024, en lo que respecta a los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal y de transporte y distribución de gas natural, ahora hasta el 9 de julio de 2026, y con el alcance previsto en los decretos precitados.

Asimismo, el gobierno prorrogó la intervención del ENRE y del ENARGAS, organismos descentralizados en el ámbito de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, también hasta el 9 de julio de 2026, “o hasta que se encuentre constituido y en funcionamiento y designados los miembros del Directorio del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, creado por la Ley de Bases 27.742, lo que ocurra primero”.

El D-370 también estableció una prórroga del “Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados” establecido en el Decreto 465/2024, hasta el 9 de julio de 2026, “a fin de que la Secretaría de Energía continúe dictando todos los actos que se requieran para la reestructuración (a la baja) del régimen de subsidios a la energía” , y para definir los (nuevos) mecanismos de asignación y percepción de los subsidios por parte de los usuarios.

En el artículo 4 del D.370 el gobierno central “invita a las provincias a coordinar con la S.E. las acciones de emergencia necesarias para asegurar la prestación de los servicios de distribución de electricidad que correspondan a su jurisdicción, así como la aplicación de las medidas que resulten de la reestructuración de los subsidios”.

“El Jefe de Gabinete de Ministros efectuará las modificaciones presupuestarias que resulten necesarias para la implementación de lo establecido en este decreto”, se puntualizó en el texto de la norma.

En los considerandos del nuevo decreto de prórroga el gobierno se remitió a que “basándose en lo establecido en el Decreto 70/23, por el Decreto 465/24 se determinó la reestructuración de los regímenes de subsidios a la energía de jurisdicción nacional, con el fin de asegurar una transición gradual, ordenada y previsible hacia un esquema que permita: (i) trasladar a los usuarios los costos reales de la energía; (ii) promover la eficiencia energética y (iii) asegurar a usuarios residenciales vulnerables el acceso al consumo indispensable de energía eléctrica, gas por redes y gas envasado”.

Y recordó que por el mismo decreto 465 “se estableció un Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados” desde el 1º de junio hasta el 30 de noviembre de 2024, con posibilidad de prórroga por un plazo de SEIS (6) meses”.

“Tal facultad fue ejercida mediante la Resolución de la S.E. 384/24 por la que se prorrogó dicho Período de Transición hasta el 31 de mayo de 2025”.

Con posterioridad, el gobierno de Javier Milei sostuvo que “ante la gravedad de la herencia institucional, económica y social en lo que respecta al Sector Energético Nacional, y la necesidad de dar respuestas graduales y previsibles para los usuarios, mediante el Decreto 1023/24 se prorrogó la emergencia del Sector Energético Nacional hasta la misma fecha establecida por la Ley 27.742 (Bases), es decir, hasta el 9 de julio de 2025”.

En los últimos meses los entes reguladores completaron la Revisión Quinquenal de las Tarifas (RQT) y desde el 1° de mayo de 2025 rigen los nuevos cuadros tarifarios para las concesionarias de transporte y distribución de energía eléctrica de jurisdicción federal y las licenciatarias de transporte y distribución de gas natural. También avanzó en la “readecuación de los precios del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST)”.

El gobierno señaló que “dicho proceso tuvo por objetivo eliminar progresivamente los subsidios generalizados y lograr mayores niveles de cobertura de los precios que resultan de los contratos de abastecimiento vigentes celebrados en el marco del mencionado Plan Gas.Ar, a la par de mantener la protección de los usuarios que necesitan ayuda para pagar la factura del servicio conforme a su nivel de ingresos”.

También en los considerandos del DNU 370/2025 se hace referencia a que “en materia de subsidios, mediante las Resoluciones de la S.E. 90/24 y 91/24 se fijaron los topes a los volúmenes de consumos subsidiados tanto para electricidad como para gas, en todas las categorías y segmentos residenciales, y se estableció el porcentaje de bonificación que reciben los usuarios categorizados en los Niveles 2 y 3, respectivamente, respecto de los precios PIST y PEST que pagan los usuarios del Nivel 1.

Que a principios de 2025 tales porcentajes de descuento fueron equiparados para los servicios de gas natural y electricidad mediante las Resoluciones de la S:E: 24/25 y 36/25.

Asimismo, “que mediante la Resolución 90/24 y la Resolución 91/24, ambas de la S.E. se puso fin a las inscripciones masivas en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) que se habían realizado hasta entonces, conforme a la Resolución 631/2022.

Al respecto, el gobierno señala en los considerandos del nuevo DNU (370) que “de acuerdo con el Informe Técnico del 22 de mayo de 2025 la S.E. (Subsecretaría de Transición y Planeamiento, a través de la eliminación del mecanismo de inclusión automática en el RASE se identificaron 1.590.964 hogares que estaban categorizados en el Nivel 2 – Bajos Ingresos, recibiendo subsidios que no habían solicitado”. Y que hacia fines de 2024 se identificaron 370.008 solicitudes de inscripción en el RASE, cuyos titulares se encontraban fallecidos.

“Todo ello resultó en que, a partir de una adecuada focalización, 666.269 usuarios de electricidad y 306.409 usuarios de gas natural por redes, categorizados inicialmente en el Nivel 2, pasaran a integrar las otras dos categorías”, señaló el DNU-370.

Y se puntualizó entonces que “para atender los errores de exclusión, mediante la Resolución la S.E. 218/25 se aprobó los lineamientos y la metodología “Para la Revisión de la categorización asignada en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE)”, aplicable a la evaluación de las solicitudes de revisión del nivel de subsidio asignado en el RASE para todo usuario que inicie el trámite por medio de la plataforma Trámites a Distancia (TAD)”.

El Gobierno argumena que “en materia de subsidios, resulta necesario continuar con las evaluaciones ordenadas por el Decreto 465/24 e instruidas por la Resolución de la S.E. 218/25, tendientes a revisar los criterios de inclusión y exclusión; mejorar las fuentes de información sobre los niveles de ingresos y las manifestaciones patrimoniales de riqueza; y simplificar la administración del subsidio”.

También “revisar periódicamente los volúmenes de consumo máximo a subsidiar y de los porcentajes de los descuentos sobre el componente Energía; y fomentar la adquisición progresiva de hábitos de consumo eficiente por parte de los usuarios. Todo ello, a fin de asegurar que los recursos públicos sean efectivamente destinados a los que verdaderamente necesitan la ayuda”.

El Decreto remarca que “resulta conveniente que el paso de un régimen generalizado de subsidios que comprende un universo de casi diez millones (10.000.000) de hogares a un esquema focalizado sea realizado gradualmente, a fin de asegurar una implementación eficaz y, sobre todo, para dar observancia a los criterios de rigor, prudencia, gradualidad y previsibilidad señalados por la Corte Suprema de Justicia de la Nación”.

El secretario ejecutivo de OLADE, Andrés Rebolledo, destacó que el 75 % del gas consumido en América del Sur proviene de producción local y que se espera que este recurso siga representando alrededor del 20 % de la matriz energética para el año 2050, incluso en escenarios de neutralidad de carbono, en el contexto de la transición energética global.

En este marco, destacó la relevancia estratégica del gas natural para la integración y el desarrollo económico del Cono Sur, e hizo un llamado a promover una industria gasífera con una menor huella de carbono, fundamentada en la trazabilidad, la innovación tecnológica y la cooperación entre el sector público y privado.

Las declaraciones de Rebolledo tuvieron lugar durante una reunión organizada en Buenos Aires por el CAF -banco de desarrollo de América Latina y el Caribe- y la Organización Latinoamericana de Energía, centrado en el futuro del gas natural en los países del Mercosur y Chile.

Esa jornada coincidió con el cierre de la segunda fase del Proyecto Regional de Integración Gasífera, que se enfocó en las proyecciones de oferta y demanda de gas natural a medio y largo plazo, y fue precedida de sesiones de trabajo que buscaron avanzar el proceso de diálogo y consenso entre los seis países, a nivel público y privado.

El evento reunió a representantes de gobiernos, empresas del sector energético y organismos internacionales, con el fin de fortalecer un espacio de diálogo técnico sobre la importancia del gas natural en la seguridad energética regional y su rol complementario en la transición hacia fuentes de energía más sostenibles.

La sesión inaugural fue liderada por Jorge Srur, gerente regional sur de CAF; Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de OLADE; Ernesto López Anadón, presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG); y Federico Veller, Subsecretario de Combustibles Líquidos de la Secretaría de Energía de Argentina.

El Gerente Regional Sur de CAF, reafirmó el compromiso de la organización con una transición energética que sea justa y factible, destacando logros conjuntos como el Observatorio del Metano y el financiamiento de proyectos estratégicos, como el Gasoducto Norte en Argentina.

Ernesto López Anadón, presidente del IAPG, mencionó que la integración regional del gas tuvo su origen en el sector privado y que, gracias a recursos como Vaca Muerta, hoy existen condiciones tangibles para avanzar hacia una integración estructural.

A su vez, el subsecretario Federico Veller enfatizó los recientes avances regulatorios, el récord de exportaciones de gas y la proyección energética nacional que abarca más de 60 años, subrayando que el éxito de la integración dependerá de contratos robustos, certidumbres jurídicas y una visión compartida a nivel regional.

Entre los hallazgos del estudio presentado, se estima un aumento en la demanda total de gas natural en el Cono Sur entre 2025 y 2040. Según los diferentes escenarios analizados, las tasas de crecimiento en la demanda gasífera eléctrica aumentan incluso en distintos escenarios de penetración de las energías renovables.

En el caso de la licuefacción y la producción de urea, se identificaron proyectos incrementales que se suman a los ya anunciados para los próximos años, algunos de los cuales dependen de posibles nuevas trazas de gasoductos.

En cuanto a Uruguay, las proyecciones muestran una demanda baja, principalmente debido a procesos industriales que presentan poca flexibilidad para adaptarse a nuevas tecnologías.

En lo que respecta a la oferta de gas, regionalmente se ven proyecciones de crecimiento consolidadas de más del doble de la producción total actual para el año 2040, dado el éxito de desarrollo de las formaciones argentinas y brasileñas.

El estudio destaca además un crecimiento continuo en la generación renovable, lo que refuerza su competitividad y subraya la necesidad de expandir las interconexiones eléctricas como herramientas cruciales para optimizar el uso eficiente de los recursos energéticos.

El plan original preveía un ritmo lento para recuperar esa producción, a lo largo de un año y medio, con aumentos mensuales de 137.000 bd desde abril,
La alianza OPEP+ aumentará su producción de petróleo en julio en 411.000 barriles diarios (bd), con la intención de revertir los recortes voluntarios, pese a presionar a la baja los precios del crudo.

Se trata de un tercer incremento consecutivo en esa cantidad, lo que eleva el total restituido en apenas cuatro meses a 1,37 millones de barriles diarios (mbd), más de la mitad de los 2,2 mbd que se busca devolver al mercado.

El plan original preveía un ritmo lento para recuperar esa producción, a lo largo de un año y medio, con aumentos mensuales de 137.000 bd desde abril, pero esos ocho países dieron la sorpresa al triplicar para mayo y junio ese volumen, una decisión que volvieron a adoptar este sábado.

Según los analistas, en el sector reina una visión más pesimista ante el incierto impacto en la economía mundial de múltiples conflictos, desde la guerra comercial desatada por Estados Unidos con su política arancelaria hasta la situación en Medio Oriente y el conflicto Rusia /Ucrania. Así las cosas, los aumentos de la OPEP+ acentúan los temores a un exceso de la oferta y presionan a la baja los precios.

Tras retroceder cerca del 15% en mayo y llegar incluso a perder brevemente la barrera de los 60 dólares, cayendo a su nivel más bajo en cuatro años, el barril de Brent, referente para Europa, terminó el viernes por debajo de los 64 dólares.
La reunión también abordó, según los analistas, los reiterados incumplimientos de las cuotas por parte de algunos miembros como Kazajistán e Irak.

En el comunicado de la reunión se menciona que los ocho países ratificaron “su intención de compensar plenamente cualquier volumen producido en exceso desde enero de 2024”.

Según algunos analistas, el endurecimiento del ritmo de aumentos responde en parte a un intento saudí de hacer valer su influencia y exigir mayor disciplina interna.

La próxima reunión del grupo, que evaluará la producción de agosto, tendrá lugar el 6 de julio.

Los precios de las naftas y gasoils que comercializa YPF, la marca de mayor participación en el mercado local, registraron una suba de entre 1,3 y 1,5 % a partir del 1 de junio.

A modo de referencia cabe detallar que los nuevos precios por litro en estaciones de servicio ubicadas en la Ciudad de Buenos Aires son: Nafta Súper $ 1.186; Infinia Nafta $ 1.405; Diesel 500 (común) $ 1.191; y el Diesel Infinia $ 1.375.

El incremento resulta de la aplicación de una suba parcial (resta una actualización mayor que viene siendo postergada) del componente impositivo (ICL y CO2) que se aplica sobre los combustibles.

En el curso de mayo YPF aplicó una baja de 4 por ciento en estos combustibles como consecuencia de la menor cotización internacional del petróleo crudo durante abril.

Luego, ajustó a la suba esos precios por la incidencia del incremento periódico dispuesto por la Secretaría de Energía a los precios de los biocombustibles que las compañías petroleras adquieren para su mezcla proporcional obligatoria con las naftas y gasoils que producen.

Se estima que en los próximos días otras importantes marcas operadoras en el mercado local también muevan sus precios por la incidencia de la cuestión impositiva, que el gobierno dosifica procurando contener la inflación mensual.

Genneia, compañía líder en generación de energías renovables en Argentina, inauguró oficialmente el Parque Eólico La Elbita, su tercer desarrollo eólico en la provincia de Buenos Aires.

El parque se encuentra ubicado a 42 kilómetros de la ciudad de Tandil, sobre una extensión de 1.464 hectáreas, y cuenta con 36 aerogeneradores Vestas de última generación, una potencia instalada de 162 MW, y está destinado a abastecer a grandes usuarios industriales bajo el régimen del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

El parque generará aproximadamente 705.000 MWh anuales de energía renovable, equivalente al consumo eléctrico de 175.000 hogares, y permitirá evitar la emisión de más de 315.000 toneladas de CO₂ al año.

Los nuevos usuarios industriales que serán abastecidos se sumarán a los más de 60 clientes corporativos con los que ya cuenta la empresa.

La inauguración contó con la presencia del equipo directivo de Genneia encabezado por Jorge Brito, uno de sus accionistas principales; César Rossi, presidente; Bernardo Andrews, CEO; representantes de otros accionistas, y directivos de la compañía.

También participaron el intendente de Tandil, Miguel Lunghi, representantes de la Secretaría de Energía de la Nación, del ENRE, de CAMMESA, el Subsecretario de Energía bonaerense, Gastón Ghioni, y representantes del Ministerio de Ambiente de la Provincia de Buenos Aires.

El parque generará aproximadamente 705.000 MWh anuales de energía renovable, equivalente al consumo eléctrico de 175.000 hogares, y permitirá evitar la emisión de más de 315.000 toneladas de CO₂ al año. Estará destinado en su totalidad a abastecer clientes industriales, que se suman a los más de 60 clientes corporativos con los que ya cuenta la empresa. La construcción del parque eólico demandó el empleo de mas de 450 personas.

Con una inversión superior a los u$s 240 millones, el proyecto fue posible gracias a un esquema de financiamiento mixto que combinó inversores locales e internacionales. A nivel global, Genneia obtuvo el respaldo de FMO (Banco de Desarrollo de los Países Bajos) y FinDev Canadá, que otorgaron un préstamo corporativo de u$s 85 millones a 10 años. Y en el plano local, se sumaron inversores a través de emisiones de bonos verdes.

Jorge Brito, accionista de Genneia, destacó que “Este proyecto sintetiza lo que creemos: inversión productiva, visión de largo plazo y trabajo conjunto entre el sector privado, el público, los inversores y las comunidades”. “La Elbita no es solo un parque eólico: es una señal clara de hacia dónde queremos que avance la Argentina. Seguimos sumando más y mejor energía para el país, imprescindible para sostener el crecimiento de la economía”.

Bernardo Andrews, CEO de Genneia, señaló que “la puesta en marcha de La Elbita refuerza nuestro orgullo de ser uno de los principales referentes del Mercado a Término (MATER), donde más de 50 empresas líderes de diversos sectores confían en nosotros para avanzar en sus metas de descarbonización. Este parque fue concebido para abastecer con energía renovable, eficiente y competitiva a grandes usuarios industriales”.

Esta inauguración forma del plan de inversiones 2022–2026 de la empresa, que suma un total de u$s 900 millones, y que incluye, además, a los desarrollos solares de Sierras de Ullum, Tocota III y San Juan Sur en la provincia de San Juan, así como Malargüe I, San Rafael y Anchoris en Mendoza.

De esta manera, Genneia proyecta que, hacia finales de 2026, continuará liderando el sector renovable en Argentina, con 15 centros de generación renovables -8 eólicos y 7 solares-, con una capacidad instalada superior a los 1,7 GW (945 MW eólicos y 800 MW solares).

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

La 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.

La compañía avanza con la construcción del Parque Solar Anchoris, en Mendoza, con una potencia proyectada de 180 MW. Además, ha anunciado una nueva inversión para desarrollar su tercer parque solar en esa provincia, ubicado en la localidad de San Rafael, con una capacidad de 180 MW.

También 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.

Maxipack, diseña y fabrica embalajes de cartón corrugado a la medida de necesidades del mercado, optimizando cada eslabón de la cadena —diseño, logística y costo— para que la operación gane eficiencia y flexibilidad. Desde 1984 cultiva relaciones de confianza, acompañando a las Pymes con soluciones que se adaptan a la demanda cambiante del mercado.

Desde 2024 Maxipack cuenta con una División Energía concebida para descarbonizar y abaratar el consumo eléctrico de su planta corrugadora de Avellaneda: selló un contrato a término (MATER) con la comercializadora Energeia que, desde mayo de 2025, abastece con fuentes eólicas y solares el 100 % de la demanda y reduce unas 500 t de CO₂ al año; audita todos los procesos de ondulado e impresión, instala variadores de frecuencia y recupera calor residual, a la vez que proyecta un techo fotovoltaico de 1 MWp para cubrir picos diurnos. La división gestiona certificados I-REC y los de la Ley 27.191, comercializando excedentes a terceros, integra las normas ISO 9001, 14001 y 45001 para reportar huella y siniestralidad, y ya convierte esa pericia técnica en valor de mercado: ofrece a sus clientes “packaging-as-a-service” con cálculo de CO₂ embebido y asesoría para recortar el impacto energético de la logística de envases.

En este marco, su compromiso con la eficiencia y la sustentabilidad, Maxipack firmó recientemente un acuerdo clave con Energeia, comercializadora de energía. En entrevista con Martín Gellert, Director de Maxipack, explicó la estrategia de valor de la empresa y cómo impacta en sus operaciones..

Martín, ¿cómo surge la decisión de abastecerse con energías renovables?

Este paso responde a una línea de trabajo que venimos desarrollando hace tiempo: ser cada vez más responsables con nuestro impacto ambiental. Fabricamos productos reciclables, pero entendemos que la sustentabilidad también se construye desde la fuente de energía que impulsa la producción. Por eso decidimos avanzar en un acuerdo con Energeia que nos permite incorporar energía limpia de forma concreta y con proyección a largo plazo. Además, nuestra certificación ISO SGI (Sistema de Gestión Integrado), que incluye las normas ISO 9001:2015 (calidad), ISO 14001:2015 (medio ambiente) y ISO 45001:2018 (seguridad y salud en el trabajo), avala que nuestras decisiones son coherentes con los estándares más altos de gestión ambiental y de calidad.

¿En qué consiste puntualmente el acuerdo?

Junto con Mauricio Roitman, Presidente de Energeia y Rodrigo Ortega, Director Comercial de Energeia (Foto), firmamos un convenio que nos integra al Mercado MATER (Mercado a Término de Energías Renovables). A través de este canal, vamos a abastecer nuestro proceso productivo con energía proveniente de fuentes renovables, lo cual nos permite cumplir con lo establecido por la Ley 27.191 y, más importante aún, contribuir a una matriz energética más limpia. Esta decisión está alineada con nuestro compromiso con la sustentabilidad y la mejora continua, que abarca estos tres aspectos certificados.

¿Este cambio tiene un impacto medible en términos ambientales?

Sin dudas. Según la estimación técnica de Energeia, este acuerdo nos permitirá evitar la emisión de más de 500 toneladas de CO₂ al año. Para dimensionarlo: es el equivalente a no consumir cerca de 1.850 barriles de petróleo. Son cifras que hablan por sí solas y que nos enorgullecen. Estas cifras reflejan nuestro compromiso con la reducción del impacto ambiental, alineado a las certificaciones ISO que avalan la calidad y sostenibilidad de nuestro sistema productivo.

¿Creés que este tipo de decisiones son parte del presente o del futuro de la industria?

Son ambas cosas. Hoy las empresas tenemos la posibilidad real de elegir cómo abastecernos de energía. El mercado MATER ofrece condiciones muy favorables para que los grandes usuarios accedamos a fuentes limpias, con previsibilidad y flexibilidad. Para nosotros, no es solo una decisión estratégica, es una convicción. Y creemos que es el camino que toda industria debería transitar si quiere proyectarse de manera sostenible.

¿Qué significa esto para los clientes de Maxipack?

Significa que detrás de cada caja que fabricamos hay una visión integral: técnica, comercial y ambiental. Sabemos que nuestros clientes valoran no solo el producto final, sino también el cómo se produce. Y esta alianza con una firma innovadora en la comercialización de energía como Energeia es un paso más para reafirmar nuestro compromiso con la calidad, la innovación y el desarrollo responsable.

Gazprom despachó a China de la primera partida de 100.000 metros cúbicos de gas de un contrato por más de un billón de metros cúbicos de combustible, el mayor firmado entre ambos.

“Los primeros 100.000 millones de metros cúbicos de gas ruso, de más de un billón previstos en el mayor contrato de gas en la historia de la industria, han sido entregados a China a través del gasoducto Fuerza de Siberia”, señaló Alexéi Miller, presidente del Gazprom.

Según Miller, se trata solo del “comienzo de un largo camino” ya que “el contrato es válido hasta mediados de 2049”.

A partir de 2027 la empresa rusa despachará el gas a través de la segunda ruta del Lejano Oriente.

“Proyectos como la Fuerza de Siberia y la ruta del Lejano Oriente son más que unos simples suministros de energía limpia. Constituyen un sólido lazo entre nuestros países y pueblos, una cooperación mutuamente beneficiosa para muchos años”, señaló.

Rusia, cuyo principal mercado de gas era Europa, se ha visto obligada tras el comienzo de la guerra contra Ucrania y la imposición de sanciones por parte de Occidente a buscar nuevos clientes, especialmente China e India, y ha lanzado proyectos para incrementar el abastecimiento de gas a los usuarios rusos a lo largo de todo el país.

La presidenta de Petrobras, Magda Chambriard, anunció una inversión de 5.170 millones de dólares para la la adquisición de 52 buques, que deberán entrar en operaciones durante 2026.

“Las principales operaciones de Petrobras son en el mar”, por lo que “la planificación estratégica” de la estatal pasa también “por la recuperación de la industria naval brasileña”, declaró Chambriard en un acto junto al presidente Luiz Inácio Lula da Silva.

Los navíos, que se construirán en astilleros nacionales, serán destinados a operaciones de apoyo a las plataformas de extracción de petróleo y gas que Petrobras tiene en el litoral marítimo del país, donde se concentra más del 80% de sus operaciones.

El puerto está situado frente a la Bahía de Pelotas, en la que Petrobras realiza diversas exploraciones, a fin de establecer el potencial de diversos yacimientos que la empresa pretende explotar en los próximos años, si se comprueba su viabilidad económica.

Pluspetrol, compañía líder en exploración y producción de hidrocarburos con más de 45 años de trayectoria y fuerte presencia en Vaca Muerta, abre la convocatoria a una nueva edición de Young Trails, su programa global de incorporación de jóvenes profesionales.

“El crecimiento de la industria energética en Argentina requiere talento formado y comprometido. Con nuestro programa de Young Trails buscamos sumar jóvenes que quieran desarrollarse y ser parte del futuro energético del país convirtiéndose en protagonistas de los desafíos que nos plantea una industria en constante evolución”, afirmó Martin Safronchik, Gerente de Recursos Humanos de Pluspetrol Argentina.

Desde el 28 de mayo, jóvenes graduados o próximos a graduarse podrán postularse para sumarse a los equipos de Exploración & Producción o áreas Staff, con vacantes disponibles en Buenos Aires y Neuquén y Mendoza.

La convocatoria está dirigida a perfiles de Ingeniería, Geología, Geofísica, Derecho, Administración de Empresas, Ciencias de Datos, Ciencias Políticas, Economía, Finanzas, Informática, Matemáticas, Relaciones Internacionales, Recursos Humanos, Relaciones Laborales y carreras afines.

Con más de una década de historia, Young Trails promueve el desarrollo profesional de nuevas generaciones, acompañando su crecimiento en una empresa dinámica, innovadora y en constante transformación. Esta edición se lanza en un contexto en el que Pluspetrol refuerza su compromiso con la formación técnica y el acceso a oportunidades educativas.

Los interesados pueden postularse en www.ytpluspetrol2025.com

Más información en redes sociales de la compañía:

• LinkedIn: Pluspetrol
• Instagram: @pluspetrol.arg
• Facebook: Pluspetrol Argentina
• X: @pluspetrolArg

Acerca de Pluspetrol

Pluspetrol es una compañía de energía privada, internacional e independiente con foco en exploración y producción de hidrocarburos. Tiene su origen en Neuquén Argentina, hace más de 45 años. Pluspetrol tiene presencia en Argentina –donde es el cuarto productor de gas y de petróleo-, en Perú –donde es el primer productor de gas y de petróleo–, en Colombia, Ecuador, Estados Unidos, Países Bajos, y Uruguay.

Total Austral, filial de TotalEnergies en Argentina, anunció la puesta en funcionamiento de una Línea de Alta Tensión en Neuquén. La misma permite conectar su planta de tratamiento Aguada Pichana Este a la red eléctrica nacional. La obra se realizó con la colaboración del Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) y representa la primera etapa de la electrificación de la planta, que será abastecida con energías renovables.

Total Austral realizó el tendido de la Línea de Alta Tensión, de 132 kV y 43 km de extensión, para unir la estación transformadora con una nueva, que fue construida desde cero en las inmediaciones de la planta de Aguada Pichana Este. Además, realizó una ampliación de la Estación Transformadora de Loma Campana, el punto de conexión a la red eléctrica nacional más cercana a sus instalaciones.

Gracias a este proyecto de electrificación, que requirió de una inversión de 22 millones de dólares de TotalEnergies junto a sus socios, sumado a una inversión adicional de la compañía de 11 millones de dólares en el parque solar Amanecer en Catamarca, la planta de Aguada Pichana Este ya opera con energía eléctrica, y una parte significativa proviene de fuentes renovables.

Asimismo, este proyecto permite inyectar 13 millones de metros cúbicos de gas por año al mercado nacional.

“La electrificación de Aguada Pichana Este representa un hito fundamental por el trabajo en equipo con la Provincia del Neuquén y a su vez, abre la puerta al abastecimiento con energía renovable de la planta”,dijo Catherine Remy, Country Chair de TotalEnergies en Argentina, “esto implica más energía con menos emisiones”.

Habiendo puesto en servicio todos los equipos involucrados en este proyecto de electrificación, Total Austral transfirió la operación de la línea de alta tensión al EPEN) lo que implica ampliar la capacidad de transporte eléctrico y que a futuro esta línea pueda ser utilizada por otras operadoras en la zona.

“En Total Austral estamos convencidos de la importancia de la colaboración entre los sectores públicos y privados: Nación, Provincia y las Empresas”, concluyó Remy.

“Esta es la forma en que tenemos que trabajar con la industria, en equipo. Una empresa pública como el EPEN junto a una de las principales productoras del mundo, en una sinergia que nos permite que ganemos todos”, dijo el gobernador de la provincia de Neuquén Rolando Figueroa durante la puesta en marcha de la obra, “que va a permitir un mejor desarrollo de toda la Cuenca Neuquina y de manera sustentable”.

La electrificación de Aguada Pichana Este representa un avance clave que permitirá -en una fase siguiente- abastecer de energía limpia a otros equipos de Total Austral, como compresores e inclusive equipos de perforación, fortaleciendo así el plan de reducción de emisiones de la Compañía. Para 2027, la planta de Aguada Pichana Este estará entre las más modernas de la Argentina y su intensidad de emisión será de 3,5kgCO₂e/bep, casi 70% menos que antes de su electrificación.

TotalEnergies reafirma así su compromiso de satisfacer la creciente demanda energética de Argentina brindando una energía más limpia, confiable y duradera, con la ambición de ser un actor clave en la transición energética.

Linea de alta Tensión en números:

• 22 MUSD Linea de Alta Tensión4+ de TotalEnergies junto a sus socios
• 11 MUSD de Amanecer] Total REN
• 43 km de extensión
• Un trabajo en equipo con la Provincia de Neuquén
• Una baja de 50 ktCO2eq/año (- 12% vs. 2024)

TotalEnergies es una empresa multienergías internacional con presencia en 130 países que cuenta con más de 100.000 colaboradores.

En Argentina, TotalEnergies desarrolla actividades de exploración y producción de hidrocarburos en las provincias en Neuquén y Tierra del Fuego desde 1978. Con unos 1.100 colaboradores en el país, opera el 25% de la producción de gas nacional, siendo así la primera productora privada de Argentina. También está presente en el sector de energías renovables con la operación de plantas eólicas y solares, además de comercialización de lubricantes.

Marcos Pourteau, Manager del proyecto encarado por Southern Energy S.A. (SESA) para la producción de Gas Natural Licuado (GNL) en barcos procesadores, y su colocación en el mercado internacional, reafirmó que “en el último trimestre de 2027 estará operando el buque Hilli Episeyo” con gas proveniente de la Cuenca Austral , y que en 2028 llegará para sumarse el MKII. Ambos barcos -ex metaneros, reconvertidos- son aportados por la empresa Golar LNG, participante del consorcio SESA.

A partir del ingreso de YPF, los socios en Southern Energy tendrán la siguiente participación accionaria: PAE (40 %), Pampa Energía (20 %), YPF (15 %), Harbour Energy (15 %) y Golar LNG (10 por ciento).

Southern Energy tiene previsto una inversión estimada de U$S 2.900 millones en los primeros 10 años del proyecto. La inversión total calculada es de U$S 7.000 millones en toda la cadena de valor a lo largo de 20 años.

Con las dos plataformas flotantes operando se proyecta una producción de 27 millones de metros cúbicos día (11,4 MMm3/d del Episeyo y 15,6 MMm3/d del MKII), unos 6 millones de toneladas año de exportación.

Pero esto último, ya procesando gas originado en Vaca Muerta, para lo cual deberá estar construído un “gasoducto dedicado” de 500 kilómetros desde Tratayen (Neuquén) hasta un puerto maritimo de aguas profundas en San Antonio Oeste (Río Negro).

Al gasoducto debe sumarse también la instalación de una planta separadora, una planta compresora, y la infraestructura portuaria que permita operar barcos de apoyo logístico para el transporte del personal y su atención en tierra, y para el aprovisionamiento de los buques procesadores, que estarán ubicados a 4,5 kilómetros de la costa en el GSM, anclados al lecho marino mediante un sistema especial de amarre.

El proyecto de SESA se desarrolla entonces en dos fases operativas, la primera en base al aprovisionamiento con gas transportado desde Tierra del Fuego por el Gasoducto troncal San Martín. En esta etapa la producción y exportación de GNL será estacional aprovechando los meses de menor demanda interna de gas natural.

Queda por realizar la infraestructura para interconectar el sistema de ductos con el buque procesador Hilli Episeyo , con una inversión de 300 millones de dólares aportados por los productores asociados al proyecto.

Luego, con la nueva infraestructura del gasoducto específico desde Neuquén se alcanzará la fase de producción para la exportación durante todo el año.

Acerca del “gasoducto dedicado”, Pouteau refirió que se está analizando en detalle (técnico y económico) el tendido para ver “como se optimiza la conexión de Vaca Muerta con el Golfo San Matías. Es fundamental tener el mínimo costo posible del transporte del gas”, en un mercado internacional muy competitivo.

Consideró al respecto que “hacia fin de este año se definirán las caracteríticas del gasoducto dedicado y la inversión a realizar” por parte del sector privado.

Acerca de la construcción de dicho gasoducto agregó que “trabajamos en el análisis de todas las alternativas, ya sea la construccion propia, o en manos de terceros”. Y respecto de la tarifa a aplicar por el trasporte del gas sostuvo que se negociará en forma privada ya que se trata de un gasoducto dedicado de exportacion y por lo tanto estará fuera del sistema regulado.

El Project Manager expuso en un encuentro (virtual) organizado por el MEGSA (Mercado Electrónico del Gas), sobre la producción y comercialización internacional del GNL, las posibilidades de inserción desde Argentina a partir de la gran disponibilidad del recurso en Vaca Muerta, y la tarea de sondeo de potenciales compradores del futuro GNL local, en la región (particularmente Brasil), en Europa y en Asia, en el contexto de la transición energética mundial.

Acerca de los mercados de destino del GNL argentino sostuvo que “queremos tener nuestro portafolio de clientes definido lo antes posible”. “Brasil es importador de GNL en volumenes que varían entre 2 y 5 millones de toneladas año según varía la disponibilidad de la producción hidroeléctrica en el país. Es un mercado con costo de transporte bajo visto desde Argentina, pero además hay que considerar que tambien será un mercado para el gas exportado por ductos desde Vaca Muerta”.

“El mercado de GNL es muy arbitrado a nivel internacional, tiene actores importantes como Estados Unidos, Australia y Qatar. Y Argentina podría integrar un segundo grupo de exportadores”, consideró Pourteau al describir una serie de contactos realizados en Asia y Europa.

“Son proyectos expuestos a los precios internacionles, desde ya que los socios en Southern Energy (PAE, YPF, Pampa, entre ellos) esperan que sea rentable”. Las ventas serán FOB, es decir que los clientes vienen a buscar la carga. Habrá ventas a termino, con contratos a distintos plazos, 3, 5, 10, 15 años, en base a fórmulas aplicadas internacionalmente.

Estamos construyendo nuestro portfolio. seguiremos negociando para definir condiciones de contrato, describió. Un precio de referencia actual es u$s 10 el MBTU.

Pourteau destacó además las mejores condiciones que acarrea a este tipo de proyectos la aprobación del Régimen de Incentivos para las Grandes Inversiones (RIGI), y el impulso a las exportaciones del rubro.

“El año pasado se presentó el pedido del RIGI para el proyecto original (Hilli Episeyo), se aprobó el estudio de impacto ambiental, y este año se obtuvo la aprobación del permiso de exportación: Ahora estanos trabajando para la incorporación al mismo esquema del MKII ya que el RIGI prevee la ampliación del proyecto”, describió Pourteau.

AES Argentina, compañía líder en generación de energía eléctrica con más de 30 años de presencia en el país, anunció una inversión para la expansión de su parque eólico Vientos Bonaerenses, ubicado entre Bahía Blanca y Tornquist, en la provincia de Buenos Aires.

El proyecto, que demandará una inversión estimada de 150 millones de dólares, incrementará la capacidad instalada del parque en 102,4 megavatios (MW) mediante la incorporación de 16 nuevos aerogeneradores. La obra demandará cerca de 400 empleos directos durante los 18 meses de construcción, impulsando el desarrollo productivo local y contribuyendo al fortalecimiento de la matriz energética nacional.

Martín Genesio, presidente y CEO de AES Argentina, destacó que “Esta ampliación refleja nuestra visión de largo plazo y compromiso con el desarrollo energético del país. En AES trabajamos para seguir ofreciendo energía sostenible, segura y confiable a nuestros clientes”.

Esta iniciativa forma parte del plan estratégico de la compañía para acelerar la transición
energética en Argentina, a través de soluciones innovadoras y sostenibles para clientes industriales y comerciales, se indicó.

Acerca de AES Argentina

AES Argentina es uno de los principales inversores en negocios de largo plazo del sector eléctrico nacional con una capacidad instalada de más de 4 GW. La empresa cuenta con un portafolio diversificado entre energía hidroeléctrica, térmica y eólica, con 10 plantas de generación: Cabra Corral, El Tunal, Termoandes, Ullum, Sarmiento, Alicura, Paraná, Central Térmica San Nicolás, Vientos Bonaerenses y Vientos Neuquinos; ubicadas en las provincias de Buenos Aires, Neuquén, Salta y San Juan.

El Gobierno Nacional estableció un listado de obras de transporte de electricidad prioritarias en todo el país “para mitigar cuellos de botella y fortalecer el Sistema Argentino de Interconexión (SADI)”.

La Secretaría de Energía describió que “las obras de ampliación serán financiadas y ejecutadas por empresas privadas, sin un costo para el Estado, a través del mecanismo de Concesión de Obra, y se solventarán mediante el pago de un concepto tarifario por parte de los usuarios que sean beneficiados con esta nueva infraestructura”.

El plan incluye la incorporación 5.610 nuevos kilómetros de líneas, un 38.3 % más que la red actual, con una inversión de más 6.600 millones de dólares que permitirá asegurar el buen funcionamiento del SADI, y mitigar los cortes de servicio, aliviando además los cuello de botella producidos por la falta de inversiones durante años.

La priorización de la ampliación del transporte de electricidad se definió en el marco de la emergencia del sector energético nacional, dictada en diciembre de 2023, y forman parte del Plan de Contingencia para meses críticos 2024-2026, se indicó.

Y se describió que “para tomar dimensión de la situación crítica en la que el Gobierno encontró el sistema eléctrico, es importante destacar que en los últimos años se tendrían que haber invertido 30.000 millones de dólares en obras. Por el contrario, se gastaron 150.000 millones de dólares en subsidios durante 20 años. Todo esto financiado con emisión monetaria y su consecuente inflación”.

Energía refirió que “en los últimos 6 años, se realizaron solo el 38 % de las inversiones necesarias en transmisión eléctrica, generando que hoy el 35 % de las instalaciones del sistema se encuentren al fin de su vida útil. La última obra de alta tensión que se realizó a nivel nacional fue en 2017 y en AMBA en 2006, es decir, hace 19 años”.

“Las líneas de transporte eléctrico no acompañaron el crecimiento de la demanda: esta última subió un 20 % en los últimos 10 años, mientras que las líneas de transporte en alta tensión apenas el 8 %. Esto generó cuellos de botella y un sistema fuertemente saturado”, se puntualizó.

Energía hizo hincapié en que “las obras priorizadas se definieron en base a los estudios presentados, el análisis y recomendaciones realizadas por la Comisión de Transporte Eléctrico, que integraron la Asociación de Transportistas de Energía Eléctrica de la República Argentina (ATEERA), la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), el Consejo Federal de la Energía Eléctrica (CFEE), el Comité de Administración del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (CAF), la Unidad de Especial Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica (UESTEE), con participación de esta Secretaría”.

El detalle de las obras de urgente y prioritaria ejecución comprende:

AMBA I
AMBA II + STATCOM Rodríguez (Buenos Aires)
Línea 500 kV Vivoratá – Plomer (Buenos Aires)
Línea 500 kV Plomer – O´Higgins (Buenos Aires)
Línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel (Neuquén) – Bahía Blanca (Buenos Aires)
ET Comodoro Rivadavia Oeste 500/132 kV – 450 MVA (Chubut)
Alternativa ESTE Línea 500 kV Río Santa Cruz – Puerto Madryn
Alternativa OESTE Línea 500 kV CH Kirchner – Futaleufú – Piedra del Águila (Santa Cruz, Chubut y Río Negro)
Línea 500 kV Río Diamante (Mendoza) – Charlone – O´Higgins (Buenos Aires)
Línea 500 kV Rodeo – Chaparro – La Rioja Sur
Línea 500 kV Malvinas – San Francisco (Córdoba) – Santo Tomé (Corrientes)
Et El Espinillo 500/132 kV (Formosa)
Línea 500 kV Lavalle – Chumbicha (Catamarca)
Línea 500 kV Chaparro – Antofagasta de la Sierra (Catamarca) – Punta – Cobos (Salta)
Línea Interconexión Internacional 500 kV Yaguaca (Bolivia) – Salvador Mazza (Salta) – San Juancito (Jujuy)
Línea Interconexión Internacional 500 kV Villa Hayes (Paraguay) – Formosa

Línea Interconexión 500 kV Santa Cruz-Tierra del Fuego.

. Garibotti planteó interrogantes

Tras el anuncio del gobierno, la ex subsecretaria de Planeamiento Energético, Cecilia Gariboti (Gestión Massa en Economía), señaló “No entiendo por qué el gobierno miente sobre obras de infraestructura de transporte de alta tensión. 1) en 2017 no se hizo ninguna. 2) la última fue Bahía Blanca – Vivorata (444 km) que se inauguró en 2023”.

Y añadió en declaraciones a E&N “Son obras que son necesarias por supuesto, de eso no hay ninguna duda. El tema es cómo las hace el gobierno, quieren decir que el financiamiento de las mismas es privado. Pero cómo?.

“Titulan el financiamiento como privado, no tiene costo para el Estado, pero después explica que en realidad lo van a pagar las familias y PyMEs. Es decir, se les va a trasladar directamente las obras a ellos”.”Y ahí hay un tema, porque el costo del financiamiento del Estado y de los privados es bastante distinto”.

Garibotti interrogó, “Entonces, ¿qué van a hacer? Se las van a dar a los privados para que se endeuden en dólares, ya que de por si están pidiendo rendimiento de la inversión entre un 15 y 20 % en dólares”. “O lo van a cobrar por medio de un cargo en las facturas de la gente”.

“Te dicen que no lo va a pagar el Estado, pero en realidad, lo vas a pagar vos financiando carísimo a una empresa privada”, añadió.

Asimismo, la especialista consideró que “Después, queda la duda de a quiénes se van a definir como beneficiarios, porque en un sistema interconectado, los beneficiarios terminan siendo todos”.

Garibotti añadió: “Dicen que no tiene costo para el Estado y sin embargo hay un costo de supervisión de las obras y de asignar los montos y cuál va a ser la ganancia”.

“Pareciera/quieren dar a entender que el Estado se va desligar de lo que están haciendo”.

En marzo último, Garibotti advertía que “El transporte de energía eléctrica (en AT) enfrenta desafíos significativos. En los últimos años, se han realizado obras estratégicas, como la línea de alta tensión de 444 km que conecta Bahía Blanca y Mar del Plata, que se inauguró en julio de 2023, mejorando la estabilidad del sistema en la Costa. Sin embargo, la actual administración ha paralizado la ejecución de nuevos proyectos y desfinanciado planes que estaban en marcha”, indicó.

Ahora, Energía anuncia su plan y destaca: “Inversión del sector privado en un país ordenado y estable, Argentina se encamina en el sendero de los países normales”.

YPF Luz describió que ya comenzaron a llegar al predio de Cementos Avellaneda, ubicado en cercanías de la ciudad bonaerense de Olavarría, los componentes de aerogeneradores del Parque Eólico CASA, de acuerdo con la planificación y tiempos estipulados.

Es el sexto parque renovable de la Compañía, que abastecerá con energía renovable a industrias argentinas y a la planta de Cementos Avellaneda.

El transporte de las partes requiere de camiones especializados que viajan con seguridad privada delantera y trasera, a velocidad reducida. El ingreso al predio de estos componentes continuará en las próximas semanas y está previsto que concluya a fines de junio para luego iniciar la etapa de montajes.

El parque es el primer proyecto in-situ que YPF Luz construye en las inmediaciones de un cliente, marcando un nuevo hito en el desarrollo de energías renovables que se adaptan a la necesidad de cada industria.

De esta manera, tendrá dos funcionalidades: por un lado, 4 de los 9 aerogeneradores (con un total de 28 MW de capacidad instalada) estarán destinados al autoabastecimiento de Cementos Avellaneda, mientras que la energía que generen los otros 5 (de 35 MW de capacidad instalada) se comercializarán por YPF Luz en el Mercado a Término de Energías Renovables.

Características de cada aerogenerador:

• Componentes: 27 palas en total, de 79,7 metros de altura cada una, y tecnología Nordex
  Delta 4000.
• Aerogeneradores: 9 en total, con una altura aproximada a 200 metros cada uno, similar
  a la altura de tres Obeliscos.
• Potencia máxima: 7 MW cada uno, superando así a la potencia de los aerogeneradores
  del Parque Eólico General Levalle, también de YPF Luz.
• Área de barrido de las hélices: 163 metros de diámetro.

En abril, la balanza comercial energética de Argentina registró un saldo positivo de 573 millones de dólares y alcanzó los 2.684 millones de dólares en el primer cuatrimestre del año gracias al crecimiento sostenido de la producción de hidrocarburos en Vaca Muerta, destacó la Secretaría de Energía.

Durante el mes pasado, las exportaciones de combustibles y energía alcanzaron los 851 millones de dólares, mientras que las importaciones se ubicaron en 278 millones. Este desempeño permitió un saldo comercial positivo y reafirma el rol del sector como generador de divisas para el país.

En este sentido, la producción no convencional en Vaca Muerta fue determinante. La producción de petróleo alcanzó los 442,2 mil barriles diarios, lo que representa un incremento interanual del 21,7%. En tanto, la producción de gas natural llegó a los 69,3 millones de metros cúbicos por día, con un crecimiento del 7,3% en comparación con abril del año anterior.

A su vez, en la producción global de abril, el petróleo alcanzó los 739,7 miles de barriles diarios, mientras que la producción de gas fue de 136,7 millones de metros cúbicos por día.

Estos resultados reflejan el dinamismo de Vaca Muerta y su impacto positivo en el conjunto del sistema energético argentino. Al mismo tiempo, consolidan el momento favorable que atraviesa el sector, que continúa ampliando su capacidad productiva, fortaleciendo su perfil exportador y contribuyendo al desarrollo económico del país, señaló la S.E.

La demanda de energía eléctrica en abril último resultó en una baja de -1,8 % interanual, alcanzando los 9.823,1 GWh a nivel nacional, el consumo más bajo para el mes de abril desde 2021.

En la sumatoria del primer cuatrimestre la demanda promedio país acumula una leve suba de 0,2 por ciento. Por su parte, las distribuidoras de electricidad por redes que operan en Capital y GBA tuvieron un descenso de -0,7 % en el cuarto mes del año. Cayeron los consumos residenciales y comerciales, mientras aumentaron los industriales a nivel nacional, indicó el informe periódico de la Fundación Fundelec.

LOS DATOS DE ABRIL 2025

En abril de 2025, la demanda neta total del MEM fue de 9.823,1 GWh mientras que en el mismo mes del año anterior había sido de 10.000,2 GWh1. La comparación interanual evidencia entonces un descenso de -1,8 por ciento.

En abril, se registró un descenso intermensual del -15,7 % comparado con marzo, cuando había alcanzado los 11.652,2 GWh (abril tuvo 1 día menos). No obstante, es el consumo nominal más bajo desde 2021, cuando había alcanzado los 9.812,4 GWh, durante la segunda ola de la pandemia de COVID-19.

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°.

En cuanto a la demanda residencial de abril, representó el 41 % del total país, con una caída de -5,7 %, respecto al mismo mes del año anterior. La demanda de electricidad a nivel comercial descendió -1,1 %, siendo el 29 % del consumo total. Y la demanda industrial representó el 30 % del total, con una suba en el mes del orden del 3,2 %, aproximadamente.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES

La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido abril de 2025): 5 meses de baja (junio de 2024, -7 %; septiembre, -6,6 %; diciembre -2,2 %; marzo de 2025, -2,5 %; y abril de 2025, -1,8 %), y 7 meses de suba (mayo de 2024, 12,9 %; julio, 6 %; agosto, 3,5 %; octubre, 2,2 %; noviembre de 2024, 0,2 %; enero de 2025, 4 %; y febrero de 2025, 0,5 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba de 0,8 por ciento.

CONSUMO MENSUAL REGIONAL

En cuanto al consumo de electricidad por provincia, en abril fueron 18 las provincias y/o empresas que marcaron descensos: Formosa (-28 %), Chaco (-21 %), Corrientes (-19 %), Misiones (-10 %), San Juan (-6 %), Jujuy (-5 %), Mendoza (-5 %), Salta (-4 %), Tucumán (-4 %), Santa Fe (-3 %), Catamarca (-2 %), EDELAP (-2 %), San Luis (-2 %), Entre Ríos (-1 %), La Rioja (-1 ), Río Negro (-1).

Por su parte, 8 provincias y/o empresas presentaron ascensos en el consumo de energí eléctrica: Chubut (16 %), Santa Cruz (14 %), EDES (8 %), Neuquén, Córdoba y Santiago del Estero (2 %), EDEN y EDEA (1 %). En tanto, La Pampa mantuvo un consumo similar al del año anterior.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras en Capital y GBA, que demandaron el 30 % del consumo país y totalizaron un descenso conjunto de -0,7 %, los registros de CAMMESA indican que en abril EDENOR tuvo una merma de -0,5 %, mientras que en el área de EDESUR la demanda descendió -0,9 por ciento.

TEMPERATURA

En cuanto a las temperaturas, el mes de abril de 2025 fue levemente menos caluroso en comparación con abril de 2024. La temperatura media fue de 18.4 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 18.7 °C, y la histórica es de 17.9 °C.

DATOS DE GENERACIÓN

La generación térmica es la principal fuente utilizada para satisfacer la demanda, aunque se destaca que el aporte de las energías alternativas (fotovoltaica y eólica) ocupa el segundo lugar al superar a la generación hidráulica. En abril, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 1.950 GWh, lo que representa una variación del -15 % respecto al mismo mes de 2024.

Por su parte, la potencia instalada es de 43.586 MW, donde el 58 % corresponde a fuentes de origen térmico y un 38 % de origen renovable (alternativa e hidráulica).

En abril último siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción equivalente al 52,47 % de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas cubrieron el 18,90 % de la demanda, las nucleares proveyeron el 8,70 %, y las generadoras de fuentes alternativas cubrieron el 19,80 % del consumo total. La importación representó el 0,10 % de la demanda satisfecha, describió Fundelec.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, recorrió las nuevas instalaciones del Complejo Industrial de Plaza Huincul (Neuquén) que permitirán incrementar el procesamiento de crudo de Vaca Muerta. Hoy el 80 % del petróleo que refina la compañía proviene de sus operaciones en esa formación.

En un tiempo récord de 26 meses, se concretó la construcción de un nuevo horno y de una estabilizadora de naftas para incrementar el procesamiento de shale oil. A su vez, se instaló un nuevo compresor de gases de Topping que reducirá los costos de operación y optimizará su funcionamiento.

“El plan para mejorar la productividad y la eficiencia en todos nuestros complejos industriales está dando resultados y el complejo de Plaza Huincul es una muestra”, señaló Marín, al tiempo que destacó que los trabajos se hicieron sin ningún tipo de incidente y con los más altos estándares de seguridad.

Además, anunció que la refinería neuquina contará con su propio centro de monitoreo inteligente de última generación, al igual que el resto de los complejos industriales de YPF en el país.

Las obras de reforma que se realizaron en el Complejo son las más importante en los últimos 50 años, con una inversión aproximada de 55 millones de dólares.

El Complejo Industrial de Plaza Huincul produce nafta Súper e Infinia y gasoil Grado 2 y combustibles para aviones que se distribuyen en toda la Patagonia Norte.

Además, YPF Huincul posee la principal planta productora de metanol del país, que abastece al mercado nacional e internacional.

En otro paso en materia de innovación y digitalización para negocios de transporte terrestre de cargas nacionales e internacionales, TB Cargo presentó su nueva APP.

El camino de innovación recorrido por la empresa, que opera regionalmente en 7 países de Latinoamérica y España, fue proyectado en búsqueda de la excelencia operacional y la mejor experiencia para todos sus clientes, a través de la implementación de portales Intranet y QHSE, SAP como sistema de gestión y gerenciamiento de inventarios, soluciones de ingeniería para Proyectos, y la automatización de procesos y telemetría para las industrias de Petróleo, Gas y Minería.

Con su nueva APP TB Cargo entre otros beneficios brindará:

● Mayor control y visibilidad garantizando seguimiento en tiempo real de la ruta del transporte.

● Significativos ahorros en tiempos de gestión con la automatización de procesos y reducción de tareas administrativas y llamadas.

● Mejor atención para el cliente al ofrecer actualizaciones constantes que garantizan una mejor experiencia.

● Mayor seguridad de la carga y los choferes proporcionando información exacta y conexión directa a la posición de los vehículos.

● Protección del medioambiente reduciendo el impacto de la huella de carbono.

“Desarrollar un software propio nos da la flexibilidad de adaptar y añadir funcionalidades que se ajusten a las necesidades de nuestros clientes y sus proyectos. Nuestro enfoque siempre ha estado en añadir valor con un fuerte énfasis en la innovación”, destacó Lisandro Garmendia, Presidente del grupo TB Cargo.

APP TB Cargo, una solución logística en la mano de todos los usuarios de transporte terrestre nacional e internacional, disponible en Apple Store y Google Play.

Representantes de las principales operadoras petroleras, sindicatos del sector, el gobierno de Chubut e intendentes de Comodoro Rivadavia, Rada Tilly, Sarmiento y Río Senguer, suscribieron un Acuerdo de Competitividad para fortalecer la actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge, con el objetivo de impulsar la producción y proyectar el futuro energético de la provincia.

El gobernador Ignacio Torres expresó que “en medio de esta coyuntura crítica, nos hemos puesto de acuerdo, sin mezquindades y habiendo aprendido de los errores del pasado, por eso hablamos de un momento importante y una prueba del compromiso para fortalecer uno de los sectores centrales de la economía de Chubut”.

El acuerdo, que está sujeto a ratificación de la Legislatura el próximo 5 de junio, comprende una serie de acciones vinculadas a la producción, inversión, protección del empleo, seguridad laboral, formación de recursos humanos y mejora continua de la Cuenca del Golfo San Jorge.

Frente a un contexto de declino natural de los yacimientos maduros, se plantea la necesidad de adoptar acciones estratégicas para sostener la producción, preservar el empleo, atraer inversiones y modernizar el entramado productivo.

En línea con la reunión celebrada días atrás en la Casa del Chubut, las partes acordaron avanzar en un compromiso común para proyectar el futuro energético de la región sobre bases de competitividad, innovación y articulación institucional.

La rúbrica del documento se llevó a cabo en la sede de Petrominera Chubut SE y contó con la participación del vicegobernador Gustavo Menna; el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce; los diputados Ana Clara Romero y Jorge “Loma” Ávila; el presidente de Petrominera, Héctor Millar; representantes de los gremios UOCRA, Petroleros Privados y Petroleros Jerárquicos; los intendentes Othar Macharashvili (Comodoro Rivadavia), Mariel Peralta (Rada Tilly), Sebastián Balochi (Sarmiento), y Miguel Mongilardi (Río Senguer); además de directivos de las principales operadoras: CAPSA, YPF, PECOM, PAE y Tecpetrol.

Se plantearon lineamientos y objetivos compartidos, entre ellos “promover iniciativas que dinamicen la inversión y estimulen la continuidad operativa de los yacimientos, especialmente en zonas de mayor madurez productiva”, y “garantizar un clima de paz social y cooperación, que permita generar previsibilidad para el desarrollo de las operaciones”.

También, la inserción de las PyMEs regionales en la cadena de valor y la preservación del empleo local”, “fomentar el uso de nuevas tecnologías, la capacitación de los trabajadores, y la mejora en las modalidades de trabajo y condiciones de seguridad en toda la cadena de valor del sector hidrocarburífero”.

. En un contexto geopolítico global marcado por la creciente demanda de energía y una presión cada vez mayor de la opinión pública por el cuidado del medioambiente, la búsqueda de modelos sostenibles y el desarrollo de fuentes alternativas —orientadas a alcanzar las metas de descarbonización— ha cobrado una relevancia insoslayable.

En ese marco, la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP30), que se celebrará en Brasil en noviembre próximo, pone de relieve los esfuerzos regionales con foco en la transición energética.

En términos generales, los avances de América Latina hacia la transición energética reflejan un compromiso con la conservación de los hábitats naturales y también la necesidad de reducir la dependencia del petróleo y sus derivados. En ese sentido, la meta fijada en la COP28 de triplicar la capacidad renovable a 11.000 GW para 2030 marcó un punto de inflexión en la estrategia climática internacional.

De acuerdo con el informe Energía verde en América Latina, de Sherlock Communications, la región cuenta con una de las redes eléctricas más limpias del planeta. Con un 60 % de origen renovable gracias a sus vastos recursos naturales, Latam tiene un gran potencial exportador de este insumo fundamental para la nueva economía mundial.

En cuanto al aprovechamiento de los vientos, el Global Wind Report 2024 de GWEC destaca el crecimiento registrado en el subcontinente durante 2023. Este avance ocurre en sintonía con una expansión global sin precedentes, donde la industria eólica alcanzó un récord histórico con más de 106 GW de capacidad instalada onshore y 10,8 GW offshore, y que superó el hito de 1 TW de capacidad total a nivel mundial.

En ese marco, Brasil concentra más del 75 % de las nuevas instalaciones eólicas en territorio latinoamericano, seguido por Chile y Colombia, que avanzan con un ritmo sostenido. Mientras tanto, se prevé que Argentina y México logren sumar 28,7 GW a su capacidad en los próximos cinco años.

Actualidad y proyecciones de la transición energética en Latam

ARGENTINA

La Ley 27.191 (2015) aumentó la cuota de energías renovables en la matriz energética nacional con el objetivo de alcanzar el 20 % para 2025. Sin embargo, los controles de cambio de divisas, las altas tasas de interés y la inestabilidad macroeconómica dificultaron las inversiones privadas, generando un cuello de botella que desencadenó el retraso de la infraestructura.

Según datos de la Agencia Internacional de la Energía, la mayor parte de la electricidad generada en el país durante las últimas dos décadas procedió del gas natural (1.411.078 GWh) y el petróleo (253.130 GWh), mientras que las fuentes de origen renovable constituyeron una fracción menor dentro del mix energético, a pesar de haber escalado en los últimos tiempos.

Desde el año 2000, la energía hidroeléctrica aportó un total de 903.478 GWh, seguida por la eólica con 47.800 GWh y la solar fotovoltaica con 53.733 GWh. En términos regionales, se prevé que Argentina representará el 4 % de las incorporaciones en energías verdes para 2030.

BRASIL

Es líder indiscutido en el sector energético renovable, con cerca del 90 % de su producción procedente de fuentes limpias.

Este logro responde a una diversificación de su matriz y a políticas públicas que han fomentado la inversión privada y su expansión de forma sostenida. Tal es así que, entre 2000 y 2023, las principales fuentes han sido la hidráulica y la eólica, con acumulados de 8.827.716 GWh y 540.710 GWh, cada una; y esta última sólo superada por el gas natural (980.240 GWh).

En paralelo, Brasil ha proporcionado incentivos fiscales por 18.300 millones de reales (U$S 3.250 M) para la producción de hidrógeno con la meta de descarbonizar las industrias, junto con la introducción de vehículos de combustión flexible, impulsando el funcionamiento de gran parte del parque automovilístico con biocombustibles.

CHILE

Con la segunda red energética más limpia de América Latina, se espera que aporte el 14 % de la capacidad renovable de la región hacia 2030. Asimismo, se prevé que para ese entonces el 60 % del consumo nacional de energía sea de origen verde y finalmente se alcance la carbono neutralidad en 2050.

En la actualidad, el 35 % de su electricidad proviene de energía solar y eólica —con cifras totales de 71.472 GWh y 51.394 GWh respectivamente, entre 2000 y 2023—, aunque la distribución desigual a lo largo del día representa el mayor desafío, en particular durante las horas sin sol.

No obstante, el desierto de Atacama, una de las áreas con mayor radiación solar del mundo, y los fuertes vientos procedentes del océano Pacífico sobre la Patagonia chilena, constituyen activos estratégicos que ubican al país como uno de los principales destinos de inversión a escala global.

COLOMBIA

El país aprovecha su abundante riqueza hídrica para obtener hasta el 64 % de su electricidad, pero resulta vulnerable a eventos climáticos adversos, como las sequías. Para mitigar este riesgo se anunció recientemente un plan de inversiones por más de 14 millones de dólares y se comenzó a buscar apoyo internacional para diversificar el mix energético.

En las últimas dos décadas, la generación hidráulica alcanzó 1.128.935 GWh, mientras que la solar fotovoltaica sumó 2.307 GWh y la eólica, 1.074 GWh. Con estos avances, Colombia se consolida, junto con Brasil y Chile, como uno de los tres principales mercados de energía eólica en América Latina.

MÉXICO

A pesar de su gran potencial, este país sigue operando mayormente con combustibles fósiles. En la actualidad, la energía eólica y solar representan solo el 12 % de su matriz eléctrica. En términos de generación, entre 2000 y 2023, las fuentes renovables aportaron 721.735 GWh de energía hidroeléctrica, 159.733 GWh de solar fotovoltaica y 71.665 GWh de eólica, cifras que reflejan un crecimiento moderado en comparación con otras naciones de LATAM.

La elección de la presidente Sheinbaum ha suscitado expectativas de cambios en la política energética, con el compromiso de aumentar la participación de las renovables al 50 % en su mandato. Se proyecta que para 2030 México aporte el 10 % de la capacidad renovable de la región.

PERÚ

Si bien su mercado de energías renovables es más pequeño en comparación con otros países, sus abundantes recursos naturales le brindan grandes perspectivas de crecimiento.

Hoy en día, la energía hidroeléctrica domina su matriz energética, con 522.457 GWh generados entre 2000 y 2023, mientras que las fuentes eólicas han aportado 11.720 GWh y las de tipo fotovoltaica, 5.188 GWh.

La falta de un plan integral claramente definido, junto con la inestabilidad política y la competencia con los combustibles de origen fósil, son los principales desafíos a superar, aunque ha habido esfuerzos recientes para atraer inversiones, con proyectos clave como el parque eólico Tanaka.

. Informe Greenbox by Genneia.

La Unión Europea (UE) y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) firmaron un Memorandum de Entendimiento que contempla el ingreso de la UE como Observador Permanente en OLADE.

El acuerdo fue suscrito por el Secretario Ejecutivo de OLADE, Andrés Rebolledo Smitmans, y el Comisiario de Energía de la UE, Dan Jørgensen, y tiene el objetivo de fomentar la cooperación bilateral y el intercambio de conocimientos en materia energética en América Latina, el Caribe y la Unión Europea a nivel técnico y de mejores prácticas en el diseño de programas y proyectos.

La condición de observador de la UE contempla una participación en los órganos de gobernanza de OLADE e instancias técnicas de trabajo, lo que facilitará el desarrollo de proyectos de innovación tecnológica, y de políticas públicas tomando en cuenta el papel estratégico de la energía y su impacto en el desarrollo socioeconómico, el cambio climático, la industrialización y la mejora del índice de desarrollo humano de ambas regiones.

De acuerdo con Estudio realizado por OLADE, el comercio bilateral entre la UE y América Latina-Caribe en el sector energético ha mostrado un crecimiento constante, aumentando de U$S 10.887 millones en 2020 a U$S 35.707 millones en 2023.

América Latina y el Caribe tiene una balanza comercial energética superavitaria con la UE, con exportaciones que triplican sus importaciones desde Europa, en un marco que favorece la transferencia tecnológica, la inversión en energías limpias y la resiliencia económica ante la crisis climática.

ALC ha avanzado en la transformación de su sector energético, pero aun enfrenta desafíos vinculados al cambio climático, tales como eventos climáticos extremos, presiones sobre la infraestructura energética y la necesidad urgente de diversificar una matriz energética primaria que aún depende en gran medida de hidrocarburos y energía hidroeléctrica.

En este contexto, la UE tiene un rol importante, pues desde hace ya una década, la inversión extranjera directa (IED) en América Latina en proyectos renovables ha superado la de los hidrocarburos y hoy las empresas europeas son responsables del alrededor del 70 % de la IED en energías renovables.

Andrés Rebolledo, consideró que “la inclusión de la Unión Europea como observador resulta especialmente oportuna, pues existen interesantes coincidencias entre ambas regiones en materia energética, con desafíos comunes en torno a la seguridad, la eficiencia y la integración, así como en la ineludible transición hacia energías renovables como respuesta a la crisis medioambiental y el deterioro de los ecosistemas”.

Por su parte, Dan Jørgensen destacó que “La UE y América Latina y el Caribe fortalecen su alianza para impulsar las transiciones verde y digital. El memorando firmado integra esfuerzos energéticos regionales y refuerza la cooperación técnica. Ambas regiones avanzan hacia una transición energética limpia y sostenible. El acuerdo apoya metas compartidas: triplicar las energías renovables y duplicar la eficiencia energética al 2030”.

La energética YPF comunicó el inicio de la soldadura automática en la línea del Oleoducto VMOS, en cercanías a la localidad de Chelforó, Río Negro. Se trata de un hito en el avance de esta obra que habilitará la exportación a gran escala de petróleo producido en yacimientos de la formación no convencional Vaca Muerta, en Neuquén.

El presidente y CEO de YPF, empresa de mayoría accionara estatal, Horacio Marín, presenció la tarea y sostuvo que “Vaca Muerta Oleoducto Sur es estratégico para el país y es una muestra de que los privados podemos financiar y construir este tipo de infraestructura y generar valor para la Argentina”.

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 y Shell Argentina para la construcción y operación del oleoducto Vaca Muerta Sur.

Previo a esta visita, las autoridades de YPF y de la UTE Techint–Sacde, a cargo de las obras, recorrieron el campamento de la constructora ubicado en la localidad de Chichinales, donde pudieron ver el acopio de caños y la planta soldadora de doble junta.

El proyecto contempla la construcción de un ducto de 437 kilómetros más una terminal de exportación que convertirá a Argentina en un exportador global de energía y posibilitará ingresos por 15 mil millones de dólares para 2030, se calcula.

Se estima que el oleoducto va a estar operativo para fines del 2026, con una capacidad de transporte de 180.000 barriles y que se va a llegar al 2027 con 550.000 barriles día.

Avances VMOS

La construcción de oleoducto fue adjudicada a la UTE Techint-Sacde. Ya se realizaron 300 kilómetros de apertura de pista y más de 60 de desfiles de tubos. Además, se incorporó una soldadora de doble junta, que permite acelerar la producción al soldar de forma industrial e itinerante caños de 12 metros para transformarlos en caños de 24.

Se trata de una técnica de construcción similar a la aplicada en el tendido del gasoducto troncal GPNK, ahora rebautizado GMP.

En este tramo de la obra ya hay 500 trabajadores en plena actividad. También, se avanza con la construcción de la cabecera de bombeo de Allen y la de Chelforó.

En Punta Colorada, en tanto, ya se construye la terminal de almacenamiento, que tendrá inicialmente entre 5 y 6 tanques de 120 metros cúbicos. Las chapas para su construcción ya comenzaron a llegar al país.

Además, ya se encuentra compradas las dos monoboyas que habilitará la carga de los barcos VLLC, que por primera vez podrán operar en el país.

La Secretaría de Energía dispuso, a través de la Resolución 219/2025, una revisión parcial de los criterios para acceder a los cuadros tarifarios diferenciales (subsidiados) por el suministro de gas natural por red dentro del Régimen de Zona Fría Ampliada (Ley 27.637).

“La medida apunta a ordenar un régimen deficitario, que incluía usuarios de forma automática y sin control”, sostuvo Energía en referencia a la reducción del beneficio tarifario dispuesta para casi 138 mil usuarios, “para así profundizar en la focalización de subsidios únicamente para quienes los necesitan”, comunicó.

Hasta ahora, los usuarios dentro del régimen de Zona Fría Ampliada que cobran menos de 4 salarios mínimos y contaban con más de un medidor o suministro a su nombre, podían acceder al beneficio del 50 % de descuento en las tarifas en todos ellos, se explicó.

Y al respecto se anunció que ahora “eso cambia para los 137.842 usuarios detectados en esa situación: a partir de esta Resolución, podrán acceder al subsidio del 50 % en solo uno de los suministros. En los restantes, se aplicará la bonificación general del 30 %, prevista por ley”.

Quienes consideren que tienen motivos fundados para acceder al beneficio completo podrán presentar su solicitud de revisión a través de la web de ANSES, se indicó.

Cabe recordar que, la ley de Zona Fría Ampliada es una extensión del Régimen de Zona Fría creado en 2002 para asistir a provincias con climas extremos, como las del sur del país, donde el consumo de gas es vital y elevado. Sin embargo, en 2021, el gobierno anterior extendió el régimen incorporando zonas de Rosario, Córdoba, San Luis y de la provincia de Buenos Aires.

Energía cuestiona aquella decisión y señala que “el resultado fue un esquema mal focalizado, regresivo y deficitario, que terminó beneficiando a quienes no lo necesitaban”.

En rigor, y tal como se lo señala en los propios considerandos de esta nueva resolución, a través de la Ley 27.637 se ampliaron las zonas geográficas alcanzadas por los beneficios y se estableció que, “para los beneficiarios de las nuevas zonas, el beneficio consistiría en la aplicación de un cuadro tarifario diferencial equivalente al 50 % o al 70 % de los cuadros tarifarios plenos calculados por el ENARGAS, según que el beneficiario se encontrare o no en situación de vulnerabilidad, conforme a los criterios enunciados en los Artículos 4º y 6º de la Ley 27.637”.

“La decisión (ahora dispuesta por la R-219) forma parte del proceso de ordenamiento y racionalización de subsidios que el Gobierno Nacional impulsa desde diciembre de 2023”. “El compromiso es claro: eliminar privilegios, corregir distorsiones y administrar con responsabilidad los recursos del Estado”, sostuvo la S.E., dependiente del ministerio de Economía.

Y agregó que “en este sentido, el Registro Único de Beneficiarios detectó más de 137.000 personas en esta situación: usuarios considerados vulnerables con ingresos menores a cuatro salarios mínimos que, sin embargo, tienen más de un medidor a su nombre”. Y entonces señaló que “Con la nueva reglamentación, seguirán recibiendo una tarifa diferencial, pero con una distribución más equitativa y razonable del subsidio”.

La cartera a cargo de María Tettamanti señaló que “ésta modificación responde a una realidad: los subsidios a la Zona Fría Ampliada son financiados por las tarifas que pagan todos los usuarios del país. Esto además de injusto resulta deficitario para las arcas públicas”.

Por Santiago Magrone

La Secretaría de Energía del ministerio de Economía, activó el procedimiento para licitar las obras de ampliación de la capacidad de transporte del Gasoducto troncal Perito Moreno (antes GPNK) que entró en operación (Etapa I del diseño original) en 2023, transportando gas natural producido en Vaca Muerta, desde Tratayén (NQN) hasta Salliqueló (Buenos Aires). La Etapa 2 del diseño original del proyecto, entre Salliqueló y San Jerónimo (sur de Sante Fe) no está en los planes del actual gobierno.

La aún estatal Energía Argentina S.A. (ENARSA) convocó ahora a empresas nacionales e internacionales a la licitación “para la ejecución del primer proyecto de iniciativa privada sobre el sistema de transporte de gas natural nacional”, se destacó.

Consiste en la ampliación de la capacidad de transporte del Gasoducto Perito Moreno (GPM), que en la actualidad transporta hasta 26 millones de metros cúbicos de gas por día desde Vaca Muerta hasta Buenos Aires.

Las obras de ampliación de capacidad proyectadas para este ducto troncal consisten en incorporar nuevas plantas compresoras adicionales en varios puntos del trazado y adecuar las instalaciones actuales. Eso permitirá adicionar un volúmen de hasta 14 millones de metros cúbicos día y que el GPM alcance una capacidad máxima operativa de transporte de hasta 40 millones de metros cúbicos día.

Las obras se realizarán con financiamiento privado y tendrá una inversión de más de U$S 700 millones. La ampliación estaría operativa no antes de finales de 2026.

Energía Argentina formalizará con el adjudicatario -quien tendrá a su cargo la Operación y el Mantenimiento del GPM – un contrato de reserva de capacidad de transporte de 14 millones de metros cúbicos por un plazo de 15 años. Una vez finalizado ese tiempo, las nuevas instalaciones revertirán al Estado Nacional, se describió.

El adjudicatario tendrá además el derecho de ejercer la opción de ejecutar y financiar la obra de ampliación de capacidad de hasta 6 MMm3/d adicionales (capacidad opcional).

ENARSA destacó que “esta iniciativa, declarada de interés público por el Estado Nacional, posibilitará acelerar la puesta en valor de activos en Vaca Muerta, generar ahorros fiscales y beneficios para la balanza comercial nacional”. Ello como consecuencia de la menor importación de GNL en la época invernal, y hasta la exportación de excedentes de gas a nivel regional en los meses del verano.

El cronograma presentado para esta licitación establece que la presentación de ofertas será el 7 de julio (desde las 10 y hasta las 11 horas) en la sede de Enarsa. La apertura de ofertas se inicia ése mismo día a las 11.30.

Se deberá constituir una garantía de mantenimiento de oferta por U$S 5 millones, y las consultas de los interesados podrán realizarse hasta cinco días hábiles antes de la fecha límite de presentación de las ofertas.

Los Plazos
Acerca del plazo para tener habilitada las obras de ampliación que se licitarán, estimaciones optimistas permiten suponer que no será antes de finales del 2026.

Al respecto, cabe referir que el 15 de mayo último la Secretaría de Energía oficializó la resolución 198/25 que ajusta aspectos del proceso, modificando anexos.

En los considerandos de la R-198 se señala que en el Pliego de Cláusulas Generales y Especiales, aprobado por la Resolución 136/25 se estableció que la Fecha Límite de Habilitación de la Obra de Ampliación debía ser el 30 de junio de 2026, debiendo a esa fecha el Adjudicatario contar con la habilitación de la totalidad de la Obra de Ampliación para disponer de la Capacidad Incremental comprometida.

El 6 de mayo ENARSA había sostenido que “la fijación del plazo referido, en términos fijos e inamovibles para la ejecución de la Obra no resulta el más adecuado, considerando que su desarrollo se iniciará una vez adjudicada la licitación”.

Esta empresa agregó que, en función de las características de la Obra de Ampliación, resulta razonable, y se adapta mucho mejor a los requerimientos de construcción y puesta en funcionamiento, determinar un plazo de DIECIOCHO (18) meses, contados a partir del mes posterior al del perfeccionamiento de los contratos derivados de la adjudicación.

“A fin de evitar que la eventual modificación del Pliego en un punto sustancial como es la Fecha Límite de Habilitación sea realizada una vez iniciado el proceso de Licitación Pública, con la posible consecuencia de resultar favorecidos determinados Oferentes en desmedro de otros, esta Secretaria (de Energía) entiende que resulta conveniente aplicar un esquema de fecha móvil vinculado al dictado de la Aprobación de la Adjudicación”, consideró la R-198.

Antecedentes

Cabe referir que en noviembre de 2024 el gobierno emitió el decreto 1060/24 por el cual declaró de Interés Público Nacional la Iniciativa Privada propuesta por la Transportadora de Gas del Sur denominada “Incremento de la Capacidad de Transporte Gas Natural, en la Ruta Tratayén – Litoral Argentino”, que consiste en la ejecución de las obras de ampliación del Tramo I del GPM desde Tratayén hasta Salliqueló.

La empresa tgs planteó en junio de 2024 dicha propuesta ante el Ministerio de Economía y luego, en septiembre, y en noviembre de 2024, realizó presentaciones complementarias para la ejecución del Proyecto con el fin de incrementar la capacidad de transporte de gas natural en 14 MMm³/día.

La Iniciativa planteó además la ampliación complementaria en los tramos finales del Sistema Regulado de esa empresa, a ser ejecutada bajo su Licencia y en los términos de la Ley 24.076 (marco regulatorio), conformada por un conjunto de obras para disponer mas gas natural en el AMBA, y también transferirlo al sistema de TGN a través del Gasoducto Mercedes-Cardales, reforzando el suministro al área Litoral y a los usuarios conectados al Gasoducto Norte.

En la iniciativa presentada por tgs se estima que el proyecto permitirá sustituir durante 100 días del período invernal de alta demanda, las importaciones de energéticos (Gas Natural Licuado -GNL- y combustibles líquidos para generación eléctrica), redundando en beneficios en la balanza comercial del país de más de U$S 700 millones al año y en términos de ahorros fiscales de U$S 500 millones al año, todo por sustitución de importaciones.

Las obras de ampliación del GPM se incorporarán a la concesión (del entonces GPNK) otorgada en febrero de 2022 a IEASA, actualmente ENARSA.

El Decreto 1060/24 estableció que “El precio de la capacidad de transporte resultante de la ampliación, a ser abonado al adjudicatario, será el que resulte de la licitación pública. Sin perjuicio de ello, y a fin de dar cumplimiento a lo establecido en la ley 17.319 (de Hidrocarburos), todos los cargadores del ducto contarán con un precio unificado, que será el promedio entre el precio existente para la capacidad actualmente contratada y el nuevo precio de la capacidad incremental, ponderado por los volúmenes correspondientes en cada caso”.

Cuando quien contratare el servicio de transporte firme fuere una distribuidora de gas la Secretaría de Energía emitirá disposiciones relativas a la periodicidad y tipo de cambio aplicable, para que el ENARGAS los considere en los cuadros tarifarios del servicio.

El adjudicatario de la licitación pública podrá comercializar a terceros la capacidad de transporte resultante de la ampliación. y a tal fin la S.E. evaluará los lineamientos para que el adjudicatario implemente los concursos de capacidad a fin de asegurar la no discriminación en el acceso a la nueva capacidad de transporte.

En la licitación ahora activada se consideran condiciones fijadas por el Decreto 1060 tales como la cesión por parte de ENARSA, en su calidad de concesionario, a favor del adjudicatario de la capacidad de transporte incremental a través del contrato de reserva de capacidad.

Y también, “El compromiso expreso de tgs de realizar las obras de ampliación en tiempo y forma que sean necesarias para los tramos finales de su sistema de ductos actual, independientemente de que resulte o no adjudicatario en la licitación pública a llevarse adelante”.

Asimismo, la renuncia de CAMMESA a ejercer su derecho de prioridad respecto de la capacidad incremental resultante de la ampliación contemplada en la Iniciativa Privada.

Genneia, empresa líder en generación de energías renovables en Argentina, anunció la ampliación del Parque Solar San Rafael, presentado en febrero pasado durante la inauguración del Parque Solar Malargüe 1. Esta nueva etapa contempla la incorporación de 30 MW adicionales mediante una inversión de U$S 30 millones, lo que eleva el monto total destinado al proyecto a U$S 180 millones.

La ampliación incluirá la instalación de 65.000 paneles solares, que se sumarán a los 335.000 ya previstos. Con una potencia instalada total de 180 MW, se podrá abastecer de energía limpia a cerca de 135.000 hogares argentinos y evitar la emisión de más de 240.000 toneladas de CO₂ por año. La entrada en operación está programada para el segundo trimestre de 2026.

El anuncio tuvo lugar en el marco de la Exposición Internacional de Minería Argentina, Arminera 2025, y la actividad contó con la presencia del Gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo; la Ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre; el CEO de Genneia, Bernardo Andrews; el Director de Asuntos Corporativos de la compañía, Gustavo Castagnino; y el Director de Negocios & Desarrollo, Gustavo Anbinder.

Con este anuncio, Genneia proyecta alcanzar una inversión acumulada de U$S 430 millones en Mendoza hacia 2026, consolidando su presencia estratégica en la región, fortaleciendo el abastecimiento sostenible para grandes usuarios industriales en todo el país.

La Ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, destacó: “Este nuevo proyecto se suma al Parque Malargüe I, ya energizado, y al de Anchoris, consolidando el crecimiento de la provincia en generación fotovoltaica”. Además, señaló que el nuevo parque, ubicado en la zona de El Sosneado, “no solo incrementa el potencial en energías renovables, sino que fortalece la seguridad energética, en particular en el sur provincial”.

Por su parte, Bernardo Andrews, CEO de Genneia, afirmó que “Mendoza se ha convertido en una provincia clave para nuestra estrategia de crecimiento renovable. Esta inversión no solo responde a la demanda creciente de energía limpia por parte de las industrias, sino que también refleja nuestra visión de largo plazo y nuestro compromiso con el desarrollo sostenible de la región”.

Además de esta expansión, Genneia continúa avanzando con la construcción del Parque Solar Anchoris, ubicado en Luján de Cuyo, que aportará 180 MW de potencia instalada.
Junto con sus cuatro parques solares ya operativos en la región –Ullum I, II y III, Sierras de Ullum, Tocota III y Malargüe 1–, la compañía totaliza 340 MW solares en la zona de Cuyo y esta capacidad operativa crecerá hasta 700 MW para 2026.

Genneia lidera la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 20 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 20 % de la generación de energía eólica y el 13 % de la solar. La reciente puesta en marcha del Parque Eólico La Elbita, en la provincia de Buenos Aires, y del Parque Solar Malargüe 1 en Mendoza, ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a 1.256 MW.

Axion Energy llevó sus últimas innovaciones en materia de refinación en el LARTC Ask The Experts, el encuentro organizado por la World Refining Association que reunió durante dos jornadas en el Sheraton Buenos Aires a los referentes técnicos de la refinación, tanto del país como de la región.

Diego Mouriño, vicepresidente de operaciones downstream de la AXION sostuvo que ¨En estos próximos años es nuestra responsabilidad como industria ser aún más eficientes, generar saldos exportables y agregar valor a nuestra economía”. Además, señaló que la industria del petróleo siempre se destacó por su solidez en términos de tecnología e innovación, y remarcó que en esta época “seguir formando técnicos, ingenieros y especialistas que vean el futuro del sector es fundamental”.

Por su parte, Melisa Prost, gerente ejecutiva de Tecnología de la refinería AXION energy, destacó la importancia de “acompañar con un cambio cultural donde no solo se adquieran herramientas tecnológicas, sino que se elabore un programa para que los sponsors y quienes deben implementar estas herramientas tengan en cuenta de forma clara la visión”.

Durante el panel Ask The Experts, Lucas Leone, Gerente de Ingeniería de Procesos de AXION energy, remarcó la importancia de elegir bien los catalizadores destinados a acelerar y direccionar las reacciones químicas de refinación, y especificó que, en el caso de la refinería de Campana, la prioridad está en la producción de diésel.

Cabe destacar que la Refinería Campana fue reconocida en 2023 como la Refinería del Año en Latinoamérica por parte de la LARTC. Posee el 15 % de la capacidad instalada en Argentina, con una participación del 16 % en el mercado de combustibles, y es la única del país que produce el 100 % del gasoil con ultra baja cantidad de azufre, acorde a las normas europeas más exigentes del mercado.

En el panel “Transformación digital en la gestión de cámaras de coque mediante escaneo láser”, el ingeniero Diego Bruzzone, especialista en equipos estáticos, confiabilidad y aseguramiento técnico de AXION energy, presentó el uso de herramientas digitales avanzadas aplicadas al monitoreo de las cámaras de coque, componentes clave en las plantas de refinación.

Con el objetivo de evitar fallas, el equipo desarrolló un modelo digital que funciona como una réplica virtual de la cámara, actualizada cada cinco minutos con datos reales. Esta innovación permite monitorear con precisión el impacto de cada ciclo de trabajo, eliminando la necesidad de estimaciones sobre la duración de los equipos. “Ahora ya no discutimos si estamos operando bien o mal, sino que podemos ver qué tan exigente fue el último ciclo que hicimos”, señaló Bruzzone.

Por su parte, el ingeniero de AXION energy Renso Kloster detalló el uso de tres herramientas principales para el mantenimiento de las cámaras.

En primer lugar, se realiza un escaneo láser que permite detectar deformaciones o abultamientos en la estructura. En segundo lugar, se aplica la técnica de emisión acústica, que utiliza sensores especiales para captar sonidos imperceptibles generados dentro del metal durante los procesos de calentamiento y enfriamiento con el fin de identificar posibles fallas. Por último, se prevé incorporar nuevas pruebas, como ultrasonido y técnicas con partículas magnéticas, que permiten detectar grietas de menor tamaño.

El Mercado Electrónico del Gas realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 01/06/2025 al 15/06/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

Se recibieron 22 ofertas que totalizaron un volumen de 13.200.000 m3/día, con Precios Promedio Poderados de U$S 3,90 por millón de BTU en el PIST, y de U$S 4,87 el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.

Siete ofertas llegaron desde Neuquén, por un volumen de 4,3 millones de m3/día; cuatro desde Tierra del Fuego, por un volumen de 4,0 millones de m3/día; dos ofertas desde Chubut por un total de 700 mil m3/día; otras cuatro ofertas desde Santa Cruz por un volumen de 2,3 millones de m3/día; y cinco ofertas desde la cuenca Noroeste, por un volumen de 1,9 millones de m3/día.

Los precios en el PIST variaron desde U$S 3,82 a U$S 4,16 el MBTU, en tanto que los precios en el GBA variaron desde U$S 4,63 hasta U$S 5,14 el MBTU.

La Secretaría de Energía de la Nación recategorizó a mas de 15 mil usuarios que figuraban como de ingresos medios (N3) y bajos (N2) geolocalizados en zonas del AMBA sur y norte de altos ingresos (countries, clubes de campo, barrios cerrados y Puerto Madero), por la cual el Estado Nacional “asume que estos usuarios poseen una manifiesta capacidad contributiva”.

Esta medida se enmarca en el Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados, establecido por el Decreto 465/2024, “que tiene como objetivo garantizar una distribución eficiente, justa y transparente de los recursos públicos, asegurando que los subsidios lleguen a quienes realmente los necesitan”, comunicó Energía.

Según el relevamiento oficial, 15.518 usuarios son alcanzados por esta medida. En el caso de los countries y barrios cerrados, se detectaron consumos eléctricos similares a los de una PYME, que duplican y hasta triplican el promedio nacional (250 kwh mensuales), describió la S.E. dependiente del ministerio de Economía.

Y se detalló que “el análisis se realizó mediante herramientas de Sistemas de Información Geográfica (GIS) y bases de datos espaciales (PostGIS), con datos abiertos provistos por ARBA y el OPISU” (Organismo Provincial de Integración Social y Urbana).

La recategorización automática implica que estos usuarios serán excluidos del Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE).

No obstante, se habilita un procedimiento de revisión individual: los usuarios afectados podrán presentar un reclamo a través de la plataforma Trámites a Distancia (TAD), bajo el trámite “Solicitud de revisión de subsidios energéticos”, con carácter de Declaración Jurada, y serán responsables de aportar las pruebas que justifiquen su inclusión.

La medida representa un ahorro fiscal superior a los $ 3.000 millones anuales, contribuyendo al ordenamiento macroeconómico, al saneamiento del sistema tarifario y a la reducción del gasto público improductivo, se explicó.

“Esta decisión marca un punto de inflexión: se terminó el subsidio para quienes no lo necesitan. No hay justicia en un sistema que financia el consumo de usuarios de altos ingresos con el dinero de los pagadores de impuestos”, afirmó Energía.

“El Gobierno Nacional ratifica su compromiso con una administración responsable, transparente y basada en datos, que prioriza el equilibrio fiscal y la equidad en el acceso a los servicios públicos esenciales”, remarcó el comunicado.

El Secretario Coordinador de Energía y Minería, Daniel González, anunció la aprobación del primer proyecto de inversión y desarrollo minero dentro del régimen de incentivos RIGI. Se trata del proyecto de litio de la compañía Rio Tinto, en la provincia de Salta, que prevé una inversión de U$S 2.700 millones.

El anuncio tuvo lugar en Arminera 2025, encuentro minero que convocó a miles de visitantes en el Predio Ferial La Rural Buenos Aires. Organizado por la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) y Messe Frankfurt Argentina, presentó una agenda de actividades orientadas a consolidar el desarrollo de la industria.

Los principales actores de la industria minera se reunieron para considerar en diversos paneles novedades, expectativas, diagnósticos y proyecciones del sector. Esta actividad se posiciona como uno de los rubros más pujantes y dinámicos del país, señalaron empresarios y funcionarios participantes del encuentro.

El Presidente de CAEM, Roberto Cacciola, ofreció una bienvenida al auditorio, mientras que la introducción estuvo a cargo del Secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero; y el Presidente Ejecutivo de la Agencia Argentina de Inversiones y Comercio Internacional, Diego Sucalesca.

Otra de las actividades realizadas fue el Foro de minería y sostenibilidad de Las Américas, organizado por el Foro Intergubernamental sobre Minería, Minerales, Metales y Desarrollo Sostenible (IGF), el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y la Conferencia de Ministerios de Minería de las Américas (CAMMA). Autoridades mineras de Las Américas expusieron bajo el tópico “Explorar más, extraer mejor: el camino hacia un suministro sostenible de metales y minerales”.

Hacia el cierre de la jornada, Women in Mining Argentina y Poliarquía Consultores presentaron los resultados de la encuesta nacional “Desafíos y Necesidades Educativas y Laborales en el Sector Minero”.

Acompañaron la iniciativa Roberto Cacciola (CEM); la Presidenta de WIM Argentina, Laura Hernández; la Secretaria de Minería de Salta y Presidenta de COFEMIN, Romina Sassarini; la Directora Ejecutiva de Challenger Gold, Sonia Delgado; y la Vicedecana de la Universidad Nacional de San Juan, Andrea Díaz.

A partir de los datos arrojados por el estudio, los asistentes dialogaron en torno a la necesidad de incorporar la visión femenina en la industria minera.

Entre las conclusiones sobresalió la existencia de una percepción de aumento de oportunidades laborales mineras, aunque se identificó una brecha entre la oferta educativa y los requerimientos profesionales. Referentes del sector enfatizaron en la importancia de generar una articulación entre el sector privado, las instituciones educativas y el Estado.

Por otro lado, se reparó en el surgimiento de una tendencia creciente hacia la incorporación de nuevas profesiones vinculadas a sectores como la tecnología y la salud mental.

En simultáneo a estas actividades se realizó la Ronda de Desarrollo de Proveedores, donde representantes de yacimientos mineros activos en la región y de empresas proveedoras fortalecieron vínculos con el objetivo de generar nuevas oportunidades de negocios.

Para la segunda jornada de Arminera 2025 estan previstos los paneles en el Auditorio Principal: Embajadores “Compartiendo experiencias de otros países mineros”, y el panel de Gobernadores “Mano a mano con las provincias”.

YPF y Globant anunciaron un nuevo capítulo en su alianza estratégica para la transformación y apertura de la App YPF a un modelo de Billetera Interoperable y para ello se potenciará con inteligencia artificial.

Antes de fin de año los usuarios de esta aplicación líder en el mercado podrán usarla como billetera fuera del ecosistema YPF y obtener nuevos beneficios.

Esta innovación permitirá mejorar la experiencia de los usuarios, e incorporar gradualmente funcionalidades claves como pagos fuera de ecosistema de YPF relacionados a la movilidad extendida (ejemplo: transporte, estacionamiento, etc), pagos de servicios y remuneración de cuentas, entre otros desarrollos.

“Nuestro diferencial radica en la potencia del ecosistema de YPF: una compañía de trayectoria, confianza y liderazgo en la Argentina, con una red de 1.650 estaciones de servicio y con uno de los programas de fidelización más grandes del país. El foco de nuestra aplicación está en crear una experiencia centrada en la movilidad de nuestros usuarios, esta apertura como plataforma de movilidad extendida es una evolución natural que da respuesta a las necesidades de nuestros usuarios” destacó Guillermo Garat, presidente de YPF Digital.

APP YPF lidera la transformación de la experiencia de los usuarios en el sector, con casi 6 millones de pagos mensuales, más de 3 millones de usuarios activos y con un dinero en cuenta propia.

Globant fue un socio estratégico en la construcción de este ecosistema digital ágil basado en datos, capaz de conectar las operaciones de pago e interacciones con los servicios de YPF, logrando optimizar el proceso con personalización y eficiencia y llevando la aplicación al top 3 de las más utilizadas en Argentina.

A través de la plataforma Globant Enterprise AI, diseñada para crear Agentes y Asistentes de IA personalizados y efectivos en forma rápida y segura, la compañía tecnológica aportará a la aceleración de la plataforma y será un socio clave para alcanzar el plan trazado por YPF Digital para este 2025.

“La inteligencia artificial ya no es solo una herramienta de apoyo, sino el corazón de la reinvención de las empresas en las múltiples industrias para las que desarrollamos servicios”, comentó Diego Schargorodsky, Chief Business Officer para Latinoamérica de Globant.

Y agregó que “Nos enorgullece trabajar junto a YPF en esta solución tecnológica impulsada por Agentes de IA supervisados por humanos, para responder a la demanda de sus usuarios: el mejor servicio y experiencias personalizadas, impulsadas por la revolución de la inteligencia artificial generativa”, agregó.

Para más información, visitá Globant Enterprise AI.
Para más información, visitá https://ypfdigital.com/

Pampa Energía realizó una colocación por 340 millones de dólares en el mercado internacional, a una tasa del 8 %, mediante la reapertura de su bono con vencimiento en 2034. Con esos fondos cancelará anticipadamente la totalidad del bono 2029 y mejora su perfil de deuda ya que no afrontará vencimientos relevantes hasta 2031, describió la Compañía.

Esta operación, además de optimizar la estructura de deuda, respalda el plan de inversiones de Pampa en el desarrollo de petróleo y gas no convencional en Vaca Muerta, se destacó.

Pampa concretó entonces una nueva operación en el mercado internacional para mejorar su estructura financiera. Con esta operación llevó el bono 2034 a un total de 700 millones de dólares, lo que permite una mayor participación de inversores internacionales, y canceló su bono con vencimiento en 2029, que tenía un saldo de 300 millones de dólares y una tasa del 9,125 por ciento.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, destacó que “Esta operación vuelve a poner en valor la solidez financiera de Pampa y la confianza que construimos en los mercados ya que, además de extender los plazos de la deuda, la transacción mejora nuestras condiciones financieras”.

La colocación se concretó en tan solo dos días y con un spread de 350 puntos básicos, el más bajo en la historia de emisiones internacionales de Pampa, lo que demuestra la confianza del mercado en la Compañía y su capacidad de ejecución, se detalló.

Los accidentes en los edificios por el mal funcionamiento de las calderas pueden generar consecuencias graves, aunque son evitables, puntualizó la distribuidora de gas por redes MetroGAS.

Las siguientes son las seis acciones que pueden adoptar los consorcios de edificios para prevenir accidentes:

1.- Convocar a un gasista matriculado de primera categoría que puede trabajar con artefacto de alto consumo, como lo son las calderas que funcionan en los edificios. Si la caldera supera las 150.000 calorías, debe intervenir un matriculado en combustión.

2.- Solicitar que revise y certifique el buen funcionamiento de las calderas y realice un informe detallado al consorcio. Deben controlar el enclavamiento del sistema térmico y el sistema de combustión.

3.- Según la reglamentación, al efectuar la primera visita, el profesional debe cargar el informe de validación del artefacto en el libro digital del registro de artefactos térmicos.

4.- Los controles de calderas a vapor por alta presión deben ser trimestrales. Los controles de calderas a vapor a baja presión, agua caliente o fluido térmico, deben ser cuatrimestrales. Los controles de termotanques, semestrales.

5.- Debe verificar que la sala de calderas tenga una reposición de aire suficiente desde el exterior y que los conductos de ventilación tengan una salida a los cuatro vientos que no posea fugas ni obstrucciones.

6.- También verificar que la llama de la caldera (y de cualquier artefacto que funcione a gas) sea azul, lo que significa que la combustión es la correcta. Además, chequear que las conexiones del artefacto sean con los materiales correctos.

Ante cualquier duda, MetroGAS puso a disposición un teléfono y un mail destinado exclusivamente a administradores de edificios para evacuar dudas sobre los controles: teléfono 11 5043-2639 o mail dt1022@metrogas.com.ar.

Acerca de MetroGAS
Constituida en 1992, MetroGAS es una empresa líder en el sector de distribución de gas natural. Por la cantidad de clientes que posee -2.250.000 aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente sudamericano.

Abarca una superficie de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.

El equipo AXION energy Sport continúa afianzando su protagonismo en el automovilismo nacional. Este fin de semana, en el marco de la tercera fecha del Turismo Carretera 2000, disputada en el Autódromo Roberto Mouras de La Plata, la escudería se quedó con los tres primeros puestos del podio en la segunda final del domingo.

La competencia, realizada los días 17 y 18 de mayo, consagró a Humberto Krujoski como ganador de la jornada, con Agustín Canapino en el segundo lugar y Camilo Trappa en la tercera posición. El triple podio alcanzado por el equipo reafirma su potencial deportivo dentro de una categoría de alto nivel competitivo.

El gobierno de la provincia de Chubut, que encabeza Ignacio Torres, realizará el encuentro “Energía Chubut 2050 – Tierra de Futuro”, el 2 de junio en el Hotel Four Seasons de la Ciudad de Buenos Aires, con la participación de funcionarios nacionales, empresarios y dirigentes sindicales.

El encuentro, que se extenderá entre las 8 y las 14 horas, será para trazar una agenda común en el marco del desarrollo de energías renovables, hidrocarburos y proyectos de hidrógeno en la región, ámbito en el que Chubut se posiciona como uno de los actores centrales en la promoción de la Ley de Hidrógeno Verde.

El encuentro se enfocará en los desafíos y oportunidades de la provincia en el contexto de la transición energética, la industrialización de recursos estratégicos y el desarrollo de nuevas tecnologías.

La agenda de “Energía Chubut 2050 – Tierra de Futuro” incluirá paneles sobre energías renovables, como la eólica y el hidrógeno verde; reconversión de cuencas hidrocarburíferas; uso sostenible de los recursos naturales y logística estratégica.

Entre los participantes confirmados se encuentran el jefe de Gabinete de Ministros, Guillermo Francos; el expresidente de la Nación, Mauricio Macri; la diputada nacional Ana Clara Romero; el vicegobernador de Chubut, Gustavo Menna; el CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni; y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.

También participarán otros referentes del sector privado como Bernardo Andrews (Genneia); Gabriel Vendrell (Aluar); y el dirigente sindical y diputado nacional, Jorge Ávila (Petroleros Privados de Chubut).

Los principales paneles incluirán: “Renovables: el futuro que ya está en marcha”, “Transformación y futuro de los hidrocarburos”, “Reconversión de cuencas maduras” y “Argentina ante el nuevo mapa global: claves para crecer”.

El cierre del evento contará con las exposiciones del gobernador Ignacio Torres, el jefe de Gabinete de Ministros de la Nación Guillermo Francos, el CEO de Pan American Energy Marcos Bulgheroni.

La Secretaría de Coordinación de Energía y Minería, la Administración Nacional de Electricidad de Paraguay (ANDE) y la Entidad Binacional Yacyretá (EBY) firmaron un acta acuerdo que actualiza las condiciones de utilización de la energía generada por la central hidroeléctrica binacional.

Un comunicado de la Secretaría de Energía destacó que “este acuerdo permite dar previsibilidad en el uso de la energía generada por Yacyretá, fijar el mismo precio para ambos países, bajando el costo que venía pagando Argentina; y retomar un sendero de estabilidad financiera que le permitirá a la EBY poder encarar su plan de inversiones sin aportes del Tesoro Nacional”.

En este sentido, se indicó que Paraguay se compromete a tomar 425 MWh medios del total de 3.100 MW de generación de la central, lo que permitirá que Argentina acceda hasta al 85 % de la energía disponible, siempre que el país vecino no la necesite. Esta disponibilidad extra es clave para reducir el costo durante los meses de invierno, se puntualizó.

Ambos países acordaron pagar el mismo precio por la energía: 28 dólares por MWh. Hasta ahora, Paraguay abonaba 22 y Argentina cerca de 50 dólares.

“Con este nuevo esquema se eliminaron las compensaciones cruzadas entre partes, lo que generará un ahorro concreto para el Tesoro Nacional”, se afirmó.

Este acuerdo también garantiza el flujo de fondos para que la Entidad Binacional Yacyretá pueda sostener sus gastos operativos y retomar inversiones con recursos propios, sin depender del Estado argentino, remarcó el gobierno.

Entre esas inversiones en curso se destaca la obra de la central del brazo Aña Cuá, que permitirá aumentar en un 10 % la capacidad instalada del complejo hidroeléctrico.

“El acuerdo muestra una decisión de ordenar lo que estaba desordenado, establecer reglas claras y hacer más justa la relación entre ambos países”. “El Gobierno Nacional sigue trabajando para bajar el gasto, terminar con privilegios y dejar atrás décadas de parches y arbitrariedades”, se remarcó, aunque no se dieron a conocer más detalles del texto suscripto.

El galardón tuvo como objetivo celebrar el invaluable aporte de las mujeres al sector energético argentino y destacar trayectorias inspiradoras, liderazgo innovador y contribuciones significativas al desarrollo y la sostenibilidad de la industria.

Lleva el nombre de Elisa Bachofen y Beatriz Ghirelli, por ser las primeras ingenieras de la Universidad de Buenos Aires y de la Universidad Nacional de La Plata, respectivamente.

La primera premiada fue Martha Molinaro, gerente técnica de Edemsa, en la categoría “Innovación”. Durante la ceremonia, expresó: “Estoy agradecida con todas las personas que han hecho posible recibir este prestigioso premio y esta ceremonia inolvidable. Yo creo que es una instancia que nos une para poner en valor el rol de la mujer en el sector eléctrico argentino”.

En la categoría “Diversidad e Inclusión” hubo dos ganadoras. Por un lado, Daniela Quiroga, gerente del Segmento de Movilidad de Schneider Electric, quien agradeció especialmente a sus hijos, ya que “muchas veces resignaron tiempos por saber que su mamá estaba luchando por la igualdad”.

Por su parte, María Fernanda Locarnini, directora comercial de GE Vernova, afirmó: “Siempre me he sentido libre en los ámbitos donde he estado, de crecer sin ninguna barrera”.”Estamos para homenajear a las ingenieras Bachofen y Ghirelli que tuvieron el coraje y el empeño de perseguir sus sueños, dejaron su huella y abrieron las puertas a las generaciones que vinieron después”.

El galardón en la categoría “Sostenibilidad” fue para Liliana Nores, subgerente de Planificación Estratégica y Control de Gestión de Epec. “Agradezco principalmente a mi familia, al directorio de Epec por confiar en nuestra capacidad y desarrollo. Somos cada vez más mujeres en los altos mandos, y queremos agradecer ese reconocimiento. Vamos por mayor igualdad y sostenibilidad, para dejar un mundo mejor para nuestros hijos”, enfatizó Nores.

El evento también incluyó la categoría “Trayectoria inspiradora”, destinada a destacar a mujeres con un compromiso sostenido con la excelencia a lo largo de su carrera. La ganadora fue Mariela Beljansky, profesora de la Maestría Interdisciplinaria en Energía del Ceare. “Siempre supe que iba a ser ingeniera eléctrica y me di el gusto de poder hacerlo. Mi trabajo es mi hobbie, es mi vida”, precisó Beljansky.

Además, Adeera y Udea realizaron un reconocimiento especial fuera de competencia a la trayectoria de Patricia Arnera, directora de la carrera de Ingeniería Eléctrica en la UNLP, por su dedicación a las necesidades de los demás y su valiosa labor académica.

Arnera sostuvo: “La energía eléctrica es la clave para la transición energética. La mitad de las alumnas son mujeres. El camino que han iniciado Bachofen y Ghirelli, y que nosotras estamos pisando, va deshaciendo las piedras que había y haciéndolo un poquito más parejo para las nuevas generaciones”.

Para cerrar el encuentro, Juan Carlos Blanco, vicepresidente 2° de Adeera y presidente de Edesur, remarcó: “Si no están las mujeres, nos falta el 50 % de los cerebros. No importa si hacen ingeniería, arquitectura o psicología; si no están, el país pierde una capacidad intelectual y un aporte que no sabemos hasta dónde puede llegar”.

El jurado estuvo integrado por Patricia Arnera, Juan Carlos Blanco, Raúl Bertero —vicedecano de la Facultad de Ingeniería de la UBA y presidente del Ceare—, Claudio Puértolas —presidente de Epec— y Horacio Nadra —gerente general de Edet y vicepresidente 1° de Adeera—.

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.

Operan 465.000 km de redes, emplean a 60.000 personas de manera directa y distribuyen más de 132.000 GWh al año, que representa el 98 % del total de la energía eléctrica que se consume en nuestro territorio.

La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), en el área de la Jefatura de Gabinete de Ministros, Candu Energy Inc., una empresa de AtkinsRéalis, y la firma CONUAR S.A. firmaron un Memorando de Entendimiento (MOU) para colaborar en el suministro de agua pesada y el desarrollo de capacidades tecnológicas relacionadas con los usos pacíficos de la tecnología nuclear.

El MOU establece el suministro de agua pesada desde Argentina a Canadá, a través de la Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP), ubicada en la localidad de Arroyito, Neuquén. Para ello, se establece un marco jurídico para negociar contratos de compraventa de agua pesada, prestación de servicios de ingeniería, colaboración en la cadena de suministro de empresas argentinas y transferencia de conocimientos técnicos para proyectos mutuos, incluidos reactores de potencia, se informó.

Además, para garantizar el suministro de agua pesada a largo plazo, Canadá podría establecer una nueva planta de producción utilizando tecnología transferida desde la Argentina. Por su parte, la empresa CONUAR S.A. está posicionado como un proveedor calificado de componentes de tecnología CANDU.

Germán Lavalle, presidente de la CNEA, destacó que “Este acuerdo representa un paso importante para la CNEA y para la provincia de Neuquén. La PIAP, ubicada en esta provincia, recibirá inversiones destinadas a su reacondicionamiento y a la incorporación de nuevo personal para trabajar y producir”.

Y agregó que “estamos orgullosos de haber alcanzado este entendimiento con Candu Energy Inc. y AtkinsRéalis, que permitirá poner en marcha la planta. Aunque la instalación lleva ocho años sin operar, se ha mantenido en buenas condiciones, lo que nos brinda una excelente oportunidad para reactivar su funcionamiento”.

Joe St. Julian, presidente de Nuclear en AtkinsRéalis, afirmó que “Este MOU es una inversión significativa para Canadá en el mercado global de agua pesada en este período de renacimiento para la industria nuclear”.

“En un mercado en crecimiento para 1.000 nuevos reactores y la demanda de tecnología CANDU, incluidas las modernizaciones y una nueva flota de reactores como el CANDU MONARK y el Enhanced CANDU 6®, invertir en capacidad de producción de agua pesada respalda la expansión de la infraestructura de reactores CANDU a nivel nacional e internacional”, describió.

Argentina y Canadá mantienen una historia de cooperación bilateral que se inició con la construcción de la Central Nuclear Embalse, en la provincia de Córdoba, y que significó la transferencia de la tecnología Candu a favor de la CNEA. Desde entonces, ambos países han participado en numerosas misiones, visitas técnicas y reuniones de alto nivel, entre otras actividades bilaterales enmarcadas en los Acuerdos de Cooperación vigentes desde 1996.

Acerca de la PIAP

Con estos contratos se avanzará con las tareas de renovación de la Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP) y permitirá su puesta en marcha a partir de 2027, asegurando su capacidad para producir agua pesada.

La PIAP es una instalación estratégica dedicada a la producción de agua pesada de alta pureza utilizada como moderador y refrigerante, un insumo esencial para los reactores nucleares tipo CANDU. Esta característica única permite que la tecnología CANDU utilice combustible de uranio natural, lo que mejora la seguridad energética y operacional.

Es gestionada por la empresa ENSI (Empresa Neuquina de Servicios de Ingeniería S.E.) y es propiedad de la CNEA, cumpliendo con los más altos estándares de calidad y seguridad internacionales.

Phoenix Global Resoucers, subsidiaria de Mercuria Energy Trading en Argentina planea invertir U$S 2.000 MM en los próximos 5 años para sus activos no convencionales en Argentina.

La compañía especializada en exploración y producción de petróleo y gas no convencional en Argentina, informó que la adquisición de participación de los bloques Mata Mora Norte y Sur y Confluencia Norte y Sur por parte de Geopark quedó legalmente sin efecto.

El contrato establecía que, si algunas de las condiciones precedentes contractuales no se cumplían en cierto plazo, cualquiera de las dos partes podría darlo por terminado. Phoenix Global Resources decidió finalizar el acuerdo y continuará de manera individual en los bloques no convencionales antes mencionados.

Esta situación no afecta la normal ejecución de las actividades en las áreas, que seguirán siendo operadas como hasta ahora por Phoenix Global Resources, se indicó.

Ante este escenario, el plan de inversiones que lleva adelante la compañía, que proyecta totalizar U$S 2.000 MM en los próximos 5 años, y que fuera informado oportunamente a las autoridades, será financiado íntegramente por Phoenix, se indicó.

El plan de inversiones incluye la incorporación de un segundo equipo de perforación, ya contratado, para comenzar a operar en enero de 2026 y la ya iniciada obra de construcción de una planta de procesamiento de crudo (CPF) con capacidad de tratamiento de 40 kbbl/d, que se pondrá en marcha en mayo de 2026.

La construcción de la planta, que fue adjudicada a una empresa neuquina, y se está llevando a cabo en el yacimiento Mata Mora Norte, atenderá el hub no convencional de la compañía y contará con más de 200 trabajadores directos e indirectos.

Phoenix lleva invertidos más de U$S 750 MM en Vaca Muerta en sus activos no convencionales. Mata Mora Norte, su yacimiento insignia, proyecta un plateau de 40.000 bbl/d y con Confluencia Norte y Sur, las áreas recientemente puestas en producción en Río Negro a través del primer proyecto exploratorio de Vaca Muerta en la provincia, la compañía proyecta 70.000 bbl/d, con un inventario de 500 pozos por desarrollar, se describió.

Desde el inicio de sus operaciones en Vaca Muerta, el programa de inversiones desarrollado por Phoenix ha sido financiado íntegramente por la compañía a través del respaldo de su principal accionista, la compañía suiza Mercuria Energy Trading, uno de los cinco traders de commodities más grandes del mundo.

La compañía suiza, que es la principal accionista con más del 90 % de participación y constituye el principal respaldo financiero de Phoenix, seguirá invirtiendo en Argentina y deposita su confianza en las provincias en las que opera redoblando la apuesta en sus activos en Vaca Muerta, se indicó.

Las empresas del Grupo Techint, Tenaris y Ternium fueron reconocidas por WorldSteel -la asociación global que representa a los productores de acero de todo el mundo- como campeones sustentables por su desempeño durante el 2024, por octavo y séptimo año consecutivo, respectivamente. Ambas compañías están llevando adelante sus planes de descarbonización para el 2030 y cuentan con proyectos de puesta en marcha de parques eólicos propios, entre otras iniciativas.

Tenaris, líder global en la producción y provisión de tubos de acero y servicios relacionados para la industria energética, ya puso en marcha en 2024 el parque eólico Buena Aventura, el primero de Tenaris en el mundo, con una inversión de U$S 203 millones. Construido en 15 meses y ubicado en Gonzales Chaves, provincia de Buenos Aires, suministra cerca del 50 % de la energía eléctrica requerida por la planta de Tenaris en Campana y logra una reducción de emisiones de CO2 de 152.000 toneladas por año.

Adicionalmente, la empresa está construyendo un segundo parque eólico en la ciudad de Olavarría, provincia de Buenos Aires.

Paolo Rocca, presidene y CEO de Tenaris, destacó que “Con nuestras inversiones continuas en eficiencia energética, esperamos satisfacer casi el 100 % de nuestros requisitos energéticos en Argentina con energía renovable”. La empresa tiene el objetivo de reducir las emisiones de CO2 en un 30 % para el 2030, en comparación con los niveles de 2018.

Además, durante el último año, Tenaris puso en marcha un nuevo horno Consteel®️ en la Acería del Centro Industrial de Campana, proyecto que demandó una inversión de U$S 100 millones. Consteel® es un proceso mediante el que se recuperan los gases generados en la fundición del acero, utilizándose para precalentar la chatarra. De esta manera, se reduce de manera significativa la emisión de CO2 y el consumo de energía eléctrica. Este nuevo horno es el primero a nivel mundial del Grupo Techint.

Por su parte, Ternium, el mayor fabricante de aceros planos del país y líder en Latinoamérica, puso en marcha días atrás el primer parque eólico de la compañía. Ubicado en la localidad de Olavarría, y con una inversión de más de 220 millones de dólares, le permite reemplazar el 90 % de la energía total que adquiere en el país del sistema interconectado nacional.

El proyecto se compone de 22 aerogeneradores con 4,5 MW de potencia, dispuestos en cuatro circuitos de entre cinco y seis torres cada uno a lo largo de 1,517 hectáreas del terreno. En conjunto, suman 99 MW de capacidad instalada con una producción de 470 GWh de forma anual, equivalente al consumo de 130.000 hogares.

Esta iniciativa es parte del plan de descarbonización de Ternium, cuyas acciones buscan una reducción del 15 % en la intensidad de emisiones para 2030 en comparación a la línea de base de 2023.

“Por séptima vez recibimos el reconocimiento de Campeones de la Sustentabilidad de World Steel, premio que destaca nuestro compromiso con la producción de acero sustentable y amigable con el ambiente” dijo Máximo Vedoya, CEO de Ternium.

Acerca de Grupo Techint

Con presencia en 19 países y una trayectoria de más de 75 años en la actividad industrial, forman parte del Grupo Techint 6 empresas: Tenaris, líder en provisión de tubos y servicios para la industria energética mundial; Ternium, líder en la fabricación de aceros planos en América Latina; Techint Ingeniería y Construcción, proveedora de servicios de ingeniería, suministros y construcción para proyectos complejos en todo el mundo; Tecpetrol, empresa dedicada a la exploración y producción, transporte y distribución de hidrocarburos. Grupo Techint emplea a más de 90.000 colaboradores totales.

El gobernador del Chubut, Ignacio Torres, anunció el compromiso de la Provincia de “bajar cuatro puntos de regalías al hidrocarburo no convencional” y solicitó, en contraparte, que el Gobierno Nacional “haga lo propio con los derechos de exportación al convencional”.

Fue en el marco de su presentación en el Congreso Anual del IAEF, que se realizó en la ciudad de Buenos Aires. Torres instó a “ponernos de acuerdo, terminar con las falsas dicotomías y hacer patria juntos para sacar a este país adelante”.

El gobernador dedicó un tramo de su mensaje al ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, también presente en la jornada, y transmitió que “es una baja considerable de lo que representa un tercio de los ingresos de la provincia”, y pidió a Nación que “se comprometa a bajar cuatro puntos de derecho de exportación al convencional. De esa manera vamos a poder exportar más y vamos a poder generar más trabajo porque, en definitiva, lo que Argentina necesita en este momento son dólares”, precisó.

“No puede ser que no podamos ponernos de acuerdo, hagamos patria juntos”, pidió el mandatario ante autoridades nacionales, empresarios y economistas de todo el país, y llamó a la dirigencia a “dejar de discutir pavadas por redes sociales, a despojarse de mezquindades, del alcahueterismo, de soberbia y sentarse a laburar en cosas concretas como son la producción, el trabajo y la industria”.

El martes 13 de mayo la Secretaria de Energía de la Nación publicó en el Boletín Oficial la resolución 195/2025 por la cual se estableció un incremento de precios de los biocombustibles (bioetanol y biodiesel) que las petroleras adquieren para su mezcla proporcional obligatoria con naftas y gasoils, en cumplimiento de la Ley 27.740 (de Biocombustibles).

En menos de 24 horas YPF, la compañía de mayor participación en el mercado local, trasladó la incidencia de la actualización para los biocombustibles a los precios de los combustibles en sus estaciones de servicio de todo el país.

La compañía que preside Horacio Marín entonces trasladó proporcionalmente la suba a los precios en el surtidor lo que representa un 0,2 % en naftas y 0,4 % en gasoil -entre 2 y 3 pesos en promedio-.

Esta decisión de modificar precios casi inmediatamente estaría implicando la puesta en práctica de un nuevo criterio que viene a cambiar la actualización al menos mensual en base a la incidencia combinada de las variaciones de la cotización internacional del petróleo (crudo Brent), de la devaluación del peso en relación al dólar, de los impuestos específico (ICL y CO2) y de los biocombustibles. Al respecto, algo insinuó Marín hace algunos días.

Resta saber que actitud adoptarán otras importantes marcas que operan en el Donwstream a nivel local.

Desde YPF se argumenta que la compañía de mayoría accionaria estatal “renueva su compromiso de mantener un acuerdo honesto con los consumidores”, y que esto “se basa en el monitoreo continuo de las principales variables que componen el precio de nuestro producto”, antes indicados.

El 1 de mayo YPF anunció y puso en práctica una baja del 4 % promedio país en sus combustibles. incidieron la baja persistente del precio del crudo y la postergación dispuesta por el ministerio de Economía de una actualización de los impuestos específicos en estos productos, procurando contener la inflación.

A través de la Resolución 195/2025 la Secretaría de Energía fijó en $ 788,181 por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla con nafta, el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de mayo y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

En la misma resolución se fijó en $ 722,395 por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla con nafta.

La cartera a cargo de María Tettamanti oficializó además la resolución 196/2025 por la que fijó en $ 1.251.837 por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil para las operaciones que se realizan en mayo, y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

La Secretaría de Energía fijó nuevos precios para los biocombustibles que las compeñías petroleras adquieren para su mezcla proporcional obligatoria con naftas y gasoils.

A través de la Resolución 195/2025 ya oficializada fijó en $ 788,181 por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (de Biocombustibles), el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de mayo y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

En la misma resolución se fijó en $ 722,395 por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla con nafta, el cual también regirá para las operaciones durante el mes de mayo.

El plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los treinta (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.

La cartera a cargo de María Tettamanti oficializó además la resolución 196/2025 por la que fijó en $ 1.251.837 por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de la Ley 27.640, para las operaciones que se realizan en mayo, y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los siete (7) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente, se puntualizó.

Pampa Energía presentó los resultados del primer trimestre de 2025 y destacó el crecimiento de sus inversiones, que en el período suman U$S 160 millones y superan en 40 % las realizadas en el mismo período del año anterior.

En la presentación ante inversores de Pampa se destacó su fuerte plan de inversiones, enfocado en obras de infraestructura para desarrollar las reservas de petróleo en el yacimiento Rincón de Aranda.

Rincón de Aranda está ubicado en la cuenca neuquina, en la ventana de crudo de Vaca Muerta. Es un bloque petrolífero no convencional que Pampa Energía adquirió en 2023, con una superficie de 239,39 kilómetros cuadrados.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa, afirmó en tal sentido que “el desarrollo de Rincón de Aranda cuenta con una inversión estimada de U$S 800 millones para 2025 y una cifra similar en el 2026, la mayor en un solo proyecto en la historia de Pampa Energía”.

Pampa está ejecutando la primera etapa de este proyecto y ya conectó cuatro pozos para alcanzar una producción de 6.000 barriles por día.

En los próximos meses, se indicó, Pampa conectará otros 24 pozos para alcanzar una producción de 20.000 barriles por día, y proyecta alcanzar los 45.000 barriles día para 2027.

Además, la compañía destacó que durante el primer trimestre de este año concentró sus inversiones en el desarrollo de una planta de tratamiento de crudo, un oleoducto, y un gasoducto de evacuación.

Un solo litro de aceite lubricante usado (ALU) desechado al mar contamina un 1 millón de litros de agua y tarda entre 10 a 15 años en degradarse por completo. Para contrarrestar esta realidad es que nace Novergy, una nueva compañía que garantiza la recuperación eficiente de esos residuos transformándolos y revalorizando en bases lubricantes, combustibles livianos y especializados para su reutilización por parte de la industria.

De esta manera, se reduce en un 80% las emisiones de carbono de sus productos minimizando su impacto ambiental.

Su lanzamiento surge como producto de una alianza entre los grupos Petroandina y Quimiguay, con más de 25 años de experiencia en el tratamiento integral de los residuos industriales. El objetivo es dar cobertura nacional y una respuesta sistémica eficiente y estratégica a la problemática de qué se hace con este tipo de desechos; y posicionarse de esta forma como un nuevo paradigma de la economía circular.

El aceite lubricante forma parte de la vida cotidiana y productiva de un país. Lo usa la industria en general, los automóviles, camiones, buses, maquinaria agrícola, transporte marítimo, entre otros.

Este año está previsto que se produzcan 44 mil millones de litros en el mundo y se proyectan que para 2029 ese número ascenderá a 52 mil millones como consecuencia del incremento del parque automotor, entre otras causas. En el caso de Argentina, el tamaño del mercado argentino de lubricantes en el segmento automotriz se estima en la actualidad en 184,35 millones de litros, y se espera que alcance los 199,20 M de litros en 2026.

Ante este panorama y en un contexto global en el que prima la necesidad de pensar acciones sostenibles a esta demanda del mercado es que nace Novergy, en el marco de la economía circular, recolecta y regenera el ALU convirtiéndolo en combustibles y bases lubricantes de alta calidad. El proceso permite reutilizar los aceites indefinidamente, evitando el desperdicio y maximizando su ciclo de vida.

La regeneración del aceite usado tiene un impacto ambiental significativamente menor que el proceso de refinar el petróleo crudo: 80 % menos emisiones CO2; 90 % menos acidificación y 88 % menos partículas finas.

Mientras que se requieren 140 litros de petróleo crudo para obtener un litro de base refinada, solo se necesitan 3 litros de ALU para producir un litro de Base Lubricante re- refinada. Además, su uso permite un ahorro energético significativo en comparación con las bases vírgenes, ya que el proceso de re-refinado consume hasta un 85% menos de energía.

Lanzamiento de la empresa

La presentación de Novergy se realizó el 8 de mayo en la ciudad de Buenos Aires y contó con la participación de diversos actores de la industria, con un panel conformado por especialistas y líderes de la empresa que analizaron su impacto en el sector y en la sociedad.

“Hoy, no solo celebramos el inicio de una nueva empresa, sino también el compromiso de transformar la manera en que entendemos y utilizamos la energía”, destacó el gerente general de Novergy, Ramiro Ferrari, acompañado por los directores ejecutivos del Grupo Petroandina y Grupo Quimiguay, Facundo Rodríguez y Pablo Vicino, respectivamente.

Ferrari destacó: “Creemos que Novergy es una oportunidad concreta para construir un futuro más limpio, guiados por los valores de la economía circular”.

Como parte de la estrategia de crecimiento y desarrollo eficiente de los activos, en el yacimiento La Calera, que Pluspetrol opera con YPF como socio, se amplió la capacidad de procesamiento de gas de la planta de CPF en un 20 %, llegando a 14.5 MMm3/d para satisfacer la demanda en el período invernal, informó Pluspetrol.

A ello se suman los 4.800 m3/d de condensado que también son tratados en dicha planta y que impulsan el desarrollo sostenible de la provincia del Neuquén, además de contribuir a la generación de divisas para el país.

La particularidad de La Calera es que está ubicado en una posición privilegiada en la zona de gas rico no convencional más grande del país.

Gracias al esfuerzo conjunto de ambas compañías, es posible contar en el área con más de 90 pozos productivos; convirtiendo a La Calera en uno de los principales activos no convencionales de gas y condensado del país, y en el tercer yacimiento de Vaca Muerta. De esta manera, Pluspetrol se consolida como el tercer operador de gas en el país.

El conjunto de las inversiones alocadas para la construcción de la CPF, sus ampliaciones, y pozos perforados en los últimos 3 años, alcanzarán al cierre del 2025, un total de U$D 2.200 millones. Para el desarrollo del bloque, en los últimos dos años se invirtieron U$S 1.500 millones y se espera cerrar el 2025 con una inversión del orden de los U$S 700 millones.

En la construcción de la CPF (Central Processing Facility), participaron más de 1.900 trabajadores directos e indirectos; en 6.5 millones de horas de trabajo, habiéndose colocado más de 13.000 m3 de hormigón y 4.750 Tn de piping.

El Gobernador del Neuquén, Rolando Figueroa, visitó La Calera para conocer de cerca la ampliación, como así también las obras asociadas a la misma. Lo hizo junto al CEO de Pluspetrol, Claudio de Diego y el Presidente de YPF, Horacio Marín. También participaron Guillermo Koenig, Ministro de Economía, Producción e Industria de Neuquén, y el Country Manager de Pluspetrol en Argentina, Julián Escuder.

Este avance reafirma la colaboración entre Pluspetrol e YPF como un modelo de innovación y sostenibilidad en el sector.

Acerca de Pluspetrol
Pluspetrol es una compañía internacional e independiente de energía con foco en exploración y producción de hidrocarburos. Tiene su origen en Neuquén Argentina, hace más de 45 años., y es el cuarto productor de gas y de petróleo en el país. En Perú es el primer productor de gas y de petróleo, y también opera en Colombia, Ecuador, Estados Unidos, Países Bajos y Uruguay.

La Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina anunció el AmCham Summit 2025, un encuentro que reunirá a líderes del ámbito público y privado para debatir en torno a los pilares clave de “Una Argentina competitiva”. La jornada se llevará a cabo el martes 20 de mayo en el Centro de Convenciones de Buenos Aires con una agenda que abordará los principales desafíos y oportunidades para el desarrollo del país desde una mirada multisectorial.

Argentina cuenta con el potencial para ser competitiva a nivel global gracias a sus recursos naturales y capital humano disponible. Además, en los últimos meses surgieron señales positivas para el país, como la reducción de la inflación, el ordenamiento fiscal y monetario y la desregulación normativa. Pero, sin embargo, sigue enfrentando barreras estructurales que limitan su crecimiento y su integración en la economía mundial, señaló la entidad empresaria en un comunicado.

El encuentro impulsará el diálogo sobre cómo transformar el diagnóstico en acción y construir de manera conjunta las bases para mejorar la competitividad y fortalecer el desarrollo argentino, se agregó.

A lo largo de la jornada, se abordarán temas como: la relación bilateral; reflexiones sobre la justicia y las reglas de juego; la seguridad energética como pilar para el desarrollo y la competitividad; los nuevos modelos de financiamiento; el liderazgo tecnológico como motor del crecimiento; el rol del sector privado en la generación de empleo sostenible; y la economía en la transición.

El encuentro contará con la participación de referentes fundamentales en la toma de decisiones para el desarrollo económico de Argentina, incluyendo gobernadores, ministros, diputados, CEO de grandes empresas y líderes de organizaciones civiles.

Alejandro Díaz, CEO de la Cámara consideró que “El AmCham Summit se ha consolidado como un espacio estratégico de encuentro entre actores del sector público y privado, con el objetivo de trabajar de manera conjunta en los desafíos que plantea la creación de condiciones propicias para el desarrollo de Argentina”.

“Creemos que instancias como esta permiten abordar problemáticas transversales, debatir soluciones y definir estrategias que fortalezcan un modelo de país basado en el potencial de crecimiento del sector privado, y con el objetivo de generar desarrollo económico y social, en particular para los sectores más vulnerables”, consideró.

El evento contará con la presencia de más de 1.500 invitados y destacados oradores, entre los que se encuentran Jorge Macri, jefe de Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires; Cristian Ritondo, diputado nacional (PRO) por la Provincia de Buenos Aires; Gabriel Bornoroni, diputado nacional (LLA) por la Provincia de Córdoba; Miguel Ángel Pichetto, diputado nacional por la Provincia de Buenos Aires; Rodrigo De Loredo, diputado nacional (UCR) por la Provincia de Córdoba.

También, Alfredo Cornejo, gobernador de la Provincia de Mendoza; Ignacio Torres, gobernador de Chubut; Héctor Daer, secretario general de FATSA y de la CGT; Sala Luna Camacho, directora de la Oficina País de la OIT para la Argentina; Martín Menem, presidente de la Cámara de Diputados de la Nación, Martín Llaryora, gobernador de Córdoba; Rogelio Frigerio, gobernador de Entre Ríos.

Además estarán Mario Lugones, ministro de Salud de la Nación; Luis Caputo, ministro de Economía de la Nación; Neil Harrington, Senior Vice President of Americas, U.S. Chamber of Commerce; Gerardo Werthein, ministro de Relaciones Exteriores, Guillermo Francos, jefe de Gabinete de Ministros de la Nación; entre otros.

El inicio de la jornada estará a cargo de Facundo Gómez Minujín, presidente de AmCham
Argentina y Senior Country Officer de J.P. Morgan para Argentina, Uruguay, Bolivia y Paraguay, mientras que el cierre será por Alejandro Díaz, CEO de AmCham Argentina.

Además, acompañarán el encuentro representantes de compañías líderes en distintos sectores industriales del país como: Aeropuertos Argentina, Aconcagua Energía Generación, Alsea, Ampacet, Aveva, Banco Comafi, Bayer, Boston Scientific, Bristol Myers Squibb, Cervecería y Maltería Quilmes, Corteva Agriscience, Danone, Ford Argentina, Galicia, Genneia, Google, International Flavours and Fragrances, Johnson & Johnson, KPMG, ManpowerGroup, Mercer, Microsoft, Mirgor, MSD, Natura, Newmont, Oracle Argentina, Pan American Energy, Roche Pharma Argentina, Rockwell Automation, Salesforce, Schneider Electric, Tenaris, TotalEnergies, Vista Energy y Whirlpool, entre otras.

Para participar de la jornada, los interesados podrán acceder a la agenda e inscribirse a través de la web, y para aquellos que quieran seguir el evento de manera online, podrán hacerlo a través de YouTube y por redes sociales bajo el hashtag #AmChamSummit2025

La Secretaría de Energía de la Nación elaborará el Pliego de Bases y Condiciones y sus anexos para la venta del paquete accionario mayoritario o controlante de las centrales hidroeléctricas del Comahue. El pliego de licitación contendrá las “pautas formales y sustanciales del procedimiento para llevar adelante el Concurso Público Nacional e Internacional” en los próximos meses.

Así se oficializó a través de la Resolución Conjunta 2/2025 firmada por la Secretaria María Tettamanti, y el titular de la Unidad Ejecutora Especial de la Agencia de Transformación de Empresas Públicas, Diego Chaher, a cargo del proceso licitatorio.

Se trata de una licitación dispuesta tras el vencimiento de las concesiones otorgadas a operadores privados hace treinta años de estas Centrales construidas (por Hidronor S.A. con recursos estatales) para la generación de energía eléctrica cuya producción abastece al Sistema Interconectado Nacional.

Las pautas que contendrá el pliego se referirán al: (i) Contrato de Concesión; (ii) perímetro y descripción; (iii) inventario; (iv) seguridad de presas, embalses y obras auxiliares; (v) normas de manejo de aguas; (vi) guardias permanentes; (vii) protección del ambiente; (viii) seguros; (ix) obras y trabajos obligatorios; (x) esquema de remuneración para las concesionarias durante el período de concesión.

Un pre-pliego de estas licitaciones fue puesto en conocimiento de los gobiernos de las provincias de Río Negro y del Neuquén para su consideración en sus aspectos técnicos y económicos por parte de funcionarios de ambas provincias, sobre cuyos ríos se asientan las hidroeléctricas.

La S.E. en coordinación con la AGENCIA llevarán adelante los actos preparatorios para que la AGENCIA realice el llamado al Concurso “competitivo y expeditivo”, para la venta del paquete accionario mayoritario o controlante de: ALICURÁ HIDROELÉCTRICA ARGENTINA S.A., CHOCÓN HIDROELÉCTRICA ARGENTINA S.A., CERROS COLORADOS HIDROELÉCTRICA ARGENTINA S.A. y PIEDRA DEL ÁGUILA HIDROELÉCTRICA ARGENTINA S.A. dispuesto por el Decreto 718/2024.

Neuquén y Río Negro cuestionaron hace un par de semana que Nación apenas les había dado un plazo de 15 días para evaluar aspectos que contendrá el pliego. El pago de regalías, el costo de la energía en la región, y el pago de un canon por uso del recurso agua están bajo análisis.

La Resolución Conjunta estableció que “La Comisión Evaluadora de ofertas estará integrada por TRES (3) miembros titulares y sus respectivos suplentes, los que serán designados en forma conjunta por la S:E.y por la AGENCIA.

Asimismo, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) implementará y administrará el “Data Room” de estas Sociedades en licitación “en conformidad con la información y las instrucciones que le proveerá la S.E. y/o la AGENCIA.

También se dispuso que Energía Argentina S.A. (ENARSA) llevará adelante “una compulsa para seleccionar una empresa de servicios profesionales de primera línea y de reconocida trayectoria” para que realice la tasación de los Complejos Hidroeléctricos objeto del Concurso Público Nacional e Internacional para la concesión de los mencionados Complejos Hidroeléctricos por un plazo de treinta (30) años.

CAMMESA y ENARSA prestarán asistencia técnica en las etapas del Concurso Público a requerimiento de la Comisión Evaluadora, y la S.E. y la AGENCIA podrán solicitar la utilización de las plataformas de la Oficina Nacional de Contrataciones (ONC).

A través de la Resolución Conjunta ahora oficializada “Se invita a las Provincias de Río Negro y del Neuquén a designar UN (1) representante cada una en carácter de veedores, para que colaboren en el seguimiento del proceso a cargo de la AGENCIA y de Energía.

YPF, la mayor petrolera argentina, volvió a cerrar sus balances en negativo. La compañía, cuyo accionista de control es el Estado nacional, informó una pérdida neta de diez millones de dólares durante el primer trimestre de 2025, resultado que se ubica muy lejos de la ganancia de 240,9 millones pronosticada por el consenso de analistas relevados por Bloomberg y que contrasta con los 657 millones positivos registrados en el mismo período del año pasado.

Aunque la cifra mejora respecto del rojo con que había concluido el último trimestre de 2024, confirma una seguidilla de dos trimestres consecutivos sin beneficios y evidencia la presión que la caída del precio internacional del petróleo ejerce sobre el sector. En Wall Street, el papel de YPF cerró la rueda previa en 30,27 dólares, una ínfima suba diaria del 0,30 %, tras acumular en lo que va de 2025 un retroceso cercano al 29 %.

Los ingresos consolidados entre enero y marzo ascendieron a 4.608 millones de dólares. Ese nivel implica un avance del siete por ciento en la comparación interanual pero representa al mismo tiempo una merma trimestral del tres por ciento. De todos modos, la facturación superó los 4.449 millones que proyectaba el mercado. El resultado operativo, medido a través del EBITDA ajustado, alcanzó 1.245 millones de dólares: igualó el registro de un año atrás y superó en 48 % la marca del cuarto trimestre de 2024.

El retroceso final no puede explicarse por una sola línea del balance. La empresa atribuyó el saldo negativo, en gran medida, a la ausencia de las “ganancias extraordinarias por tenencia de valores financieros” que habían impulsado los números del cierre de 2024 y, también, al efecto de “menores tasas de interés internas” durante el período. A la vez, los gastos administrativos saltaron un 46,1 % interanual, trepando de 141 a 206 millones de dólares, mientras que los costos de venta aumentaron 13,1 %, de 467 a 528 millones. El impuesto a las ganancias jugó en contra: pasó de generar un crédito impositivo de 225 millones a implicar un cargo de 27 millones.

La compañía continuó concentrando su programa de inversiones en la formación no convencional de Vaca Muerta: destinó 1.214 millones de dólares durante el trimestre y elevó su producción de petróleo hasta los 269.900 barriles diarios, un salto del seis por ciento frente al trimestre anterior y del cinco por ciento en términos interanuales. En gas natural, el crecimiento fue similar: seis por ciento interanual, con una producción media de 37,3 millones de metros cúbicos por día. Sin embargo, la deuda neta trepó a 8.336 millones de dólares, un incremento del 16 % respecto de marzo de 2024, y estiró el ratio de apalancamiento a 1,8 veces.

La debilidad del precio del Brent —que cerró la jornada en 61,01 dólares tras haber perdido 27 % desde el inicio de año— añadió incertidumbre a la ecuación financiera. Ese descenso todavía no impacta plenamente en los estados contables dados a conocer, ya que el barril que YPF comercializó durante el trimestre promedió 67,9 dólares, valor incluso superior al registrado en los últimos tres meses de 2024. Sin embargo, la inercia bajista del crudo refuerza los temores sobre el margen de maniobra de la petrolera para los meses venideros.

En este contexto, la mayoría de los analistas mantiene una visión optimista a mediano plazo. Dos tercios de los once especialistas relevados por Bloomberg aconsejan comprar la acción y el precio objetivo promedio a doce meses se sitúa en 46,77 dólares. BTG Pactual reiteró su recomendación de compra con una meta de 45 dólares, mientras que la correduría local Don Capital proyecta un avance hasta 56 dólares. AdCap, Itaú BBA y Bradesco BBI también ratificaron sus calificaciones favorables, con objetivos que oscilan entre 38 y 55 dólares.

La hoja de ruta de YPF continúa apostando a Vaca Muerta, pero ahora deberá demostrar que puede traducir el aumento de la producción en flujo de caja positivo, contener la escalada de costos y administrar su nivel de endeudamiento en un entorno externo más desafiante. El resultado del segundo trimestre será clave para saber si la petrolera logra revertir la racha de pérdidas o si el rojo comienza a convertirse en tendencia.

Con foco en Vaca Muerta, durante el primer trimestre de 2025 la producción de petróleo shale de YPF promedió los 147 mil barriles día, con un crecimiento de 31 % respecto al mismo período del año anterior y 7 % respecto al cuarto trimestre de 2024. Hoy, representa el 55 % de la producción total de petróleo de YPF (4T24: 51 % y 1T24: 44 %).

En tanto, las exportaciones de petróleo aumentaron en el trimestre 34 % respecto al primer trimestre del año anterior impulsadas principalmente por el crecimiento de la producción de petróleo shale. Las exportaciones promediaron los 36 mil barriles día.

En este período, YPF invirtió 1.214 millones de dólares. El 75 % de estas inversiones fueron destinadas a la expansión de la producción no convencional (en su mayoría shale), creciendo sustancialmente comparado con el 65 % registrado en el último trimestre del año pasado.

También se destacan las obras de modernización de las Refinerías de YPF, especialmente en La Plata y Luján de Cuyo.

En materia financiera, el EBITDA ajustado fue de 1.245 millones de dólares, un 48 % superior al del trimestre anterior. Cabe señalar que sin tomar en cuenta el impacto de los campos maduros en los números de la compañía, el EBITDA ajustado hubiera ascendido a los 1.351 millones de dólares.

Avances de principales proyectos de YPF:

• Proyecto Andes: del total de 50 bloques, 11 fueron transferidos, 23 están en etapa final y 16 en progreso. En el mes de abril, se firmó el acuerdo de entendimiento con Santa Cruz para avanzar en la transferencia de los 10 bloques que la compañía operaba en dicha provincia.
• Oleoducto de exportación VMOS (~550 kbbl/d en 2S27, ~3 mil millones de dólares de CAPEX): YPF tiene la mayor participación entre los cargadores iniciales (27 %). La construcción comenzó en enero-25, y avanza dentro de los plazos previstos. El objetivo es poder financiarlo a través de Project Finance (70 % deuda y 30 % capital).
• Argentina GNL: a principios de mayo, la SPV de Argentina GNL 1, Southern Energy, obtuvo la aprobación de la Decisión Final de Inversión (FID) por 20 años del buque de licuefacción FLNG Hilli Episeyo de 2,45 MTPA (habilitación comercial estimada para 2027), y se suscribió un segundo Bareboat Charter Agreement para añadir el buque FLNG MKII de 3,5 MTPA (habilitación comercial estimada en 2028), sujeto a la aprobación del FID, estimada para el 2S25.
  YPF posee una participación accionaria del 25 % en Southern Energy. Por otro lado, YPF firmó un MoU con Eni, socio estratégico para desarrollar Argentina GNL 3 (~12 MTPA).W

El municipio de San Patricio del Chañar (NQN), a cargo del intendente Gonzalo Nuñez, autorizó la construcción de departamentos mediante la actualización del Código de Zonificación que permite el desarrollo urbano en sectores que no se encuentran en producción. En este marco, la empresa deberá abonar un 15 % de plusvalía al municipio, que en este caso se traducirá en la construcción del polideportivo.

El intendente firmó un convenio urbanístico con las empresas Uptown developers y deawcow developers, que van a construir los 700 departamentos destinados en su mayoría a trabajadores de Vaca Muerta. La gestión municipal estableció desde su inicio el objetivo de evitar asentamientos especulativos, sin proyección ni sustentabilidad en el tiempo.

Para ello se buscó acompañamiento técnico en la provincia de Neuquén a través del COPADE, y financiamiento del CFI, para abordar una modificación del Código de Zonificación y Edificación.

Este cambio permitió contener la expansión de la mancha urbana, preservar el entorno productivo verde, incrementar la densificación urbana y establecer un polo de desarrollo industrial y de servicios en el nuevo nodo vial del cruce de las rutas provinciales N° 7 y 8, ejes troncales para operadoras como Shell, Phoenix, Pan American, Vista Oil, Pampa Energía, YPF y PlusPetrol, entre otras.

El intendente Nuñez busca que el potente mercado inmobiliario entienda que la “licencia social” que hoy se le exige a la industria hidrocarburífera también debe alcanzar al mercado inmobiliario, se explicó.

“Buscamos que la matriz productiva crezca, que la industria hidrocarburífera se desarrolle sin afectar nuestras principales fortalezas, como la fruticultura”, afirmó Nuñez. Y concluyó: “Es posible, y desde nuestra gestión lo estamos planificando para que la convivencia sea un plus para la localidad, que genere empleo y motorice la economía local”.

La Comisión Europea quiere prohibir por completo a los países miembros del bloque comunitario importar gas ruso. De aprobarse la medida, la restricción entrará en vigor en 2028. El organismo presentará en la ciudad francesa de Estrasburgo una hoja de ruta para aplicar la medida.

El fundador de IberAtlantic Global Corporation, Pedro Mouriño, considera que la decisión de la CE es un “error mayúsculo” que solo conseguirá dejar a Europa cada vez con menos energía y más cara.

Las medidas anti rusas ocasionarían un grave error a los europeos aseguran el primer ministro de Eslovaquia, Robert Fico y el canciller húngaro, Peter Szijjarto. Al respecto Fico señaló “detener el gas ruso a través de Uceania tendrá un impacto drástico en todos nosotros,” en tanto Szijjarto dijo “conseguimos solucionar el suministro de gas pese a que Ucrania nos creó dificultades muy serias”

Aunque no tiene un total apoyo, la UE apela a la colaboración de directivos de empresas industriales de gas y petróleo para acabar con la dependencia rusa. Una acción poco probable, aseguran, por lo barato del gas proveniente de Rusia. Lo cierto es que la medida es polémica porque la alternativa es la de comprar gas a Estados Unidos en momentos de roces con Donald Trump.

Algunos analistas calificaron la decisión de la UE de “desastre” para los países miembro ya que necesitan mucha energía y barata.

La Unión Europea puede enfrentarse a obstáculos legales en su apuesta por abandonar por completo las importaciones del gas ruso, señaló Reuters este lunes.

Según abogados y analistas consultados por la agencia, la decisión de los funcionarios europeos de de aceptar imponer sanciones a las importaciones rusas de gas natural licuado (GNL) en su próximo 17.º paquete de medidas contra Moscú dificulta la posibilidad de rescindir los contratos utilizando opciones legales como la fuerza mayor.

En este contexto, Agnieszka Ason, abogada independiente especializada en contratos de GNL, explicó que para que se declare fuerza mayor, un proveedor debe incumplir el contrato, por ejemplo, por falta de entrega, lo cual no ocurre con los exportadores rusos. “Cualquier acción deliberada de la UE debilita el caso de fuerza mayor. Es lo contrario de lo que se entiende por fuerza mayor”, afirmó la experta.

abandonar por completo los suministros gasísticos rusos. Sin embargo, surgen dudas debido a las maniobras geopolíticas con Estados Unidos. Funcionarios reconocieron en privado que perder el acceso al gas ruso a través de sanciones podría debilitar la influencia de Bruselas en las conversaciones con Washington y llevar a una nueva dependencia con EE.UU., que es el tercer mayor proveedor de gas del bloque, después de Rusia y Noruega.

El suministro de gas ruso a los países europeos a través de Ucrania está suspendido desde el pasado 1 de enero debido a la negativa de Kiev a prorrogar los acuerdos bilaterales. Sin embargo, alrededor del 19 % de todo el gas del bloque comunitario sigue procediendo de Rusia, a través del gasoducto TurkStream y los envíos de GNL.

En marzo, el presidente ruso, Vladímir Putin, manifestó que si Estados Unidos y Rusia acuerdan cooperar en el sector energético, entonces podría ser posible construir un gasoducto hacia Europa. “Y esto beneficiará a Europa, porque recibirá gas ruso barato”.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, abrió la ceremonia de entrega de premios a los proveedores de la empresa de mayoría accionaria estatal, oportunidad en la cual destacó que “nosotros competimos con Estados Unidos y tenemos que lograr una productividad muy alta para alcanzar ese objetivo”. “Lo más importante para nosotros es la rentabilidad y los resultados. Ustedes son socios nuestros”, señaló.

YPF premió a los proveedores que se destacaron en categorías específicas durante 2024 en reconocimiento a su compromiso, excelencia y contribución al crecimiento compartido, se comunicó.

“Esta distinción busca continuar potenciando las competencias y el desempeño de nuestra red de valor, así como fortalecer la importancia de seguir acompañando nuestro plan estratégico”, se indicó.

Las categorías en que se entregaron los premios fueron: Score de Proveedores, Academia de Proveedores, Proveedores de Impacto, Mejora TCO 2024 y Proveedores CIR. En total, se reconocieron 12 empresas de distintas regiones del país.

En tanto, el vicepresidente de Supply Chain, Walter Actis, afirmó que “cerca del 65 % de nuestras actividades las hacemos a través de un proveedor. La eficiencia se logra juntos: YPF y los proveedores”.

“YPF tiene el compromiso de potenciar el vínculo a largo plazo con su red de proveedores buscando mejorar la eficiencia y competitividad del sector para lograr el objetivo de convertir al país en un exportador de energía por 30.000 millones de dólares para el 2030”, agregó.

Las empresas premiadas 2024:

• Categoría Score de Proveedores: Tulsa Oilfield Equipment; ADA Argentina; CIAR; Pason DGS; Rodial.
• Categoría Academia de Proveedores: Macar; Electroantu; Daltec Oil Tools.
• Categoría Proveedores de Impacto: Oilfield Production Services; Calfrac Well Services Argentina.
• Categoría Mejora TCO 2024: Transchemical.
• Categoría Proveedor CIR: Dar Sentido.

Con foco en la minería, Genneia, compañía líder en generación de energías renovables en Argentina, anunció una inversión de U$S 110 millones para la construcción del Parque Solar San Juan Sur, su cuarto desarrollo fotovoltaico en la provincia.

El proyecto, que estará ubicado en el departamento de Sarmiento, tendrá una capacidad instalada de 130 MW y generará aproximadamente 300 puestos de trabajo en el pico de la obra.

La energía generada estará destinada al abastecimiento de grandes usuarios del mercado a término (MATER).

El anuncio fue realizado en la Casa de Gobierno de San Juan, con la participación del equipo directivo de Genneia, encabezado por César Rossi, presidente; Bernardo Andrews, CEO; y Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos.

Por parte de las autoridades provinciales participaron el gobernador Marcelo Orrego y su asesor Federico Conte Grand, Fernando Perea, Ministro de Infraestructura, Agua y Energía; Gustavo Fernández, Ministro de Producción, Trabajo e Innovación; y Lucas Estrada, presidente de EPSE.

Con este nuevo parque Genneia refuerza su compromiso con el crecimiento sustentable de San Juan, acompañando el desarrollo minero e industrial de la región mediante soluciones energéticas limpias, confiables y a gran escala.

El nuevo centro de generación, ubicado a un kilómetro al este de la localidad de Retamito,
ocupará una superficie de 500 hectáreas y contará con 250.000 paneles solares bifaciales, capaces de captar la radiación directa y reflejada del sol, lo que optimiza su eficiencia energética. Con su puesta en marcha para el segundo semestre de 2026, se evitará la emisión de 160.000 toneladas de CO₂ por año, y se generará energía limpia suficiente para
abastecer el equivalente a 90.000 hogares.

Bernardo Andrews, CEO de Genneia, afirmó: “Este nuevo proyecto representa un paso estratégico para seguir fortaleciendo nuestra presencia en San Juan y acompañar el desarrollo de la minería, uno de los motores económicos clave de la provincia. Con la entrada en operación del parque San Juan Sur en 2026, alcanzaremos los 350 MW
instalados en la provincia, reafirmando nuestro compromiso con la transición energética, el desarrollo regional y el abastecimiento sostenible para los grandes consumidores del país”.

Por su parte, el gobernador Marcelo Orrego afirmó que “La continuidad de inversiones de la empresa Genneia es una excelente noticia para San Juan. No sólo impulsamos el crecimiento de una matriz energética más limpia, sino que además promovemos el empleo local y el desarrollo económico sustentable para todos los sanjuaninos. Esto destaca nuestro rol pionero en el desarrollo renovable aprovechando nuestro recurso natural más importante, el sol”.

En el marco de su plan de inversiones para el período 2022-2026, Genneia alcanzará una inversión total de casi U$S 900 millones, incluyendo proyectos estratégicos como el parque eólico La Elbita en Buenos Aires y los desarrollos solares Sierras de Ullum, Tocota III y San Juan Sur en la provincia de San Juan, así como Malargüe I, San Rafael y Anchoris en Mendoza.

Estas iniciativas refuerzan el compromiso de la compañía con la expansión de las energías limpias y el crecimiento sostenible en distintas regiones del país.

Para 2026, Genneia habrá superado los 1,7 GW de capacidad instalada en energías renovables, consolidando su posición como líder indiscutido del sector en Argentina.

Acerca de Genneia

Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 20 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 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.

En la actualidad la compañía avanza con la construcción del Parque Solar Anchoris, en Mendoza, con una potencia proyectada de 180 MW. Además, ha anunciado una nueva inversión para desarrollar su tercer parque solar en esa provincia, ubicado en la localidad de San Rafael, con una capacidad de 150 MW. Entre sus cuatro parques solares en funcionamiento, Ullum I, II y III, Sierras de Ullum, Tocota III y Malargüe 1, suma 310 MW en energía solar. https://www.genneia.com.ar/

Pampa Energía inició la entrega de 183.000 metros cúbicos por día de gas en condición firme a Chile a través del Gasoducto del Pacífico, y en el corto plazo se prevé que las exportaciones a ése destino superen los 400.000 m3/día, informó la compañía.

La exportación de gas natural en firme a la Región chilena del Bio Bío se realiza a través del Gasoducto del Pacífico. El gas proviene del yacimiento Sierra Chata, en Vaca Muerta, que produce 5 millones de metros cúbicos por día y cuenta con los recursos necesarios para abastecer la demanda industrial actual y futura de la región.

El director ejecutivo de Exploración y Producción de Hidrocarburos de Pampa Energía, Horacio Turri, destacó que “Poder abastecer de manera sostenida al mercado chileno no solo nos permite generar divisas y abrir nuevas oportunidades comerciales, sino también reafirmar nuestro compromiso con el desarrollo del país y con el potencial de Vaca Muerta”.

Este nuevo envió se suma al millón de metros cúbicos que actualmente la compañía exporta a Santiago de Chile, a través del gasoducto Gas Andes.

En el último año Pampa trabajó junto a las transportistas TGN y GPA, y realizó inversiones para conectar su producción del área Sierra Chata. Esto permitió evacuar la producción de ese yacimiento a través del Gasoducto del Pacífico, que conecta la provincia del Neuquén con el país trasandino.

Brasil produjo en marzo un promedio de 3,6 millones de barriles de petróleo por día, un aumento del 7,9% en relación con el mismo mes del año pasado, informó este lunes el Gobierno.

La producción de crudo creció un 3,8% en el comparativo con febrero, según el informe mensual divulgado por la Agencia Nacional de Petróleo (ANP).

En cuanto al gas natural, la producción fue de 165,5 millones de metros cúbicos por día, un 15% más que en marzo de 2024 y un alza de 4,3% respecto a febrero.

De acuerdo con el organismo regulador, los campos del presal, ubicados en las aguas profundas del océano Atlántico, fueron los responsables por el 79,8% del petróleo y gas producido en el país.

La producción en estos campos en marzo fue récord, con 3,7 millones de barriles de petróleo y gas equivalente por día, un 10,9% más en el comparativo interanual.

La ANP señaló que las reservas ubicadas en áreas marítimas fueron responsables por el 97,6% de la producción de petróleo de Brasil en marzo y el 87,9% del gas extraído.

En el contexto de la Revisión Quinquenal de Tarifas 2025/2030 de los servicios públicos de electricidad y gas, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) oficializó la RQT para el Transporte en Alta Tensión y Distribución Troncal, a través de una serie de resoluciones que activan el incremento a partir del 1 de mayo.

El criterio aplicado, a instancias del ministerio de Economía, se asemeja al que se anunció la semana pasada para el rubro de la Distribución: una actualización de la Remuneración Anual reconocida a las empresas, su cobro parcial en mayo (20 % del total), el saldo (80 %) a facturar a los usuarios en 7 (siete) aumentos mensuales consecutivos (junio a diciembre), mas una compensación a las empresas prestadoras por el costo del diferimiento.

Además, se ratifica la aplicación de un esquema tarifario de actualización mensual indexado por la aplicación de una fórmula que combina el 33 % del IPC con el 67 % del índice mayorista IPIM, para evitar el deterioro de los ingresos a las compañías a cargo del servicio.

A los efectos de la actualización de la Remuneración Anual reconocida a las transportadoras de electricidad el ENRE, a cargo del interventor Osvaldo Rolando, consideró la aplicación de una Tasa de Rentabilidad sobre los activos en términos reales de 9,97 % antes de impuesots, y 6,48 % después de impuestos.

Asimismo, requirió a las empresas la presentación de un Plan de Inversiones por un monto total quinquenal, y su realización anual detallada a lo largo de los cinco años de la RQT flamante.

Las resoluciones publicadas hacen referencia a las presentaciones y solicitudes realizadas por las compañías durante la audiencia pública (no vinculante) realizada en febrero último por el ENRE, cumpliendo el requisito de la ley 24.065 (marco regulatorio). Y a la evaluación técnica y económica realizada por Economía.

Se trata de las Resoluciones 305/2025 para Transener; R-306 (EPEN); R-307 (Transcomahue); R-308 (Distrocuyo); R-309 (Transpa), R-310 (Transnea); R-311 (Transnoa); Y R-312 (Transba).

También se activaron las resoluciones para las Transportistas Independientes: R-313 (Limsa); R-314 (DPEC); R-315 (Edersa); R-316 (Interandes); R-317 (Intesar); R-318 (Cuarta Línea Comahue-Buenos Aires); R-319 (Transcue); R-320 ( Litsa); R-321 (Enecor); R-322 (Yacylec); R-323 (Transportel); y R-324 (TIBA).

A modo de referencia cabe señalar que para Transener el ENRE reconoció en la RQT una Remuneración Anual, calculada a mayo 2025, de $ 358.167 millones.
Entonces, en mayo se aplicará en el rubro tarifario por Transporte el 20 por ciento de dicho monto de Remuneración anual, mientras que el 80 por ciento restante se cobrará desde junio hasta diciembre incluído a razón del 4,31 % mensual en términos reales.

El Plan de Inversiones quinquenal comprometido por esta compañía totaliza $ 534.009 millones, y lo ejecutará a razón de $ 106.000 millones cada año.

En el caso de Transba, la Remuneración Anual reconocida por la RQT es de $ 126.666 millones. En Mayo se facturará el 20 % y el monto restante en 7 aumentos mensuales y consecutivos de junio a diciembre de 1,21 % mensual real.

El Plan de Inversión de esta compañía totaliza $ 189.317 millones para el quinquenio, y se realizará a razón de $ 37.871 millones cada año.

El gran blackout que afectó a España y Portugal a fines de abril, está directamente vinculado con los desafíos técnicos que presenta la estabilidad de redes eléctricas con alta penetración de energías renovables. Dos enseñanzas dejan el corte: que el costo de la energía no generada es altísimo y que la transición energética no puede prescindir de una arquitectura técnica y normativa que acompañe la evolución de la matriz de generación.

Las investigaciones preliminares sobre el apagón que afectó a España y Portugal el 28 de abril de 2025 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.

Todo comenzó con la pérdida súbita de generación, que 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.

Para una mayor comprensión: 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.

El origen

Se produjo una desconexión masiva de generación renovable, fenómeno descomunal, potenciado por el hecho de que, en el momento del incidente, la energía solar representaba cerca del 60 % de la generación total. Esta proporción tan elevada, si bien coherente con los objetivos de transición energética, implicaba una baja inercia del sistema, lo cual limitó de forma crítica su capacidad de respuesta frente a las perturbaciones.

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.

Todo caro

Para prevenir eventos similares en el futuro, distintos especialistas y organismos han propuesto una serie de medidas orientadas a reforzar la resiliencia del sistema eléctrico ante un entorno cada vez más dominado por fuentes de energ{ia no gestionables. Entre estas acciones se incluye la implementación de inercia sintética, mediante tecnologías capaces de emular el comportamiento dinámico de los generadores tradicionales, como los convertidores avanzados y los condensadores síncronos. Asimismo, se subraya la necesidad de desarrollar sistemas de almacenamiento de energía, especialmente baterías de gran capacidad, que permitan absorber excedentes y devolver energía al sistema en momentos críticos.

Otra recomendación clave es la mejora de las interconexiones internacionales, especialmente con Francia, de modo que se reduzca la condición de “isla energética” de la península ibérica, facilitando una mayor capacidad de soporte mutuo ante contingencias. Se propone también una revisión exhaustiva de los protocolos de desconexión de inversores, con el objetivo de evitar retiradas masivas ante perturbaciones de baja severidad que pueden actuar como catalizadores de colapsos más amplios.

En definitiva, el apagón español dejó al descubierto la urgente necesidad de modernizar y adaptar la infraestructura eléctrica a los desafíos que impone la transición energética.
La estabilidad del sistema ya no puede basarse exclusivamente en paradigmas heredados del pasado, sino que debe incorporar nuevas tecnologías, enfoques regulatorios y capacidades de respuesta acordes a una matriz que incorpora permanentemente energía no gestionable

Sincronismo y generación renovable

La pérdida de sincronismo, también conocida como salida de fase, es una condición técnica crítica en los sistemas eléctricos interconectados. En estos entornos, todos los generadores deben operar en armonía, coincidiendo en frecuencia, tensión y ángulo de fase. Cuando uno de ellos pierde esa correspondencia, deja de girar al unísono con el sistema, lo que genera una serie de efectos electromecánicos y eléctricos de alto riesgo. Entre las primeras manifestaciones se encuentran las potencias parásitas, es decir, corrientes activas y reactivas que circulan sin utilidad efectiva, produciendo sobrecalentamientos en generadores, transformadores o líneas, y reduciendo la eficiencia general del sistema.

Además, la interacción desfasada entre el campo magnético del estator y el rotor introduce una torsión mecánica irregular, capaz de provocar vibraciones severas, daños estructurales y pérdida de control de la máquina. Frente a estos riesgos, los sistemas de protección están diseñados para detectar la pérdida de sincronismo mediante relés específicos que, al activarse, desconectan automáticamente el generador de la red y, en algunos casos, bloquean su reconexión hasta restablecer las condiciones nominales. Sin embargo, las consecuencias no se agotan en el equipo afectado. En redes de gran escala, una pérdida de sincronismo puede provocar oscilaciones de frecuencia o tensión, distorsiones en la calidad de la energía —como el parpadeo lumínico o flicker— e incluso apagones o desconexiones en cascada que comprometen la integridad del sistema completo. Por ello, se trata de una falla grave, que exige respuestas automáticas e inmediatas.

En este contexto, la integración de generación renovable introduce desafíos particulares. A diferencia de los generadores térmicos o hidráulicos, los sistemas fotovoltaicos y eólicos modernos no operan como máquinas sincrónicas en sentido físico. Se conectan a la red mediante inversores electrónicos o convertidores de potencia, que emulan el comportamiento sincrónico por medio de algoritmos de seguimiento, en lo que se conoce como control grid-following. Esta arquitectura implica la ausencia de masa rotante, y con ella, la imposibilidad de aportar inercia al sistema o de mantener la fase en forma convencional. Aunque no puedan “salir de fase” como los generadores clásicos, sí pueden experimentar fenómenos análogos: su desacoplamiento o desconexión ante condiciones anómalas puede equivaler funcionalmente a una desincronización.

Estos riesgos se presentan, por ejemplo, ante perturbaciones como caídas de tensión, oscilaciones de frecuencia o cortocircuitos. En tales casos, los inversores suelen activar sus mecanismos de protección y se desconectan automáticamente para evitar daños. Esta conducta, si se repite de manera simultánea en múltiples unidades, puede agravar la inestabilidad general, sobre todo si los equipos carecen de capacidad de fault ride-through, es decir, de resistencia frente a fallas transitorias. Otro desafío estructural proviene de la incapacidad de los inversores para contribuir a la estabilidad de frecuencia en momentos de desequilibrio entre carga y generación. Al no poseer inercia rotacional, no amortiguan las variaciones, lo que puede acelerar la pérdida de sincronismo, especialmente en redes donde las renovables desplazan a las fuentes tradicionales.

Frente a estas limitaciones, la evolución tecnológica ha comenzado a ofrecer soluciones prometedoras. Destacan los inversores del tipo grid-forming, que no solo siguen las condiciones de la red, sino que pueden establecer una referencia autónoma de frecuencia y tensión, lo que les permite operar en entornos frágiles o incluso formar redes aisladas. Asimismo, algunos parques eólicos de nueva generación incorporan convertidores controlados por software que reproducen dinámicamente el comportamiento de una máquina sincrónica, incluyendo la entrega de inercia virtual. Esta estrategia, conocida como “sincronía sintética”, constituye un paso decisivo hacia sistemas eléctricos más resilientes y adaptados a las exigencias de la transición energética.

Responsabilidades

La empresa responsable de administrar el despacho eléctrico en España es Red Eléctrica de España (REE), que ejerce las funciones de Operador del Sistema Eléctrico y Transportista de alta tensión. En el contexto del apagón, su eventual responsabilidad se examina desde dos planos complementarios: el técnico-operativo y el regulatorio.
Como operador central del sistema, REE desempeña un conjunto de funciones esenciales para el sostenimiento del equilibrio y la estabilidad del servicio eléctrico. Entre sus atribuciones se encuentran: garantizar, en tiempo real, la correspondencia entre la generación y la demanda de electricidad; mantener la estabilidad de parámetros críticos como la frecuencia, la tensión y la inercia del sistema; ejecutar el despacho económico y técnico de la generación disponible; coordinar las interconexiones internacionales —notablemente con Francia y Portugal—; y supervisar la respuesta de todos los generadores, tanto convencionales como renovables, frente a condiciones anómalas o perturbaciones.

En primer lugar, se identificó una respuesta tardía o insuficiente de la REE frente a eventos de pérdida súbita de generación. Se registraron al menos tres eventos de este tipo, uno de los cuales ocurrió apenas segundos antes del colapso total. Ello pone en cuestión la eficacia de los sistemas de monitorización y control automático, como el AGC (Control Automático de Generación) o la activación de reservas secundarias, cuya reacción debió haber sido más veloz o contundente.

En segundo lugar, se observa una gestión inadecuada del riesgo sistémico derivado de la baja inercia, producto de una alta participación de generación solar y eólica. Esta condición reduce la capacidad de amortiguación del sistema frente a desequilibrios bruscos. REE, en su rol de operador, debió haber previsto tal vulnerabilidad y disponer anticipadamente de generación rotante de respaldo (como hidráulica o térmica), o activar reservas estratégicas para sostener el sincronismo.

Un tercer aspecto relevante es la posible falta de mecanismos de contención parcial del colapso. En sistemas eléctricos avanzados, es posible “aislar” secciones de la red (islanding) para evitar que una falla se propague y derive en un apagón total. La eficacia o ineficacia de los esquemas de defensa del sistema (conocidos como SIPS, por sus siglas en inglés) está siendo objeto de análisis, ya que su no activación o su limitada capacidad de respuesta pudo haber agravado la situación.

Se destaca la desconexión automática de la interconexión con Francia, causada por una caída brusca de frecuencia. Esta desconexión dejó a la Península Ibérica operando en forma aislada, exponiendo una debilidad estructural largamente advertida: España sigue siendo una “isla energética” con insuficiente capacidad de intercambio eléctrico con el resto de Europa, una limitación reconocida incluso por la propia REE desde hace años.
Desde el punto de vista institucional, REE es responsable técnica del sistema eléctrico nacional y debe rendir cuentas tanto ante la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) como ante el Ministerio para la Transición Ecológica. La ministra Teresa Ribera y la secretaria de Estado de Energía, Sara Aagesen, han manifestado públicamente que REE deberá justificar sus decisiones operativas, en especial por no haber activado reservas adicionales en un contexto de riesgo creciente. Cualquier posible sanción o responsabilidad legal quedará sujeta a lo que determine la auditoría oficial en curso.

En síntesis, la REE incurrió en responsabilidades técnicas al no haber anticipado ni contenido con eficacia la inestabilidad progresiva del sistema. Esto comprende fallas en la supervisión de eventos críticos, en la gestión de una red con escasa inercia derivada de la penetración renovable, y en la coordinación operativa de interconexiones y mecanismos de defensa del sistema. Sin embargo, debe subrayarse que varias de estas limitaciones no son exclusivamente atribuibles a REE, sino también al marco regulatorio, a la insuficiencia de inversiones estructurales y a debilidades en la planificación energética nacional que, en conjunto, condicionan su margen de maniobra.

Costos y perdidas

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.

La tercera variable clave es la duración y el momento del corte. No posee el mismo impacto un corte de una hora en horas de bajo consumo (por ejemplo, de madrugada) que una interrupción de varias horas durante el pico de la actividad económica. Además, también se pondera si la interrupción fue programada o imprevista, lo que puede modificar sensiblemente el valor asignado al ENS.

La formulación básica del ENS es sencilla:
Costo ENS = Energía no suministrada (kWh) × Valor ENS (US$/kWh)

Esta métrica es utilizada por distintos actores del sistema eléctrico. Los operadores de red la emplean como insumo fundamental para decidir dónde y cuándo realizar inversiones: si reforzar una línea eléctrica implica un costo de un millón de dólares, pero evita interrupciones valoradas en tres millones por ENS, la inversión se justifica plenamente. Por su parte, los entes reguladores la consideran al definir estándares de calidad de servicio, como los índices SAIDI (duración media de interrupciones) o SAIFI (frecuencia media de interrupciones).

En los análisis de riesgo, el ENS sirve para estimar el impacto económico potencial de grandes apagones o eventos catastróficos. Incluso en los mercados eléctricos organizados, donde existen mecanismos de despacho por confiabilidad, el ENS influye en la programación de generación y reservas.

Un ejemplo ilustrativo: supongamos un corte de dos horas que afecta simultáneamente a 100 industrias medianas, cada una con un consumo promedio de 500 kWh por hora. La energía no suministrada asciende entonces a 100 × 500 × 2 = 100.000 kWh. Si el valor ENS para ese sector industrial se estima en 4 dólares por kWh, el costo económico total del corte alcanza los 400.000 dólares.

En definitiva, el costo de la energía no suministrada permite medir con precisión cuánto pierde una economía o una sociedad cuando no dispone de electricidad, y se convierte en una herramienta clave a la hora de tomar decisiones sobre planificación energética, inversión en infraestructura y fijación de estándares de calidad del servicio.

Similitudes y enseñanzas

Cabe recordar el apagón de Australia del Sur en 2016 que fue un colapso eléctrico similar al de España. Ambos episodios son emblemáticos en la historia reciente de la transición energética, pues ilustran con crudeza los riesgos técnicos que pueden emerger en sistemas eléctricos con alta participación de fuentes renovables si no se acompaña dicha transformación con una infraestructura y una regulación adecuadas.
El 28 de septiembre de 2016, una intensa tormenta azotó el estado australiano de Australia del Sur, provocando el colapso de varias torres de transmisión de alta tensión. Esta pérdida física de infraestructura desencadenó una secuencia de desconexiones en la red.

En cuestión de segundos, el sistema sufrió oscilaciones de frecuencia de gran magnitud, que activaron los sistemas de protección de numerosos parques eólicos conectados al sistema regional. La mayoría de estos generadores —conectados a través de inversores electrónicos— no estaban configurados para tolerar múltiples fallas secuenciales (low fault ride-through), por lo que respondieron con desconexiones automáticas masivas. Esta retirada de capacidad de generación, en un contexto de creciente fragilidad, precipitó el apagón total del estado en menos de un minuto.
Una situación con notables similitudes con el caso que nos ocupa.

Las consecuencias institucionales de ambos eventos también presentan paralelismos. En Australia, el apagón de 2016 derivó en una profunda revisión del marco normativo: se endurecieron los requisitos de conexión a la red, se exigió a los inversores mayor capacidad de fault ride-through, y se promovió la instalación de sistemas de almacenamiento a gran escala, entre los que destaca la célebre y carísima Tesla Big Battery de Hornsdale. En el caso español, el colapso de 2025 ha reactivado debates sobre la isla energética que representa la península ibérica, la necesidad de mejorar las interconexiones con Europa y la urgencia de modernizar los esquemas de defensa del sistema para hacer frente a un modelo de generación cada vez más descentralizado y variable.

En definitiva, ambos apagones ponen de relieve una enseñanza común: la transición energética no puede prescindir de una arquitectura técnica y normativa que acompañe la evolución de la matriz de generación. La incorporación masiva de energías renovables, si bien deseable y necesaria desde el punto de vista ambiental, debe ir de la mano de un rediseño profundo de los sistemas de control, protección, almacenamiento e interconexión. De lo contrario, el riesgo de inestabilidad sistémica seguirá presente, aunque la energía provenga del sol o del viento.

La adquisición de los activos de Petronas en Vaca Muerta consagra a Vista Energy como la segunda productora de petróleo del país, detrás de YPF, y consolida el ascenso de la compañía liderada por Miguel Galuccio en el tablero energético argentino. La salida de la estatal malaya, en un contexto signado por los errores políticos internos y tensiones geopolíticas, abre una nueva etapa en la configuración del negocio del shale oil nacional. En paralelo, la influencia estratégica de Schlumberger —empresa de la cual Galuccio es director no ejecutivo a nivel global— proyecta sobre Vista una gravitación que excede el vínculo habitual entre proveedor y operadora.

La petrolera dirigida por Miguel Galuccio anunció la compra de los campos de la malaya Petronas en Vaca Muerta y se convirtió así en la segunda productora de petróleo del país, detrás de YPF.
Petronas, a través de su filial Petronas E&P Argentina S.A., participaba activamente en el desarrollo de hidrocarburos no convencionales en la formación Vaca Muerta, en asociación estratégica con YPF. Su presencia se había concentrado en tres bloques clave: La Amarga Chica, Aguada Federal y Bandurria Norte, todos ubicados en la provincia de Neuquén.
La joya operativa del portafolio fue sin duda el bloque La Amarga Chica, donde la sociedad con YPF permitió desplegar una infraestructura productiva de primer orden.
A finales de 2024, este bloque alcanzó una producción conjunta cercana a los 80.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), de los cuales más de 71.000 barriles diarios correspondían a petróleo crudo. Se trataba, en efecto, de uno de los polos de shale oil más dinámicos de la cuenca neuquina.
Los bloques Aguada Federal y Bandurria Norte, también compartidos con YPF, mostraban un crecimiento sostenido. En particular, Aguada Federal había registrado en julio de 2024 una producción diaria de 6.600 barriles de petróleo, lo que representó un incremento mensual del 135%. Estos desarrollos ilustraban la expansión de Petronas más allá del bloque insignia, consolidando su presencia en la ventana de shale oil más prolífica del país.
La actividad de Petronas no se limitaba al subsuelo. En La Amarga Chica, disponía de capacidad instalada para transportar hasta 57.000 barriles por día y exportar hasta 48.000 barriles diarios, integrando su producción a la red de oleoductos de Oldelval y a la terminal OTE.
Este componente logístico aseguraba la viabilidad comercial del proyecto, tanto para abastecimiento interno como para exportación.
La acción de Vista se disparó luego de que Galuccio anunciara que compró por US$ 1.500 millones los campos de la petrolera malaya en el corazón de Vaca Muerta.
Petronas recibió 7.297.507 acciones de Vista, equivalentes a algo más de US$ 300 millones. Vista anunció que llevan invertidos más de US$ 6.000 millones en la Argentina desde el inicio de sus operaciones en 2018.
La operación entre la empresa de Galuccio y la malaya totalizó cerca de US$ 1.500 millones de dólares. Vista abonó US$ 900 millones en efectivo al cierre de la operación y pagará otros US$ 300 millones en dos pagos iguales en los años 2029 y 2030. 

La inversión que no fue

La frustrada inversión conjunta entre YPF y Petronas para desarrollar una planta de gas natural licuado (GNL) en la ciudad de Bahía Blanca, provincia de Buenos Aires, representaba una de las iniciativas más ambiciosas de la historia del sector energético argentino. Con un volumen estimado en US$ 30.000 millones y una capacidad proyectada de hasta 30 millones de toneladas anuales, el proyecto preveía la construcción de un complejo industrial para procesar el gas natural de Vaca Muerta y exportarlo a gran escala.
La planta constituía el eslabón industrial clave para transformar al país en un actor relevante en el comercio internacional de GNL, y había sido precedida por varios años de cooperación técnica, estudios de factibilidad y compromisos estratégicos entre ambas compañías estatales. Se trataba no solo de una inversión de magnitud sin precedentes, sino también de un salto cualitativo en la inserción energética de Argentina en los mercados asiáticos y europeos.
No obstante, hacia fines de 2024, Petronas decidió retirarse del proyecto, generando un profundo impacto en el panorama energético nacional. Aunque la empresa malaya no emitió un comunicado detallando los motivos de su repliegue, diversas lecturas apuntan a una combinación de factores geopolíticos y diplomáticos.

El comprador

Vista Energy cotiza en las bolsas de Nueva York y de México, presenta una estructura accionaria diversificada entre inversores institucionales internacionales, fondos soberanos, accionistas individuales y el público general.
El principal accionista de Vista es Al Mehwar Commercial Investments LLC, con una participación aproximada del 13,47% del capital social, seguido de cerca por el Abu Dhabi Investment Council, fondo soberano de los Emiratos Árabes Unidos, que posee el 13,1% de las acciones. Estas dos entidades concentran más de una cuarta parte de la propiedad de la compañía.
El fundador y actual presidente y CEO, Miguel Galuccio, mantiene una participación personal del 6,36%, que equivale a más de 6,2 millones de acciones. Junto a él, otros miembros clave del equipo fundador también figuran entre los principales accionistas: Pablo Vera Pinto, director financiero de Vista, posee el 1,54%, y Juan Garoby, director de operaciones, controla aproximadamente el 1,47% del capital.
Entre los principales inversores institucionales se encuentran firmas de gestión de activos de escala global, como Capital Research and Management Company (3,44%), Brookfield Corporation (2,34%), JPMorgan Asset Management (2,25%) y Mirae Asset Global Investments (1,72%). Asimismo, Morgan Stanley Investment Management posee cerca del 1,52%.
Según estimaciones, las instituciones financieras concentran alrededor del 50,4% del capital accionario, mientras que los accionistas internos (es decir, el equipo directivo y fundadores) suman cerca del 10,6%. El público general, a través del mercado accionario, representa aproximadamente el 26% de la propiedad, mientras que los fondos soberanos, principalmente de Medio Oriente, controlan otro 13,1%.
En paralelo Miguel Galuccio no ocupa un cargo ejecutivo en Schlumberger Argentina S.A. pero desde 2017, forma parte del Consejo de Administración de SLB (Schlumberger Limited) como director no ejecutivo independiente. Aunque no tiene una función operativa en Schlumberger Argentina, su posición en el consejo de administración de la empresa matriz le permite influir en las decisiones estratégicas a nivel local. Por su parte connoisseurs del mercado local afirman que la influencia de Schlumberger en Vista va más allá de la de un simple proveedor.

Y-TEC, la empresa de investigación y desarrollo de YPF, y la compañía israelí XTRALIT (XL)
firmaron un acuerdo para evaluar una innovadora tecnología de extracción directa de litio en salmueras argentinas.

La extracción directa de litio (DLE) permite obtener el mineral en forma más eficiente y sostenible que mediante métodos tradicionales. La técnica optimiza significativamente el consumo de agua y energía y, además, permite mejorar la eficiencia en la recuperación de litio, se comunicó.

XL desarrolló una tecnología propia basada en el intercambio iónico para la extracción directa de litio que la hace económicamente más eficiente y ambientalmente más sustentable y que permite obtener muy buenos resultados incluso en salmueras con bajas concentraciones de litio.

El objetivo del acuerdo es analizar las salmueras de litio de Argentina para ver la factibilidad de aplicar esa tecnología en el país, lo que será evaluado conjuntamente entre XL, Y-TEC e YPF.

Y-TEC, la principal empresa argentina de investigación aplicada para la industria energética, con probada trayectoria en litio, está promoviendo y potenciando caminos de colaboración junto a YPF para explorar nuevas tecnologías y analizar su adaptabilidad en el país.

Dentro del plan estratégico de YPF, esta iniciativa se enmarca en preparar a la compañía para el futuro con el desarrollo de nuevas energías.

Este acuerdo surge de la visita que el CEO de YPF, Horacio Marín, realizó en enero de este año a Israel, en el marco de las reuniones organizadas por la Embajada argentina, a cargo de Axel Wahnish, para promover inversiones y proyectos innovadores en el país.

Acerca de XtraLit

Fundada en 2021 y con sede en Rehovot, Israel, XtraLit patentó una tecnología innovadora para la extracción eficiente de litio de recursos de salmuera. La empresa ya cuenta con experiencia en la extracción de litio de la fuente acuática del Mar Muerto. Para más información, visite: https://xtralit.com

Mike Wirth, presidente de Chevron, aseguró que si la petrolera detiene sus operaciones en Venezuela, la seguridad energética y la “creciente influencia de China” podrían afectar a los intereses estadounidenses., según informa AP

Mike Wirth, presidente ejecutivo de Chevron, se expresó ayer en contra de la decisión de Washington de que la compañía deje de operar en Venezuela una vez que la licencia expedida por el expresidente de EE.UU. Joe Biden que permitía a la empresa operar en el país latinoamericano expire.
Chevron, que solo tiene permiso para exportar petróleo venezolano a Estados Unidos, ha estado bajo presión de la Administración de Donald Trump para detener las extracciones en Venezuela. Sin embargo, Wirth dijo estar en desacuerdo con la medida, debido a sus preocupaciones por la seguridad energética y la “creciente influencia de China” en Occidente.
“Hemos visto este mismo método anteriormente en África, en América Latina y en Asia Central. Y China ha creado una presencia y una influencia más fuerte […] mediante el uso de sus activos económicos y su posición para hacerlo”, aseguró Wirth.

Wirth advirtió que si la compañía deja de extraer crudo en Venezuela, esto traerá profundas implicaciones para la seguridad nacional y la seguridad energética. “Las refinerías de la costa del Golfo [de México] está diseñadas para este tipo específico de petróleo, por lo que es muy importante para la seguridad energética” del país norteamericano, “los cambios en las normas significan que ahora el petróleo no fluirá a EE.UU., lo que nos hará menos seguros”, afirmó.

Wirth señaló que actualmente China es el mayor comprador de crudo venezolano, subrayando que “muy recientemente”, funcionarios del Gobierno de Venezuela han estado en China “alentando” al gigante asiático a “comprar más”, por lo que si Chevron detiene sus operaciones, se crearía “un vacío que las empresas chinas y rusas podrían llenar”.
“Somos la única empresa estadounidense que permanece sobre el terreno venezolano […] si nos fuéramos, como han hecho otros, la producción de petróleo continuará y las empresas de EE.UU. serán sustituidas por empresas de otros países, e históricamente han sido empresas chinas, rusas y otras que no son necesariamente del interés de EE.UU. ver en nuestro hemisferio”, enfatizó.

A poco de asumir Donald Trump comunicó fin de las concesiones petroleras a Venezuela que implementara su predecesor, alegando un supuesto incumplimiento de “condiciones electorales”. Posteriormente, la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC) permitió  la operación de Chevron en territorio venezolano hasta el 27 de mayo de 2025.
Un mes después, Trump comunicó la imposición de un arancel de 25 % en cualquier comercio con EE.UU. que hagan las naciones que compren petróleo o gas venezolano, a partir del próximo 2 de abril. El mandatario aseguró que la medida responde a la “hostilidad” de Caracas para con su país.

El país asiático logra un hito en energía limpia con un reactor experimental que promete una revolución energética más segura y sostenible

China se ha convertido en la primera nación en operar con éxito un reactor nuclear de torio, marcando un punto de inflexión en la carrera global por dominar esta prometedora tecnología energética. Según informaron medios estatales, científicos chinos lograron recargar combustible en un reactor experimental de sal fundida alimentado con torio, que continúa operando de forma estable en el desierto de Gobi.

El anuncio fue realizado por Xu Hongjie, científico jefe del proyecto, durante una reunión a puertas cerradas en la Academia China de Ciencias, celebrada el 8 de abril. Según el diario oficial Guangming Daily, se trata de la primera operación prolongada y estable de un reactor de este tipo a nivel mundial, lo que sitúa a China a la vanguardia de una posible nueva revolución energética.

El reactor utiliza sal fundida como portador de combustible y refrigerante, y torio —un elemento radiactivo más abundante y, según muchos expertos, más seguro que el uranio— como fuente de energía. Está diseñado para producir de manera sostenible 2 megavatios de potencia térmica.
Energía del futuro

El torio es considerado por científicos y defensores de la energía nuclear como una alternativa viable y menos riesgosa al uranio, debido a su mayor abundancia en la corteza terrestre y su capacidad de generar menos residuos radiactivos. Un informe del Servicio Geológico Nacional de China señaló en enero que una sola mina rica en torio en Bayan Obo, Mongolia Interior, podría abastecer las necesidades energéticas del país durante decenas de miles de años.

Durante la reunión del 8 de abril, Xu comparó el avance chino con la fábula de Esopo La liebre y la tortuga, sugiriendo que China ha tomado el relevo de Estados Unidos en esta carrera tecnológica. “Los conejos a veces cometen errores o se vuelven perezosos. Es entonces cuando la tortuga aprovecha su oportunidad”, dijo, aludiendo al abandono del proyecto de reactores de sal fundida por parte de EE.UU. en la década de 1970.
Una herencia americana, perfeccionada en China

Aunque el desarrollo de reactores de sal fundida comenzó en Estados Unidos en los años 60, fue dejado de lado en favor de los sistemas basados en uranio. “Estados Unidos dejó su investigación disponible al público, esperando al sucesor adecuado”, explicó Xu. “Nosotros fuimos ese sucesor”.

El equipo liderado por Xu en el Instituto de Física Aplicada de Shanghai pasó años estudiando documentos desclasificados de EE.UU., replicando sus experimentos e innovando sobre ellos. “Dominamos cada técnica registrada en la literatura —y luego fuimos más allá”, aseguró.

El proyecto chino comenzó con estudios teóricos en los años 70, pero fue recién en 2009 cuando la dirección de la Academia de Ciencias encargó formalmente a Xu la misión de llevar la tecnología a la realidad. En dos años, el equipo pasó de unas pocas docenas de investigadores a más de 400.

La construcción del reactor experimental arrancó en 2018. Según medios estatales, la dedicación fue extrema: muchos científicos renunciaron a sus vacaciones y algunos pasaron más de 300 días al año en el sitio. En octubre de 2023, el reactor alcanzó la criticidad (una reacción nuclear autosostenida) y en junio de 2024 logró operar a plena potencia. Cuatro meses después, el equipo realizó con éxito una recarga de combustible sin detener el funcionamiento, consolidando su estatus como el único reactor de torio en operación en el mundo.
Proyección futura

El éxito del reactor experimental no es el final del camino. Ya está en marcha la construcción de un reactor de sal fundida mucho mayor, que podría alcanzar la criticidad en…
El éxito del reactor experimental no es el final del camino. Ya está en marcha la construcción de un reactor de sal fundida mucho mayor, que podría alcanzar la criticidad en 2030. Esta versión más avanzada está diseñada para generar 10 megavatios de electricidad.

Además, la industria estatal china de construcción naval ha presentado diseños conceptuales para buques portacontenedores impulsados por energía de torio, lo que abriría la puerta al transporte marítimo sin emisiones.

Mientras tanto, en Estados Unidos, los esfuerzos por reactivar el desarrollo de reactores de sal fundida siguen mayormente en fase de planificación, a pesar del apoyo bipartidista en el Congreso y de iniciativas del Departamento de Energía.

“En el juego nuclear no hay atajos”, advirtió Xu. “Se necesita resistencia estratégica: enfocarse en una sola cosa durante 20 o 30 años”. Y recordó que el reactor alcanzó su potencia máxima el 17 de junio de 2024, exactamente 57 años después de la primera detonación de una bomba de hidrógeno por parte de China. “Ahora queremos replicar ese impacto disruptivo en el sector energético”, concluyó.

La compañía Southern Energy, propiedad de Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, anunció que instalará otro buque de licuefacción en Río Negro y avanza en el proyecto para posicionar a la Argentina como nuevo proveedor en el mercado mundial de GNL.

Los dos buques, denominados “Hilli Episeyo” y “MKII” podrán producir 6 millones de toneladas anuales de gas natural licuado y se prevé que operen todo el año a partir de la construcción de un gasoducto específicamente dedicado a la provisión del gas a procesar.

Al respecto se informó que Southern Energy y Golar LNG firmaron un acuerdo por 20 años para la instalación del segundo buque de licuefacción en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro, que producirá GNL destinado a los mercados de exportación.

Entonces, el buque “MKII”, se suma al “Hilli Episeyo”, el primer barco acordado entre las partes, y en conjunto tendrán una capacidad de producción de 6 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a 27 millones de metros cúbicos día de gas natural.

La compañía prevé que las dos terminales flotantes de licuefacción puedan operar todo el año, para lo cual se requerirá la construcción del gasoducto dedicado entre Vaca Muerta (NQN) y el Golfo San Matías.

Con la firma de este acuerdo, Southern Energy, propiedad de PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, cumple con la primera fase del proyecto “Argentina LNG”, que prevé contar con la participación de toda la industria gasífera, y cuyo objetivo es convertir a la Argentina en un país exportador de GNL a través de distintas etapas durante los próximos años.

Las exportaciones de GNL comenzarán en 2027 con el inicio de la operación del “Hilli Episeyo”, se ratificó.

El buque “MKII”, propiedad de Golar LNG, actualmente se encuentra en construcción en un astillero en China y se estima que llegará a la Argentina en 2028, previéndose el inicio de la operación comercial hacia finales de ése año.

Dicho barco tendrá una capacidad de producción de 3,5 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a casi 16 millones de metros cúbicos día de gas natural.

A partir del acuerdo firmado, los socios de Southern Energy tendrán la siguiente participación accionaria: PAE (30 %), YPF (25 %), Pampa Energía (20 %), Harbour Energy (15 %) y Golar LNG (10 %).

Asimismo, Southern Energy informó que avanzó con la decisión final de inversión (FID, según sus siglas en inglés) relacionada a la instalación del “Hilli Episeyo”, con lo cual confirmó una inversión cercana a U$S 7.000 millones a lo largo de los 20 años de operación en toda la cadena de valor, que además permitirán viabilizar mayores inversiones adicionales de desarrollo en Vaca Muerta.

El proyecto, que presentó su solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), ya cuenta con el certificado de Autorización de Libre Exportación de Gas Natural Licuado por un plazo de 30 años, – otorgado por la Secretaría de Energía de la Nación-, como así también tiene aprobado el Estudio de Impacto Ambiental por parte de la provincia de Río Negro.

El anuncio de Southern Energy fue destacado por el ministro de Economía, Luis Caputo, quien mencionó a través de X la inversión que implica el proyecto y que “con los dos barcos en producción, Argentina estará exportando GNL por U$S 2.500 millones por año por los próximos 20 años”. “Esto implicará la construcción de un nuevo gasoducto dedicado para abastecer los buques de licuefacción en la costa rionegrina”, remarcó.

YPF concretó una reducción del 4 % promedio en los precios de sus combustibles (nafta y gasoil) en todo el país a partir del 1° de mayo.

A modo de referencia, cabe indicar que en estaciones de servicio de esta marca ubicadas en la Ciudad de Buenos Aires los nuevos precios son de : $ 1.170 para el litro de Nafta Súper; $ 1.386 para la Nafta Infinia; $ 1.173 para el Diesel500 (común); y $ 1.354 para el Infinia Diesel.

Por otra parte, AXION también bajó sus precios en el arranque del mes y, a modo de referencia, en estaciones de servicio de la marca ubicadas en CABA el litro de Nafta Súper cuesta 1.244 pesos; la Nafta Quantium $ 1.538; y el Quantium Diesel $ 1.565, pudiendo haber alguna variación en otras estaciones también ubicadas en esta Ciudad.

En tanto, desde Raízen -que opera la marca Shell- se indicó que “se están evaluando las bajas de precios que ocurrieron en el mercado”, y que “se realizarán los cambios que correspondan para mantener la competitividad”.

Cabe referir que YPF preanunció la baja de sus precios a mediados de la semana, destacando que ” “esta es la segunda baja en los precios en menos de un año, ya que la anterior se implementó en octubre de 2024”. En ésa oportunidad resultó casi imperceptible.

La petrolera de mayor participación en el mercado local comunicó que “la decisión se toma a partir del monitoreo constante de variables clave que realiza la compañía para definir su política de precios, como son el valor internacional del Brent, el tipo de cambio, la carga impositiva y el precio de los biocombustibles”.

Cabe señalar al respecto que la cotización internacional del petróleo resultó a la baja en las últimas semanas de abril comparada con el cierre de marzo, que el tipo de cambio oficial (pesos-dólar) se mantuvo estable, al igual que la carga impositiva. Sí se ajustó a la suba el precio de los biocombustibles que se utilizan para su mezcla obligatoria con naftas y gasoisl.

Impuestos

Casi simultáneamente con el preanuncio de YPF -petrolera de mayoría accionaria estatal-, desde la Secretaría de Energía se comunicó que “El Gobierno Nacional no aplicará en mayo la actualización correspondiente a los impuestos a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (IDC)”.

“La decisión se tomó en línea con la baja del 4 % en el precio de las naftas anunciada por YPF”, se indicó, con la intención de contener la suba del IPC.

Se explicó que “Esta medida busca sostener la estabilidad de precios en un contexto de desaceleración inflacionaria y consolidación macroeconómica, priorizando el alivio para los consumidores sin afectar la competitividad del sector energético”.

 
En conjunto con organizaciones públicas y privadas y el marco de la reconstrucción de la ciudad de Bahía Blanca luego del temporal de comienzos de marzo, la compañía concretó la entrega de 350 notebooks para estudiantes de más de 30 escuelas; inauguró el primer y único laboratorio de electricidad en escuelas técnicas de la ciudad; y entregó equipos autónomos al Cuerpo de Bomberos de la ciudad.
 
En un nuevo gesto de compromiso con la comunidad de Bahía Blanca – ciudad en la que opera la mayor planta de América Latina – Dow Argentina está llevando a cabo diferentes iniciativas como parte de su agenda de impacto que, desde hace 30 años, promueve proyectos educativos, sociales y ambientales junto a la comunidad. 

En un contexto de gran complejidad, la compañía busca acompañar la recuperación del sistema educativo local tras el reciente temporal, brindando herramientas concretas para garantizar el acceso a la tecnología y la igualdad de oportunidades a más de 30.000 estudiantes. Es por esto que, junto a la Municipalidad de Bahía Blanca y la Fundación de la Universidad del Sur (FUNS), Dow hizo entrega de 350 notebooks a más de 30 escuelas públicas de la ciudad, Ingeniero White y General Cerri.
La iniciativa forma parte de una articulación público-privada que incluyó al Consejo Escolar y que se vuelve fundamental en un contexto en el que, según datos oficiales, el 56% de las escuelas locales sufrieron daños estructurales y un 24% fue gravemente afectado.

La ceremonia de entrega tuvo lugar en el Dow Center —espacio que durante la emergencia funcionó como centro de evacuación y contención para más de 1.100 personas— y contó con la participación del intendente Federico Susbielles, representantes del sistema educativo local, miembros de FUNS y el equipo de Dow, entre ellos Paula Woolbert, directora de Operaciones del Site de Dow, y Julieta Conti, jefa distrital de Educación.

“Hace tres décadas, Dow llegó a Bahía Blanca con una visión de futuro y desarrollo. Hoy, esa visión es una realidad que ha transformado no solo a la comunidad, sino también a Dow como compañía global. Nuestro compromiso con esta ciudad sigue intacto, tan firme como el primer día. Sabemos que los jóvenes son el motor del desarrollo y la clave para el futuro de nuestra comunidad. Por eso, esta donación es para ellos, para los futuros profesionales de Bahía Blanca que continuarán escribiendo nuevas páginas en esta historia que construimos juntos”, expresó Woolbert durante el evento.

Desde el inicio de la emergencia, Dow está acompañando activamente las acciones de respuesta y reconstrucción, manteniendo su foco en la educación y la generación de futuro. En línea con la entrega de computadoras portátiles, la compañía se sumó a la creación del primer y único laboratorio de electricidad en escuelas técnicas de la ciudad, instalado en la Escuela Técnica Nº 1. 

A través de la ONG United Way Argentina, Dow acompañó esta transformación, que incluyó un nuevo laboratorio destinado a la especialización en electricidad. La iniciativa busca brindar un entorno moderno, equipado y pensado para potenciar el aprendizaje de más de 1000 estudiantes inscriptos este año. 

Este nuevo espacio educativo se diseñó con un enfoque en la creatividad y la motivación de los estudiantes. Incorporan elementos flexibles que promueven la colaboración, como nuevas disposiciones en las aulas, materiales y equipamiento eléctrico, mobiliario ergonómico, y mejoras en iluminación y acústica. Además, se sumó un mural artístico, ejecutado por la artista plástica Anahí Betsabe Aguilera, que refuerza el vínculo entre la identidad escolar y su entorno.

Al respecto, Dolores Brizuela, presidente de Dow Argentina, destacó el compromiso de la compañía con el desarrollo local. “Invertir en educación es apostar al futuro de Ingeniero White y Bahía Blanca. Es abrir más oportunidades para que las y los jóvenes se formen en áreas estratégicas como la electricidad, y se conviertan en protagonistas del crecimiento local en los próximos años”, destacó Brizuela. 

A su vez, la empresa concretó la entrega de equipos autónomos al Cuerpo de Bomberos, a fin de mejorar su capacidad operativa ante emergencias y reforzar su preparación técnica y protección personal; reafirmando que la seguridad y el bienestar de la comunidad son una prioridad transversal para toda la organización.
 
Acerca de Dow  

Dow (NYSE: DOW) es una de las empresas líderes en el mundo en ciencia de los materiales y atiende a clientes en mercados de alto crecimiento como los de embalaje, infraestructura, movilidad y aplicaciones de consumo. Nuestra presencia global, integración y escala de activos, innovación enfocada, posiciones comerciales líderes y compromiso con la sostenibilidad nos permiten lograr un crecimiento rentable y ayudar a generar un futuro sostenible. Operamos plantas de fabricación en 30 países y empleamos aproximadamente a 36.000 personas. Dow registró ventas de aproximadamente 43 mil millones de dólares en 2024. Las referencias a Dow o la Compañía se refieren a Dow Inc. y sus subsidiarias. Obtenga más información sobre nosotros y nuestra ambición de ser la empresa de ciencia de los materiales más innovadora, centrada en el cliente, inclusiva y sostenible del mundo visitando www.dow.com 

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) publicaron los nuevos cuadros tarifarios de mayo, resultantes, por un lado, del proceso de Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) para los segmentos regulados, y de la actualización de los precios mayoristas PEST y PIST, por otro.

Para mayo, el aumento de la tarifa promedio será de 2.4 % para energía eléctrica y 2.52 % para gas natural, comunicó el ministerio de Economía.

En relación a la RQT, y en base los análisis técnicos del ENARGAS y el ENRE, se definieron las nuevas tarifas para las licenciatarias de transporte y de distribución de ambos servicios, que regirán a partir del 1° de mayo de 2025 hasta el 30 de abril de 2030.

Esta recomposición se hará en forma gradual, con un aumento inicial del 3 % en mayo correspondiente al componente Transporte y Distribución.

A partir de junio, se aplicará un esquema gradual de aumentos en 30 cuotas mensuales y consecutivas.

Las resoluciones del ENRE prevén incorporar una fórmula automática de actualización que contempla al IPIM y al IPC, para preservar el valor real de las tarifas, destacó Economía.

(noticia en ampliación)

El Mercado Electrónico del Gas realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abasto interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 12/05/2025 al 31/05/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

Se recibieron 19 ofertas por un volumen total de 14.650.000 metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 3,93 por Millón de BTU en el PIST, y de U$S 4,90 por MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.

Los precios en el PIST fueron desde U$S 3,42 hasta U$S 4,15 por MBTU, en tanto que los precios en el GBA fueron desde U$S 4,59 hasta U$S 5,11 por MBTU.

Ocho ofertas llegaron desde productores en Neuquén, por un total de 5.150.000 m3/d; Otras 5 ofertas provinieron de Tierra del Fuego, por un volumen total de 6.300.000 m3/día; Desde Chubut se ofertaron 600.000 m3/día en 2 ofertas; Desde Santa Cruz otras 2 ofertas por un total de 800.000 m3/d, y desde Noroeste 2 ofertas que totalizaron 1.800.000 m3/día.

La demanda de energía eléctrica en marzo último bajó -2,5 % en comparación con la del mismo mes de 2024 al alcanzar los 11.652,2 GWh a nivel nacional. El primer trimestre del año la demanda acumula una leve suba de 0,8 por ciento.

Por su parte, las distribuidoras de Capital y GBA tuvieron un ascenso de la demanda de 4,3 % en el tercer mes del año. No obstante, descendieron los consumos residenciales y comerciales, mientras aumentaron los industriales a nivel nacional.

LOS DATOS DE MARZO 2025

En marzo de 2025, la demanda neta total del MEM fue de 11.652,2 GWh; mientras que el año anterior había sido de 11.948,9 GWh1. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un descenso de -2,5 por ciento.

En marzo, existió un decrecimiento intermensual de -9,8 % respecto de febrero de 2025, que había alcanzado los 12.911,7 GWh (febrero tiene 28 días, 3 menos que enero).

Aún se mantiene el día 10 de febrero de 2025 como el registro del máximo histórico de demanda de potencia en el SADI con una marca de 30.257 MW a las 14:47 y una temperatura en GBA de 37.9 C°, lo que superó el récord anterior de 29.653 MW del 1 de febrero de 2024.

En cuanto a la demanda residencial de marzo, se alcanzó el 45 % del total país con una caída de -4,8 % respecto al mismo mes del año anterior.

En tanto, la demanda comercial descendió -1,9 %, siendo el 28 % del consumo total. Y la demanda industrial representó el 27 %, con una leve suba en el mes del orden del 0,8 %, aproximadamente.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES

La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido febrero de 2025): 5 meses de baja (abril, – 0,4 %; junio, -7 %; septiembre, -6,6 %; diciembre de 2024, -2,2 %; y marzo de 2025, -2,5 %) y 7 meses de suba (mayo de 2024, 12,9 %; julio, 6 %; agosto, 3,5 %; octubre, 2,2 %; noviembre de 2024, 0,2 %; enero de 2025, 4 %; y febrero de 2025, 0,5 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba de 0,9 por ciento.

CONSUMO MENSUAL REGIONAL

En cuanto al consumo por provincia, en marzo, 17 fueron las provincias y/o empresas que marcaron descensos: Santiago del Estero (-20 %), Tucumán y Jujuy (-17 %), San Juan (-15%), La Rioja y Formosa (-14 %), Salta (-13 %), Catamarca y Mendoza (-11 %), San Luis (-10 %), Chaco (-9 %), Córdoba (-8 %), EDES (-4 %), Río Negro, Santa Fe, Entre Ríos y La Pampa (-3 %).

Por su parte, 10 provincias y/o empresas presentaron ascensos en el consumo: Neuquén y Santa Cruz (5 %), Chubut (3 %), EDELAP, Misiones y EDEN (2 %), EDEA y Corrientes (1 %), entre otros.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron 31 % del consumo del país y totalizaron un ascenso conjunto de 4,3 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una suba de 4,5 %, mientras que en EDESUR la demanda ascendió 3,9 por ciento.

En cuanto a las temperaturas, el mes de marzo de 2025 fue levemente más caluroso en comparación con marzo de 2024. La temperatura media fue de 23.4 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 23.3 °C, y la histórica es de 21.7 °C.

DATOS DE GENERACIÓN

La generación térmica es la principal fuente utilizada para satisfacer la demanda, aunque se destaca que por primera vez el aporte de las energías alternativas (fotovoltaica y eólica) ocupa el segundo lugar al superar a la generación hidráulica. En marzo, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 2.054 GWh, lo que representa una variación del -16 % respecto a 2024.

Por su parte, la potencia instalada es de 43.555 MW, donde el 58 % corresponde a fuente de origen térmico y un 38 % de origen renovable (alternativa e hidráulica). Asimismo, el despacho térmico fue similar, al mismo tiempo que el consumo de combustible también terminó siendo similar si se compara mes a mes a nivel del total.

Así, en este tercer mes del año siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 57,63 % de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas cubrieron el 16,83 % de la demanda, las nucleares proveyeron el 5,88 %, y las generadoras de fuentes alternativas cubrieron el 16,85 % del total. Por otra parte, la importación de electricidad representó el 1,20 % de la demanda total.

Pampa Energía, la tercera productora de gas no convencional de la cuenca neuquina, y principal generadora privada de energía eléctrica del país, realizó su primera exportación de gas natural a Brasil, equivalente a 110.000 metros cúbicos/día, a partir de un acuerdo con la comercializadora brasileña Tradener, y la asistencia de la consultora local Giga.

Horacio Turri, director ejecutivo de Exploración y Producción de E&P de Pampa, afirmó que “Este logro es el resultado del trabajo sostenido que venimos realizando en los últimos años. Exportar gas a nuestros países limítrofes nos posiciona como un actor relevante en la región y refuerza nuestro compromiso de transformar los recursos de Vaca Muerta en valor para el país”.

Para este envío se utilizó la infraestructura de transporte que conecta Argentina, Bolivia y Brasil.

Además, “esta operación marca el inicio de una estrategia que busca consolidar múltiples exportaciones de gas durante 2025 para ampliar la presencia del gas argentino en la región”, se destacó.

En la actualidad Pampa cuenta con dos acuerdos vigentes de exportación de gas natural con clientes de Brasil, por un volumen total de 2 millones de metros cúbicos por día. Con estos avances, la compañía refuerza su compromiso de convertirse en uno de los principales proveedores de gas de la región.

Sobre la producción de gas de Pampa

Pampa produce un promedio de 14,5 millones de metros cúbicos/día a través de sus yacimientos El Mangrullo y Sierra Chata. Durante el pico invernal de 2024, la producción alcanzó los 17 millones de metros cúbicos/día, lo que le permitió incrementar su participación en el mercado interno y avanzar en nuevas oportunidades de exportación.

Sobre Tradener

Tradener es la primera comercializadora de energía de Brasil y, desde hace 26 años, se destaca por su actuación pionera y la búsqueda constante de soluciones innovadoras en el sector energético. Desde 2022, también actúa en la importación de gas natural desde Bolivia y cuenta con reservas propias, operando como productora y comercializadora de gas, lo que amplía su relevancia en el mercado.

En el ámbito internacional, la empresa es una referencia en la exportación de energía eléctrica a países vecinos, con operaciones regulares hacia Uruguay y Argentina desde 2006. Además, posee activos propios de generación de energía distribuidos en siete Estados brasileños, con parques eólicos, pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH) y una termoeléctrica, totalizando 172 MW en operación.

Este portafolio diversificado le garantiza a Tradener flexibilidad, seguridad y capacidad de respuesta ante las demandas del mercado, se destacó.

YPF informó una reducción del 4 % promedio en los precios de sus combustibles (nafta y gasoil) en todo el país a partir del 1° de mayo.

La empresa destacó que “esta es la segunda baja en los precios en menos de un año, ya que la anterior se implementó en octubre de 2024”. En ésa oportunidad resultó casi imperceptible.

La petrolera de mayor participación en el mercado local comunicó que “ésta decisión se toma a partir del monitoreo constante de variables clave que realiza la compañía para definir su política de precios, como son el valor internacional del Brent, el tipo de cambio, la carga impositiva y el precio de los biocombustibles”.

“De esta manera, YPF cumple con el compromiso asumido de ofrecer productos de la más alta calidad del mercado y con el acuerdo de precios con sus consumidores”, remarcó.

A modo de referencia cabe señalar que en las estaciones de servicio de la marca YPF en la Ciudad de Buenos Aires el precio actual para el litro de nafta Súper es de $ 1.194; la nafta Infinia cuesta $ 1.474; el diesel 500 (común) cuesta $ 1.209, y el Infinia diesel tiene un precio de $ 1.472 el litro.

Raizen, licenciataria de la marca Shell, anuncia la implementación de su innovador concepto de venta de bebidas y snacks en playa. Diseñado para mejorar la experiencia del cliente en el momento de carga de combustible, acerca la variada oferta de la tienda al surtidor, creando una nueva ocasión de consumo, con la calidad y el cuidado que distinguen a Shell.

Shell Select, la marca de tiendas de conveniencia de Shell, ha desarrollado este proyecto durante un año, partiendo de prototipos en ocho estaciones, sobre los que aplicó mejoras y ajustes hasta llegar a la versión óptima, mostrando resultados prometedores.

Estación Shell Select busca expandir las mejores prácticas de venta de productos en la playa, ofreciendo conveniencia, variedad de productos, exhibición atractiva y promociones especiales. La estación incluye un conjunto “todo en uno” que integra muebles de facturación, heladeras fast lane, exhibidores de snacks, depósitos y cartelería digital bajo los más altos estándares de seguridad y eficiencia operativa.

Shell Select reafirma su liderazgo en la búsqueda constante por anticiparse a las expectativas de sus clientes y ser ese lugar más en su día.

Sebastián Pérez Olgiati, Director de Retail de Raizen Argentina, comentó: “Nos enorgullece ser líderes a nivel mundial con este nuevo concepto de compra en playa. La estación Shell Select enriquece la experiencia del cliente, ofreciendo una ocasión de compra única, rápida y memorable sorprendiéndolo en cada uno de los puntos de contacto”.

Acerca de Raízen Argentina

Raízen Argentina se creó en octubre de 2018 a partir de la compra, por parte de Raízen, del negocio de Downstream de Shell Argentina. Sus accionistas mayoritarios son Shell pcl y el grupo Cosan de Brasil. Entre sus activos se encuentran la Refinería de Buenos Aires, ubicada en Dock Sud, la planta de Lubricantes localizada en Barracas, la red de más de 880 estaciones de servicio, los negocios de combustibles marítimos, combustibles de aviación, asfaltos, químicos y especialidades, así como las actividades de suministro y distribución en el país.  Mediante un acuerdo de licencia de marca, Raízen utiliza la marca Shell, lo que permite a los clientes el acceso a productos y servicios de altísima calidad, que han caracterizado a la marca en sus más de 110 años de historia en el país.

La Secretaría de Energía emitió, a través de la resolución 165/2025, el certificado de autorización de “Libre Exportación de Gas Natural Licuado (GNL)” en favor de SOUTHERN ENERGY S.A. (SESA), consorcio que proyecta el procesamiento de gas natural producido en Vaca Muerta (NQN) para su conversión en GNL y su venta al mercado internacional.

En base a lo solicitado por SESA, la autorización tiene un plazo de vigencia desde el 1 de julio de 2027 hasta el 30 de junio de 2057.

Y las cantidades autorizadas a exportar según esta resolución fueron programadas en: Cantidad Máxima Diaria (CMD): 385.000 MMBTU; Cantidad Máxima Anual (CMA): 134.400.000 MMBTU; Cantidad Total (CT): 3.840.000.000 MMBTU.

El proyecto original de SESA fue encabezado por PAE y Golar (dueña del barco procesador “Hilli Episeyo” que se instalará en un puerto marítimo específico en la provincia de Río Negro). Luego se integraron otras importantes compañías productoras del gas.

A partir del ingreso de YPF, los socios en Southern Energy tendrán la siguiente participación accionaria: PAE (40 %), Pampa Energía (20 %), YPF (15 %), Harbour Energy (15 %) y Golar LNG (10 por ciento).

El buque procesador Hilli Episeyo tendrá una capacidad de producción de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a 11,7 millones de metros cúbicos día de gas natural.

El proyecto cuenta con los beneficios (fiscales y de libre disponibilidad de divisas) establecidos por el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

Southern Energy tiene previsto una inversión estimada de U$S 2.900 millones en los primeros 10 años del proyecto. La inversión total calculada es de U$S 7.000 millones en toda la cadena de valor a lo largo de 20 años.

En los considerandos de esta resolución se puntualiza que “con relación a las exportaciones de GNL, la Ley 24.076 (Marco regulatorio del Gas), conforme a la incorporación dispuesta por la Ley 27.742 (Ley Bases) establece, que el otorgamiento de una autorización de exportación firme de GNL implicará para sus titulares el derecho a exportar todos los volúmenes autorizados en forma continuada y sin interrupciones ni restricciones, reducciones o redireccionamientos por causa alguna durante cada día del período de vigencia de la autorización”.

También se establece “el derecho de acceder sin restricciones ni interrupciones de ninguna naturaleza al suministro de gas natural o a la capacidad de transporte, procesamiento o almacenamiento de cualquier especie de los que sean titulares o que hubiesen contratado a tal fin”.

En los considerandos también se hace referencia a que “mediante la presentación de fecha 4 de abril de 2025 SESA informó que, inicialmente, prevé utilizar los excedentes de gas natural y de capacidad de transporte, fundamentalmente durante el período estival, y eventualmente, los excedentes que pudieran producirse en el período invernal”.

La empresa Southern Energy declaró que la disponibilidad proyectada de gas, sustentada en los planes de inversión, está basada en los Informes de Certificación de Reservas Comprobadas, Probables y Posibles y de Recursos Contingentes de hidrocarburos líquidos y gaseosos, oportunamente presentados por los diversos accionistas de SESA, los cuales obran en los informes de reservas del Sistema Estadístico de la Subsecretaria de Combustibles (SESCO) al 31 de diciembre de 2023.

La resolución que firma María Tettamanti hace hincapié en que “de los citados informes se desprende que para el período julio 2027 a junio 2032 (primeros CINCO años del proyecto) SESA contaría con una disponibilidad de gas aportada por sus accionistas que supera para cada año el caso máximo de exportación notificado (11,72 millones de m3/d de gas de 9300 kcal)”.

Un estudio de la Organización Latinoamericana de la Energía OLADE reveló que las exportaciones energéticas entre América Latina y el Caribe (ALC), y los Estados Unidos (EE.UU) han registrado un crecimiento, alcanzando los U$S 146.587 millones en 2023, más del doble de los U$S 68.031 millones reportados en el año 2020.

Además, el análisis indica que EE.UU tiene un superávit en el comercio energético con ALC, con exportaciones que son al menos el doble de sus importaciones desde la región.

La estructura comercial revela que el 80 % de las exportaciones estadounidenses hacia ALC son petróleo y derivados, y poco menos del 20 % es gas natural. Mientras, casi todas las ventas de ALC a EE.UU son petróleo.

Del total de exportaciones de ALC a EE.UU, casi el 10 % corresponde a productos energéticos. Por su parte, el 20 % de lo que exporta EE.UU a ALC son productos energéticos.

El aumento de 10 % en los aranceles en EE.UU tendría un impacto comercial de 0.08 % de su PIB.

Entre las estrategias sugeridas para afrontar esta situación en ALC se encuentran la diversificación de mercados, particularmente hacia Europa y Asia, así como el fortalecimiento de proyectos de integración regional.

También se subraya la necesidad de avanzar hacia matrices energéticas más sostenibles y autosuficientes, lo que aumentaría la resiliencia de la región ante posibles crisis externas.

El estudio de OLADE subrayan la relevancia de establecer políticas preventivas y de diversificación que resguarden los intereses energéticos y económicos de América Latina y el Caribe frente a los cambios en las políticas comerciales de EE.UU.

Para revisar el documento completo, visitar:https://www.olade.org/publicaciones/dto-2025-010-comercio-de-energia-america-latina-caribe-y-estados-unidos-efectos-alza-aranceles-ee-uu/

A través del Decreto 286/2025, el Gobierno Nacional puso en marcha el proceso de privatización total de la empresa estatal Energía Argentina S.A. (ENARSA), y considera que con esta decisión “se ha dado un paso importante para mejorar la eficiencia del Estado y fortalecer el rol del sector privado en el desarrollo energético del país”.

Al respecto, comunicó que “en cumplimiento de lo dispuesto por la Ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos, se inicia el proceso de privatización total de ENARSA, que se llevará a cabo mediante la separación de las actividades y bienes de cada una de sus unidades de negocio”.

Como primera etapa, se autoriza la venta del 100 % de las acciones de ENARSA en CITELEC S.A., empresa controlante de Transener, responsable de la transmisión eléctrica en todo el país. Esta operación se realizará mediante concurso público nacional e internacional.

El gobierno argumentó que “durante años, ENARSA requirió transferencias millonarias del Tesoro para sostener una estructura que no logró resultados eficientes ni en calidad de servicio ni en administración. Este proceso apunta a ordenar el funcionamiento del Estado y permitir que el sector privado, con capacidad de inversión y experiencia, asuma la gestión de actividades clave como la transmisión eléctrica”.

“La medida busca mejorar el servicio, fomentar la competencia y garantizar precios reales y sostenibles para todos los argentinos. El sector privado no solo puede hacerlo mejor, sino que además es el motor natural de la inversión, el empleo y la innovación”, sostiene la Administración Milei.

“El Estado se enfoca en lo que debe hacer: organizar, regular y cuidar el buen funcionamiento del sistema energético. Este es un paso concreto hacia una Argentina más moderna, más eficiente y con mejores servicios para su gente”, se remarcó.

El Ente Nacional Regulador del Gas prorrogó por 60 días el plazo para dictar las resoluciones finales referidas a las nuevas tarifas del gas surgidas de la Revisión Quinquenal (RQT) de las tarifas de Transporte y de Distribución de gas natural, y luego de la audiencia pública (número 106) realizada en febrero último.

La medida se dispuso mediante la Resolución 233/2025, publicada en el Boletín Oficial y firmada por Carlos María Casares. Se justificó en el texto que “la Autoridad Regulatoria aún se encuentra relevando y analizando la información ingresada”. El ENARGAS también, deberá pronunciarse sobre la metodología de ajuste periódico de tales cuadros tarifarios.

Desde la Secretaría de Energía se hizo hincapié en que “La prórroga de 60 días de la definición de los nuevos cuadros tarifarios, obedece a una necesidad formal ya que sino se perdía la validez de la Audiencia Pública 106 (del 6 de febrero). Es estrictamente por lo plazos procesales. Los nuevos cuadros tarifarios de la RQT se publicarán en mayo”.

Esto, en línea con lo establecido por el Artículo 3° del Decreto DNU 1023/24 que determinó que “la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes de la revisión tarifaria iniciada en función del Decreto DNU 55/23, no podría exceder del 9 de julio de 2025”.

Cabe referir además que el 31 de marzo, mediante la Resolución 182/2025, se convalidó la legalidad de la audiencia 106 y se estableció que las resoluciones vinculadas a los puntos discutidos en esa instancia “se emitirían conforme a los plazos legales, con posibilidad de prórroga fundada”.

El último cuadro tarifario según categorías de usuarios dispuesto por el ENARGAS entró en vigencia el 31 de marzo. Aunque las empresas distribuidoras solicitaron en la referida audiencia aumentos de al menos 50 %, sumado a un 20 % adicional por costos de transporte, el Gobierno (a través de la Secretaría de Energía) dispuso que los incrementos a los usuarios finales no superarían el 10 por ciento, y la activación de un esquema transitorio de actualización mensual según la inflación calculada por el Indec.

Las resoluciones de los nuevos cuadros tarifarios por categoría de usuarios y zonas del suministro del servicio serán complementadas por la continuidad de la revisión a la baja de los subsidios del Estado a este servicio, tal como ocurrirá con el de la electricidad, sobre todo con los sectores de ingresos medios.

YPF Luz describió el avance de ingeniería y obra del Parque Solar Fotovoltaico El Quemado, ubicado en Las Heras, a 53 km de la ciudad de Mendoza. Este mes se concretó la instalación de la ‘Golden Tracker’. Se trata del montaje estructural y funcional de la primera fila de paneles solares que tendrá el primer proyecto renovable en ingresar al RIGI.

Este avance requirió del trabajo coordinado de varios equipos y proveedores, y consistió en la instalación completa de un tracker, con su conexión eléctrica y la verificación funcional del movimiento de los paneles. Esta fila inicial actúa como modelo de referencia para el resto de los paneles.

La calidad y precisión con la que se instala la Golden Tracker es crucial porque establece el
estándar técnico que guiará la instalación masiva de los más de 500.000 paneles fotovoltaicos bifaciales que tendrá El Quemado, se explicó.

De esta manera, el proyecto solar más grande de Argentina avanza según su planificación y tiempos estipulados, consolidando las etapas de la obra bajo los más altos estándares de calidad y ejecución técnica.

La compañía inauguró hace unas semanas el Parque Eólico General Levalle, de 155 MW, en Córdoba y alcanzó así una capacidad instalada total de 3,4 GW.

Este año continúa construyendo dos proyectos renovables más como El Quemado y el Parque Eólico CASA, de 63 MW, en Olavarría; con el objetivo de superar los 3,8 GW de potencia instalada total, de los cuales más de 1GW serán renovables.

Características del Parque Solar Fotovoltaico El Quemado:

• Capacidad instalada total: 305MW.
• Etapa I: 200 MW – Etapa II: 105MW.
  Características Técnicas:
• Factor de capacidad estimado: de 31,4 %.
• Potencia instalada: 305 MW.
• Energía equivalente a más 233.000 hogares.
• Ahorro de 385.000 toneladas de CO2e al año.
• Paneles: 511.000 fotovoltaicos bifaciales.
• Plazo total de construcción: 18 meses.
• Empleo en etapa de obra: más de 400 personas en pico de obra.
• Superficie de instalación: más de 600 hectáreas.
• El parque se interconectará al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a
  través de una nueva estación transformadora de 220/33kV.
• Fecha de inicio de operación: primer trimestre de 2026.

Acerca de YPF Luz
YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una empresa líder en generación de energía eléctrica en el país que opera desde 2013.

En la actualidad la compañía tiene una capacidad instalada de 3,4 GW que provee al mercado mayorista e industrial, y 368 MW en construcción. YPF Luz tiene como misión generar energía eficiente y sustentable, que optimiza los recursos naturales para la producción de energía térmica y renovable.

Visite: www.ypfluz.com

El Departamento de Comercio de Estados Unidos anunció este miércoles su intención de imponer aranceles extraordinarios —que en algunos casos superan el 3.500%— sobre la importación de paneles solares provenientes de Camboya, Malasia, Tailandia y Vietnam. La medida surge tras una investigación iniciada hace un año, impulsada por fabricantes estadounidenses que denunciaron competencia desleal y reclamaron protección para la industria local.

Las sanciones, que combinan derechos antidumping y compensatorios, responden a acusaciones de subsidios otorgados por el gobierno chino y la exportación de productos a precios artificialmente bajos. En algunos casos, como el de ciertos exportadores con sede en Camboya, las tasas propuestas alcanzan el 3.521% debido a la falta de cooperación con las autoridades durante el proceso de investigación.

Otros fabricantes enfrentan aranceles significativamente menores. Tal es el caso de la empresa china Jinko Solar, que produce en Malasia y recibirá una tasa del 41%. En cambio, Trina Solar —también con sede en China, pero con operaciones en Tailandia— deberá afrontar aranceles del 375%.

Aún se espera una resolución final por parte de la Comisión de Comercio Internacional, que se pronunciará en junio. Hasta entonces, los aranceles anunciados permanecen como propuesta.

La reacción no tardó en llegar. La American Alliance for Solar Manufacturing Trade Committee, que agrupa a fabricantes locales, celebró la decisión como “una victoria decisiva para la industria solar estadounidense”. Tim Brightbill, asesor legal del grupo, sostuvo que la medida confirma lo que desde hace tiempo vienen denunciando: “Las empresas chinas han estado burlando el sistema”.

En los últimos años, muchas compañías chinas relocalizaron parte de su producción al sudeste asiático, como estrategia para esquivar los aranceles impuestos desde la administración de Donald Trump. Solo en 2023, Estados Unidos importó cerca de 12 mil millones de dólares en equipos solares desde los cuatro países afectados, según datos de la Oficina del Censo.

Si bien la medida podría beneficiar a los fabricantes locales, también plantea riesgos para instaladores, empresas y consumidores que venían aprovechando la caída de precios gracias a la oferta asiática. Los nuevos aranceles se sumarían a los ya vigentes desde la era Trump, cuando se fijaron tasas de hasta el 145% sobre productos chinos. La administración actual advirtió que, con esta nueva ronda, las tasas combinadas podrían superar el 245% en ciertos casos.

El anuncio llega en un contexto geopolítico sensible: apenas unos días después de que el presidente chino Xi Jinping completara una gira por Vietnam, Malasia y Camboya, con el objetivo de reforzar lazos regionales y contener lo que calificó como “acoso unilateral” por parte de Estados Unidos.

China ya respondió con una suba de aranceles del 125% sobre productos estadounidenses y advirtió que está dispuesta a “luchar hasta el final”.

Fuente BBC

Con el lanzamiento del Portal de Clientes, se abre un nuevo capítulo en la relación de TGN con sus clientes corporativos. Con unos pocos clics, podrán acceder a una multiplicidad de trámites y consultas, facilitándose de este modo una gestión rápida, simple y amigable.

Expertos en conexiones, también con las personas, TGN ha buscado con esta herramienta traducir y hacer efectiva la importancia y la prioridad que la comunicación asume en la relación con sus clientes.

Este nuevo espacio de encuentro favorece una interacción ágil y dinámica brindando la posibilidad de completar gestiones varias, entre las cuales:

• Dar de alta un reclamo y realizar su seguimiento.
• Generar solicitudes y/o pedidos de información.
• Visualizar archivos y notificaciones.

Además, los clientes podrán generar distintos usuarios y roles para los integrantes de su organización.

Todo apunta a mejorar la experiencia a través de una tecnología que lleva la relación al siguiente nivel, en un marco de disponibilidad 24/7, con un ida y vuelta siempre abierto a la recepción de sugerencias.

TGN invita a su comunidad de clientes a ingresar a https://infoclientes.tgn.com.ar/

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).

El Gobierno Nacional activó un plan de regularización de deudas para que distribuidoras y cooperativas eléctricas salden sus obligaciones pendientes con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) al 30 de noviembre de 2024.

Esta medida, resuelta a través de la Disposición 1/2025, marca el fin de un esquema donde la morosidad crónica se cubría con emisión inflacionaria, perjudicando a todos los argentinos, señaló un comunicado del ministerio de Economía.

“El plan, describe Economía, establece condiciones razonables —hasta 12 meses de gracia y 72 cuotas con la tasa del 50 % del Mercado Eléctrico Mayorista— pero exige responsabilidad bajo reglas estrictas: las empresas deberán pagar la deuda corriente sin atrasos y la obligación de presentar planes de inversión en infraestructura para mejorar el servicio. Quienes incumplan perderán el beneficio automáticamente y enfrentarán sanciones”.

Como contrapartida, las empresas que hayan regularizado sus pagos en 2024 y no tengan deudas anteriores a diciembre de 2023 accederán a créditos en sus facturas. El plazo para adherir es de 60 días corridos.

Economía puntualizó que “los resultados del proceso de normalización del sistema eléctrico ya son evidentes. Al asumir, la cobrabilidad de CAMMESA era del 48 %, y el Tesoro cubría el déficit con emisión que alimentaba la inflación. Hoy, con tarifas realistas, subsidios focalizados y desregulación progresiva del mercado, alcanzamos un 97 % de cobrabilidad”.

En los considerandos de la Disposición ahora oficializada se describe a modo de antecedente que “a raíz de las políticas tarifarias llevadas a cabo durante las últimas dos décadas -salvo excepciones-, lo recaudado por las Distribuidoras en casi todos los casos no les alcanzaba para pagar el monto, dado que las tarifas no reflejaban acabadamente el costo de los servicios”.

Y se indica que “particularmente, a partir de la sanción de la Ley 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el Marco de la Emergencia Pública y sus modificatorias, en diciembre de 2019, las tarifas de los distribuidores de diversas jurisdicciones del país que actúan en el MEM sufrieron medidas de congelamiento o suspensión de los ajustes correspondientes, que contribuyeron al deterioro de la cadena de pagos en dicho mercado mayorista”.

“Con el transcurso del tiempo, el incremento de las deudas alcanzó sumas extraordinarias, a la vez que fueron suplidas por préstamos del Tesoro Nacional al “Fondo Estacional”, se explicó.

“Bajo este escenario y desde el año 2021, las leyes de Presupuesto fueron estableciendo diversos regímenes de regularización de deudas, los que pretendían, mediante acuerdos con las Distribuidoras, brindar facilidades con el objetivo de reducir la deuda acumulada”.

“Este (nuevo) plan consolida ese camino: que las empresas paguen lo que consumen, accedan a financiamiento privado y dejen de depender del Estado”, se destacó.

Neuquén se sumó al sistema de alerta temprana impulsado por Naciones Unidas para detectar emisiones de metano mediante tecnología satelital con Inteligencia artificial. En paralelo, se creó el Programa de Monitoreo y Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el sector hidrocarburífero.

El ministerio de Energía y Recursos Naturales neuquino formalizó la participación provincial en el Sistema de Alerta y Respuesta al Metano (MARS), impulsado por el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA).

MARS es el primer sistema global de monitoreo satelital que detecta y reporta emisiones de metano de gran magnitud. Mediante la combinación de más de una docena de instrumentos satelitales, inteligencia artificial avanzada y cooperación internacional, el sistema permite notificar a gobiernos y empresas sobre fugas importantes en tiempo casi real, para facilitar una respuesta rápida y efectiva.

Este sistema fue lanzado en la COP27 por el Observatorio Internacional de Emisiones de Metano (IMEO–PNUMA) como parte de la implementación del Compromiso Global sobre el Metano.

Como parte del Plan Provincial de Acción Climática contemplado por la Ley 3454, la Secretaría de Ambiente creó por Resolución 258/25 el nuevo Programa de Monitoreo y Mitigación de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero en el Sector Hidrocarburífero, que establece el carácter obligatorio del control y reporte de este tipo de emisiones.

El programa exige a los sujetos alcanzados presentar información precisa sobre emisiones de metano, dióxido de carbono y óxidos nitrosos, además de variables de actividad, acciones de mitigación y otros datos relevantes para la evaluación ambiental. Se trata de un mecanismo integral de Monitoreo, Reporte y Verificación (MRV) alineado con estándares nacionales e internacionales.

Será ejecutado por la subsecretaría de Cambio Climático, que también estará a cargo del seguimiento, control, reglamentación y expansión del mismo en sucesivas etapas.

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) publicó su Indicador de Inflación Energética para América Latina y el Caribe (IE-LAC) correspondiente al mes de febrero de 2025.

Las tendencias energéticas en la región permiten entender el comportamiento de los mercados de energía y su impacto en la economía y la sostenibilidad de los países de América Latina y el Caribe.

La inflación energética mensual aumentó 3.3 veces, pasando de 0.26 % en enero de 2025 a 0.86 % en febrero del mismo año. A pesar de la caída del 5.3 % en los precios del petróleo respecto a enero, esta disminución no se ha traducido en menores tarifas de combustibles en la región.

Cabe indicar que el precio del petróleo explica aproximadamente el 60 % de la variación de este índice. Es decir, este mes son las tarifas eléctricas para los sectores industrial y residencial las que explican principalmente el alza del índice, como consecuencia de la reducción de subsidios en varios países de América Latina y el Caribe.

En febrero de 2025, la inflación energética anual en América Latina y el Caribe alcanzó el 3.16 % en comparación con febrero de 2024. Aunque se trata de una de las cifras más altas de los últimos cuatro meses, se mantuvo por debajo de la inflación total, que fue del 4.10 %.

En el mismo mes, la inflación energética interanual en los países de la OCDE descendió a 3.62 %, tras haber registrado 4.0 % en enero. En contraste, América Latina y el Caribe ha mostrado un aumento en la inflación energética durante los últimos cuatro meses, alcanzando un 3.16 % en febrero de 2025, aunque aún por debajo del promedio de los países de la OCDE.

Fuente: OLADE, elaboración propia a partir de la información publicada en los Institutos de Estadística y Censos y Bancos Centrales de los Países Miembros de OLADE.

En el marco del Día Internacional de la Tierra, Camuzzi lanza la calculadora de huella de carbono, una herramienta gratuita, simple y accesible que permite a los usuarios estimar el impacto ambiental generado por el consumo de gas natural en los hogares.

La iniciativa busca concientizar sobre la importancia del uso responsable de la energía y fomentar pequeños cambios en la vida cotidiana que ayuden a reducir las emisiones. Se puede acceder a ella desde la página web de la distribuidora, Simulador de Consumo | Camuzzi Gas

¿Qué es la huella de carbono y por qué importa?

La huella de carbono es un indicador que mide la cantidad de gases de efecto invernadero (como el CO₂ y el metano) que se liberan a la atmósfera como consecuencia de nuestras actividades diarias, como el uso de transporte, el consumo de bienes, la electricidad o la calefacción. Se expresa en kilogramos de CO₂ equivalente (CO₂e).

Aunque el gas natural es la fuente de energía más limpia entre los combustibles fósiles, su consumo también forma parte de la huella de carbono. Por eso, conocerla es el primer paso para reducirla.

La calculadora desarrollada por Camuzzi estima primero el consumo bimestral de gas natural, expresado en m3, a partir de los artefactos que el usuario indica que utiliza a diario en su hogar. Con esos datos ingresados, la plataforma proyecta el impacto ambiental que se genera.

Consejos para reducir el consumo y el impacto

Además de la calculadora, Camuzzi comparte recomendaciones prácticas para promover un uso responsable y eficiente del gas natural (Ahorro de Energía | Camuzzi Gas), que incluyen:

• Apagar los artefactos en “piloto” cuando no se usan. Este consumo pasivo puede representar más de un 10% del consumo del hogar.
• Calefaccionar a una temperatura máxima de 20 ºC.
• Siempre que sea posible, adquirir artefactos de Clase A adaptados a las necesidades del hogar.
• Evitar el uso innecesario del horno, pues su consumo equivale a tres hornallas encendidas.
• Calefaccionar sólo aquellos ambientes donde haya gente.
• No abrir ventanas para bajar la temperatura. Regularla a través de los propios artefactos instalados.
• Regular la temperatura del agua desde el calefón o termotanque para evitar mezclar agua caliente y fría al mismo tiempo.

El objetivo de esta nueva herramienta es que el usuario pueda dimensionar el resultado de sus hábitos cotidianos, para favorecer la adopción de nuevas medidas que permitan promover una reducción del consumo, y de esta manera generar un impacto positivo en el ambiente.

Un compromiso que empieza desde adentro

Como principio rector de su gestión ambiental, la compañía ha asumido la responsabilidad de utilizar los recursos de forma racional, y de prevenir y mitigar los impactos ambientales vinculados con sus actividades.

Este enfoque implica la instrumentación de políticas tendientes a mitigar fugas de gas en las instalaciones e incrementar las eficiencias de los procesos para la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, tanto en la fase de diseño de un proyecto y la construcción de las distintas infraestructuras energéticas, como asi también durante la gestión del mantenimiento de los activos y la prevención de roturas. La compañía además cuenta con políticas y procedimientos vinculados al cuidado del recurso hídrico, la gestión de residuos, la reutilización de material de rezago, y la digitalización de los distintos procesos administrativos y comerciales, que han permitido una importante reducción del consumo de papel.

Camuzzi se encuentra además desarrollando, junto a consultores especializados, la estructura de su Inventario Corporativo de Gases de Efecto Invernadero, un paso clave hacia la medición de su propia huella.

Acerca de la compañía

Camuzzi es la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina en términos de volumen, cubriendo el 45% del territorio nacional en dos regiones contiguas. Bajo un complejo sistema de gasoductos de transporte, ramales y redes de distribución que supera los 56.000 km lineales de extensión, la compañía abastece a más de 2.000.000 de usuarios de siete provincias del país: Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego.

El presidente ruso, Vladímir Putin, impulsa y recomienda acelerar la creación de un reactor nuclear de investigación de sales fundidas,para la “quema” de sustancias radiactivas peligrosas., según RT

Según la instrucción dada, el Gobierno, junto con la corporación nuclear estatal rusa Rosatom y el centro científico Instituto Kurchátov, debe preparar y presentar antes del 1 de junio propuestas para acelerar la creación de un reactor consistente en un módulo de reprocesamiento de combustible nuclear gastado.

“Es un proyecto importante desde el punto de vista ecológico”, explicó Vasili Tinin, director de Políticas Públicas de Residuos Radiactivos de Rosatom. “Se utilizará para probar tecnologías para la eliminación de actínidos menores, isótopos altamente radiotóxicos y de larga duración que quedan después del reprocesamiento del combustible nuclear gastado de los reactores térmicos actualmente en funcionamiento”, detalló.
Según Tinin, en el futuro, sólo unos pocos reactores de este tipo serán capaces de procesar todo el volumen de los elementos más peligrosos del combustible nuclear gastado producido por los reactores térmicos del país. “La energía sin residuos radiactivos es el sueño de los científicos nucleares de todo el mundo. Rusia es el país que más ha avanzado en el intento de convertir este sueño en realidad”, dijo.

¿Qué es un reactor de sales fundidas?

En los reactores de sales fundidas (MSR, por sus siglas en inglés) se utilizan sales fundidas como combustible o refrigerante. La sal fundida es una sal que se licúa a altas temperaturas y puede almacenar enormes cantidades de energía térmica a presión atmosférica, explica el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA)

Actualmente, la mayoría de las centrales nucleares del mundo utilizan reactores de agua a presión. Sin embargo, si en vez de agua se usa sal como refrigerante primario, esta puede absorber inmensas cantidades de calor, lo que permite que los reactores puedan funcionar a temperaturas muy elevadas. Esto podría contribuir a la descarbonización de procesos industriales sin que se emitan grandes cantidades de gases de efecto invernadero.
“Los MSR suscitan cada vez más interés a escala internacional, ya que pueden suministrar grandes cantidades de electricidad de manera eficaz y eficiente en relación con los costos y producir calor industrial de alta temperatura que puede emplearse en diversas aplicaciones industriales”, señala el OIEA.

Tecpetrol, productora líder en gas no convencional en Argentina, realizó exportaciones en modalidad interrumpible para fomentar la integración energética regional, a través de dos comercializadoras de gas natural, la del grupo Cosan y la del grupo J&F.

A través de un acuerdo con EDGE, empresa brasilera promotora de la transición energética y en particular del mercado libre de gas, y otro con MGAS, gestora e importadora de gas, la compañía Tecpetrol -brazo energético del Grupo Techint- se sumó a las exportaciones de gas natural argentino con destino a Brasil vía Bolivia. Para ello se utilizó el sistema de gasoductos existente en los tres países.

Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, destacó que “Nuestro principal objetivo es abrir nuevos mercados regionales, generando y haciendo subir la demanda para la oferta creciente de gas en el país, en particular con el potencial que desata Vaca Muerta. Hay una oportunidad enorme, y se están realizando y planeando ampliaciones de capacidad de transporte, que nos permitirán abastecer en forma competitiva y segura a todos nuestros países vecinos”.

Los volúmenes aproximados de estas primeras exportaciones de Tecpetrol fueron del orden de 150 Mm3/d para EDGE y de 100 Mm3/d para MGAS.

Tecpetrol tiene una capacidad de producción total propia de 25 MMm3/d en Argentina, donde opera dos yacimientos gasíferos convencionales en la Cuenca Noroeste y el principal yacimiento de gas no convencional en la Cuenca Neuquina (Fortín de Piedra), desarrollado en tiempo récord y que provee más del 16 % del gas que se consume en el país.

Se espera que Vaca Muerta produzca 246 millones de m3/día al 2030, una vez desarrollados los mercados regionales y los proyectos de LNG.

Sobre Tecpetrol

Tecpetrol es una empresa del Grupo Techint. Es líder regional de energía, y trabaja para el desarrollo de los países de América Latina, con una filosofía de compromiso a largo plazo con las comunidades vecinas. Cuenta con más de 20 áreas operadas en Argentina, Bolivia, Colombia, Ecuador, Perú y México. www.tecpetrol.com

Desde la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) lamentamos profundamente el fallecimiento del Papa Francisco, el primer pontífice argentino y latinoamericano.

Acompañamos a la comunidad católica argentina en este difícil momento y a los millones de fieles que encuentran en su legado una fuente de inspiración.

A lo largo de su papado, el Papa Francisco promovió valores como el cuidado del ambiente, la solidaridad y el diálogo, dejando una huella significativa en la historia reciente.

Acerca de ADEERA
La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 50 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 14,5 millones de clientes en todo el país.

Operan 465.000 km de redes, emplean a 60.000 personas de manera directa y distribuyen más de 132.000 GWh al año, que representa el 98 % del total de la energía eléctrica que se consume en nuestro territorio.

El Mercado Electronico del Gas (MEGSA) realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 01/05/2025 al 11/05/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

Se presentaron 21 ofertas por un volumen total de 13.950.000 metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de u$s 3,91 por Millón de BTU en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte, y de u$s 4,85 puesto en el Gran Buenos Aires. Los precios en el PIST fueron desde u$s 3,87 hasta u$s 4,16, en tanto que los precios en el GBA fueron desde u$s 4,53 hasta u$s 5,09 el MBTU.

Desde productores en Neuquén se formularon ofertas por un total de 4.750.000 m3/d; desde Tierra del Fuego llegaron 5 ofertas por un volumen total de 5.500.000 m3/d; desde la cuenca Noroeste llegaron 4 ofertas de abasto por un total de 1.800.000 m3/d; Desde Santa Cruz llegaron 2 ofertas por un total de 1.200.000 m3/d, y desde Chubut 2 ofertas por un total de 700.000 m3/día.

El gobierno de Chubut autorizó a través del Decreto Provincial 325/2025, el otorgamiento de incentivos solicitados por la empresa Pecom Servicios Energía S.A.U para la explotación de reservas no desarrolladas mediante inyección de polímeros en el área Escalante – El Trébol. La normativa fija una reducción de regalías del 3 % sobre la producción base, y del 6 % sobre los incrementales obtenidos a partir de nuevas inversiones.

Al respecto, el gobernador Ignacio Torres sostuvo que “De esta manera, estamos asegurando el incremento de la actividad y la preservación de las fuentes de trabajo en el sector”. La medida se extenderá por un periodo de 10 años y establece la realización de inversiones de cumplimiento obligatorio.

“Es fundamental promover medidas de alivio fiscal que garanticen la sostenibilidad del empleo y la continuidad de las operaciones en la región”, indicó el mandatario y aseguró que, en el término de tres años, la producción podría incrementarse un 50%.“Esto redundará en beneficios tanto para la provincia como para los distintos actores de la cadena de valor”, añadió.

La reducción de regalías permitirá a la compañía llevar adelante un plan de inversiones aún más agresivo que el que oportunamente había planificado al momento de la adquisición del área, en octubre de 2024.

Mejores condiciones para los yacimientos maduros

El decreto se encuadra en la realización del proyecto “Incremental: Explotación de reservas no desarrolladas – Inyección de Polímeros El Trébol Bloque III”.

Las proyecciones realizadas indican que en el término de tres años la producción podría incrementarse en el 50 % desde el nivel actual. Si bien la alícuota de regalías es menor, el volumen incremental permite una mejora de la recaudación en el mediano plazo, al mismo tiempo que se garantiza la sostenibilidad laboral.

Cabe recordar que la regalía standard que se abona en la provincia equivale al 12 % del valor de los hidrocarburos y, además, en Chubut se adiciona el pago del Bono compensación de los Hidrocarburos para el Desarrollo Sustentable, de igual naturaleza, que suma un 3 %, resultando en un total del 15 por ciento.

Adelanto de inversiones

Entre los considerandos de la norma se señala que la reducción de regalías posibilitará a la empresa potenciar el plan de inversiones inicial y adelantar la ejecución de los principales proyectos en cartera.

En su conjunto, los proyectos de recuperación secundaria y terciaria a desarrollarse contemplan la perforación 67 pozos nuevos, reparación 46 pozos inyectores, reparación de 46 pozos productores, montaje de dos plantas de inyección de polímeros, construcción de facilites de producción y la perforación de nuevas zonas profundas aun sin explotarse. La actividad física comprometida involucra una inversión estimada de 204 millones de dólares.

Yacimiento Escalante – El Trébol

La concesión de explotación Escalante – El Trébol inició su producción en la década del 30 y fue adquirida por Pecom en octubre del 2024. En términos de producción, diariamente se extraen 1.010 m3/d de petróleo a través de 673 pozos principalmente enfocados en la recuperación secundaria y terciaria.

A partir del traspaso de áreas, se reanudó la actividad contando hoy con 1.150 trabajadores directos e indirectos en función. Recientemente se incorporaron a la operación 6 equipos de torre, incluido un equipo perforador que son la base del desarrollo futuro que prevé la compañía.

Desde el Ministerio de Hidrocarburos de la Provincia se aclaró que la sanción de la nueva norma deroga el Decreto Provincial 166/2022, incorporando el incentivo de dicho programa al nuevo régimen con aplicación en toda el área de concesión.

Un análisis de 336.406 comentarios publicados en perfiles de Google de estaciones de servicio expone las preferencias de quienes las utilizan con frecuencia. El combustible no lo es todo en una estación de servicio. ¿Qué buscan los clientes? Un análisis realizado por la empresa SearchMAS en base a los datos públicos de 336.406 reseñas y comentarios que durante todo el año pasado se volcaron a los 3.670 perfiles de estaciones de servicio operativas en la Argentina permitió conocer qué es lo que los clientes destacan y eligen valorar a la hora de escribir una reseña y puntuar su experiencia. Del mismo modo, difundió el ranking de estaciones de servicio mejores puntuadas.

Entre los aspectos mejor valorados se encuentran la atención al cliente, particularmente destacando rasgos como “empatía” y “conexión”, así como también la limpieza de los baños, que es uno de los temas que más inciden en las valoraciones de todas las compañías del sector. Asimismo, “café” surge entre las palabras más mencionadas por los usuarios. Esto desprende en que cada vez más las estaciones de servicio están haciendo foco en sus servicios, especialmente en el café.

La lógica de las estaciones de servicio pasó de convertirse en un lugar de paso, a un lugar de encuentro que los argentinos cada vez eligen más y tener buena reputación en las reseñas de Google se volvió un factor clave para los comercios a la hora de atraer y fidelizar clientes. En un escenario donde las decisiones se toman con el celular en la mano, la calificación y los comentarios de los usuarios aumentan la visibilidad y pueden definir cuál es la próxima parada para llenar el tanque de combustible y comer o tomar un café que permita seguir el viaje.

En cuanto al ranking general de las principales banderas, Axion energy lideró durante todo 2024, con un puntaje promedio de 4,52 sobre 5 para toda su red a nivel nacional. Le siguieron YPF (4,47), Puma (4,31) y Shell (4,06). Además, Axion energy se posicionó como la red que mayor porcentajes de calificaciones de 5 estrellas obtuvo en Google My Business, alcanzando el 72% -seguida por YPF, con el 71% y Puma, con el 62%- y con menor porcentaje de calificaciones negativas de una estrella.

“La experiencia del cliente está en el centro de toda nuestra operación, y por esa razón buscamos continuamente eficientizar no solo el trabajo que realizamos en torno a la calidad en la producción de nuestros combustibles, sino también la calidad de los servicios que brindamos a cada usuario en todo el país”, explicó Sandra Yachelini, vicepresidente Comercial y Marketing de Axion energy.

Por qué los clientes eligen una estación de servicio

En la misma línea, un estudio realizado por la consultora Moiguer sobre 1009 casos, si bien el principal motivo de elección de la estación de servicio a la que los consumidores visitan con mayor frecuencia es por su cercanía, ubicación o porque le queda de paso en su trayecto (53% de las respuestas), las dos razones que le siguen inmediatamente tienen que ver con el servicio. El 46% de los encuestados respondió que elige la estación de servicio cuando “el personal tiene un trato amigable”, y el 43% dijo que lo hace cuando recibe “una buena atención”.

En la misma línea, la actitud y la predisposición del personal de playa y de la tienda fueron los gestos mejor ponderados, junto con el saludo, además de la capacidad para responder consultas acerca del tipo de combustible y la imagen general del personal.

En este sentido, Yachelini agregó: “Buscamos siempre que nuestros clientes vivan una gran experiencia en nuestras estaciones de servicio; para eso capacitamos constantemente a nuestros vendedores, ofrecemos productos de excelente calidad y descuentos a través de ON, nuestro programa de descuentos y beneficios”.

La encuesta también incluyó observaciones que pudieran contribuir a mejorar la atención general de las estaciones de servicio, y la velocidad de la atención, tanto en la carga como en el cobro, fue la más destacada, seguida por la cordialidad en el trato personal.

Llega Semana Santa y muchas familias viajan para pasar unas Pascuas en familia o simplemente descansar unos días. Para esto, es imprescindible tener los chequeos del auto al día. ¿Los recordás todos?

La carga de combustible, la presión de los neumáticos y la documentación necesaria son algunos de los elementos más frecuentes que las y los conductores revisan antes de emprender un viaje por las rutas argentinas, pero existe un chequeo fundamental para el cuidado del motor que no siempre es tenido en cuenta.

Un sobrecalentamiento o el desgaste prematuro de piezas claves se puede evitar llevando un control regular del estado del lubricante del motor, a fin de evitar una fricción excesiva en su interior. Entonces, ¿cuál es la mejor forma de chequear el buen estado del aceite?

Existe el mito de que el aceite debe cambiarse cada 5.000 kilómetros, independientemente del tipo de motor o lubricante; sin embargo, el intervalo de cambio está determinado por distintos factores. Por ejemplo, las condiciones de uso, en especial aquellas de conducción severa tales como el tráfico urbano, trayectos cortos o condiciones climáticas extremas, pueden requerir un cambio anticipado del lubricante respecto al intervalo máximo sugerido.

Asimismo, la calidad del combustible favorece la formación de depósitos y la aparición de ácidos en el aceite, especialmente si contiene altos niveles de azufre o contaminantes. Esto puede provocar que el motor presente desgaste interno, consumo elevado de aceite o pérdidas por sellos deteriorados, acelerando de esta manera el proceso de degradación del lubricante.

Por otro lado, el mercado automotor de hoy tiene motores de mayor complejidad, como los turboalimentados, los que funcionan a alta compresión o los start-stop, que requieren lubricantes que estén por encima de las normas mínimas de la industria. En este sentido, “Castrol EDGE supera múltiples estándares internacionales y cumple con especificaciones de fabricantes líderes a nivel internacional, asegurando el cuidado del motor ante cualquiera de los factores que pudieran condicionar el tiempo de duración de un lubricante”, señaló Javier Alaman, Gerente Ejecutivo de Lubricantes de Axion energy, la compañía que produce la línea de lubricantes Castrol en Argentina.

En este sentido, es fundamental seguir las indicaciones del manual del auto. Cada motor posee sus propios intervalos de cambio definidos y esta información siempre es comunicada por el fabricante a través de la guía del vehículo, por lo que se aconseja seguir al pie de la letra las recomendaciones.

Allí también se puede encontrar información sobre el tipo de lubricante, dado que no todos son iguales. Los de tipo mineral suelen requerir cambios entre 5.000 y 7.000 kilómetros, mientras que los semisintéticos lo necesitan entre los 7.000 y 10.000 kilómetros, y los sintéticos pueden durar hasta 15.000 kilómetros o incluso más. Alternativas sintéticas de línea premium como Castrol EDGE, por ejemplo, son elegidas por importantes fabricantes automotores a nivel global dado que permiten duplicar la resistencia de la película de aceite bajo presión extrema, reduciendo así hasta un 20% la fricción del motor.

De esta manera, la calidad del aceite es una manera de asegurar rendimiento, durabilidad y eficiencia, siempre bajo la supervisión de un mecánico y bajo las recomendaciones del fabricante del vehículo.

¿El color es un indicador válido para saber el estado del aceite?

Existe la creencia entre muchos conductores de que el hecho de que el aceite no se vea “negro” o “sucio” es un indicativo de que aún se encuentra en buen estado. Sin embargo, se trata de un criterio relativo y poco confiable para definir el momento de cambiarlo.

El color del aceite puede oscurecerse naturalmente debido a su función de limpieza, al atrapar los residuos, pero también es posible que un aceite que se vea claro ya se encuentre degradado, perdiendo así su viscosidad y capacidad de lubricación. En el caso particular de los motores diésel, por ejemplo, es común que el aceite se torne negro rápidamente debido a la presencia de hollín, lo que no necesariamente implica que se encuentre en mal estado.

El método único y completamente preciso para evaluar la condición del lubricante es a través de un análisis de laboratorio que incluya pruebas de viscosidad, oxidación, contenido de contaminantes y nivel de aditivos remanentes. En definitiva, no se debe proceder a cambiar el aceite únicamente basándose en su color, ni dejarlo en uso por considerarlo visualmente “limpio”, sino que es fundamental seguir los intervalos de cambio recomendados por el fabricante.