Autor: Mejor Energía

  • Hidrocarburos: la llave para generar exportaciones por U$S 25.000 millones anuales, según la CEPH

    Hidrocarburos: la llave para generar exportaciones por U$S 25.000 millones anuales, según la CEPH

    Un informe de la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) advierte que la Argentina atraviesa una ventana de oportunidad única para desarrollar sus recursos energéticos y potenciar su economía, aunque para lograrlo será clave reformar el actual marco regulatorio.

    Históricamente, el sector hidrocarburífero argentino ha jugado un papel clave en el desarrollo económico del país, tanto por su peso fiscal como por su impacto en la balanza comercial.

    Sin embargo, tras años de caída en la producción y aumento de importaciones, la Argentina se enfrentó a una agudización de su restricción externa y un creciente costo fiscal por la necesidad de subsidios para mantener la energía accesible a nivel local.

    En los últimos años, la recuperación de precios y la puesta en marcha de políticas como el Plan Gas.Ar, impulsaron una reactivación de la producción, en especial en los recursos no convencionales.

    Desde 2017, el desarrollo del shale oil en Vaca Muerta permitió revertir la tendencia negativa, con inversiones acumuladas por más de 35.000 millones de dólares.

    Según el informe, la magnitud de los recursos no convencionales -principalmente en la Cuenca Neuquina- abre por primera vez en la historia del país la posibilidad de no solo garantizar el abastecimiento interno, sino también expandir de manera sostenida las exportaciones de petróleo y gas natural durante las próximas décadas.

    Esta potencialidad, sin embargo, está condicionada por un contexto internacional signado por la transición energética, que limitará la demanda global de combustibles fósiles en el mediano plazo. En ese marco, el gas natural podría posicionarse como «combustible de transición», favorecido por su menor nivel de emisiones frente al carbón.

    La CEPH plantea que para aprovechar esta oportunidad histórica es indispensable una reforma integral del marco regulatorio del sector. Entre las propuestas destaca: establecer precios locales alineados con los internacionales; asegurar contratos de exportación a largo plazo para el crudo excedente; mejorar las condiciones de acceso al Mercado Único y Libre de Cambios (MULC) para repago de deuda, compra de insumos y distribución de utilidades; y aprobar nuevas leyes específicas para fomentar el GNL y la industria petroquímica.

    El informe plantea dos escenarios para la evolución del sector de aquí a 2030. En primer lugar un escenario reformista, en el cual con un nuevo entorno normativo, la producción de petróleo podría superar el millón de barriles diarios  y la de gas los 240 millones de m³/día, generando un superávit comercial cercano a los 25.000 millones de dólares anuales.

    Y un escenario inercial; sin reformas, la producción crecería moderadamente, limitando el superávit comercial a 5.100 millones de dólares.

    «El aprovechamiento del potencial hidrocarburífero argentino no solo puede aliviar restricciones estructurales de la economía, sino también generar una transformación productiva de largo plazo. Pero para lograrlo, advierte, se necesita con urgencia claridad normativa, acceso a divisas y una estrategia sostenida de desarrollo exportador», concluye el informe.

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  • Vaca Muerta 2030: el equipamiento en los yacimientos como clave de la expansión

    Vaca Muerta 2030: el equipamiento en los yacimientos como clave de la expansión

    La industria petrolera de Vaca Muerta en Argentina está experimentando un crecimiento sin precedentes, con un récord en etapas de fractura y un aumento significativo en la producción de petróleo. A pesar de los desafíos en la infraestructura de gas y las exportaciones, el futuro parece estar caracterizado por los proyectos en desarrollo y una demanda internacional que, si bien está cruzada en la actual coyuntura por la crisis global de aranceles, ofrece oportunidades en mercados externos, algo que caracterizó sobre todo los dos últimos años.

    En diálogo con Radio Mitre Patagonia, Luciano Fucello, Country Manager de NCS Multistage y referentes de la Fundación Contactos Energéticos, habló sobre el buen momento que atraviesa la producción del shale neuquino, con cifras récord de etapas de fractura en Vaca Muerta que alcanzó su segunda mejor marca histórica y se proyecta un incremento aún mayor para los próximos años.

    También aseguró que la producción de petróleo en Vaca Muerta está en camino de superar el récord histórico de Argentina de 1998, con una expectativa de romper la barrera de 800.000 barriles por día.

    En cuanto a la infraestructura de gas natural, afirmó que presenta algunos limitantes impidiendo un crecimiento similar al del petróleo debido a la falta de capacidad de evacuación y exportación.  Aunque existen proyectos en desarrollo, como el GNL que prometen mejorar esta situación a largo plazo, actualmente la producción de gas se mantiene limitada.

    Con respecto a las exportaciones señaló que también presentan un panorama mixto. «Mientras el petróleo encuentra cada vez más mercados, las exportaciones de gas enfrentan obstáculos, con la necesidad de diversificar las rutas de exportación y acceder a mercados internacionales de mayor envergadura» dijo Fucello, quien hizo hincapié  en las negociaciones con países vecinos como Brasil y Chile, y en la necesidad de una mayor integración al mercado mundial.

    Acerca de la cuestión del equipamiento en yacimientos, afirmó: «Se proyecta una necesidad de mayor inversión en equipamiento para el 2030, especialmente en lo que respecta a la industria metalmecánica. La reciente caída en el precio del petróleo también es un factor a considerar,  pues afecta el balance económico del país y la inversión en el sector», agregó.

    En marzo de 2025 las etapas de fractura en la formación Vaca Muerta alcanzaron su segundo mejor registro histórico, al llegar a las 1960 punciones. La información implica una leve baja respecto del registro de febrero, cuando los niveles de actividad llegaron a su máximo histórico con 1978 etapas de fractura.

    Ese contexto de crecimiento está signado principalmente por las redes de transporte de crudo hacia el canal exportador (Chile-Bahía Blanca), y el buen desempeño de la producción de gas, que crece también en función de los tendidos que permiten mayores bombeos principalmente hacia el interior del país.

    Si se toma los datos del arranque del año, se trata del mejor de la historia, con un total de 5699 punciones en el primer trimestre. Como parámetro de la actividad, implica el equivalente al 31,9% de las 17.814 etapas de fractura realizadas en 2024.

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  • La generación nuclear en Argentina cayó un 20% en el último año

    La generación nuclear en Argentina cayó un 20% en el último año

    La generación de energía nuclear en Argentina cayó un 20% interanual durante el mes de febrero, según datos oficiales de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).

    En total, se produjeron 789,2 GWh, frente a los 990,2 GWh generados en el mismo mes de 2024, según los datos publicados en la Síntesis del Mercado Mayorista Eléctrico.

    La baja en la producción nuclear se explica principalmente por la parada de mantenimiento correctivo que afectó a Atucha II entre el 7 y el 9 de febrero, y por la inactividad total de Atucha I, que se encuentra fuera de servicio desde 2022 por trabajos de extensión de vida, proyectados hasta 2027. La central de Embalse, en tanto, operó con normalidad durante todo el mes.

    En paralelo, la demanda neta de energía en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) alcanzó los 12.911,8 GWh, lo que representa un leve aumento del 0,5% respecto al mismo mes del año anterior. Si se considera la diferencia de días por el año bisiesto 2024, el crecimiento real diario fue del 4,2%.

    El aumento en la demanda estuvo impulsado por temperaturas promedio elevadas -26,1 °C, superiores al promedio histórico de 23,6 °C- y por una mayor demanda en sectores comerciales e industriales, que alcanzaron sus niveles más altos para un mes de febrero en los últimos cuatro años.

    Sin embargo, la generación hidráulica se vio fuertemente afectada por caudales bajos en los principales ríos del país, especialmente en el Paraná, Uruguay y los afluentes de la cuenca del Comahue. La generación en este segmento fue 25,6% inferior a la registrada en febrero de 2024.

    Por su parte, la generación a partir de otras fuentes renovables (eólica, solar, biomasa, etc.) alcanzó un récord histórico para el mes de febrero, con un total de 2.002,5 GWh, un 17,2% más que en el mismo mes del año anterior. Este crecimiento fue impulsado por el ingreso de nueva potencia instalada, especialmente de parques solares y eólicos.

    En tanto, la generación térmica fósil también creció, con un incremento del 6,9% interanual, contribuyendo a un aumento del 4,4% en las emisiones de gases de efecto invernadero, debido al mayor uso de carbón mineral como fuente de energía.

    En cuanto al comercio internacional de energía, en febrero se registraron importaciones por 542,2 GWh, principalmente desde Brasil, un valor notablemente superior a los 402,8 GWh importados en el mismo mes del año pasado.

    En contraste, las exportaciones cayeron a 39,4 GWh, frente a los 64,8 GWh de febrero de 2024, concentradas principalmente en envíos hacia Uruguay.

    Finalmente el estudio de la CNEA indica que el precio monómico de la energía -sin considerar el transporte- se ubicó en $69.414,2 por MWh, equivalente a 65,6 dólares por MWh, reflejando las variaciones en la matriz de generación y los precios internacionales de los combustibles.

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  • La recuperación terciaria se convierte en un salvavidas para los yacimientos maduros

    La recuperación terciaria se convierte en un salvavidas para los yacimientos maduros

    La recuperación mejorada de petróleo (EOR, según sus siglas en inglés) le ha devuelto la vida a yacimientos que parecían entrar en su peor momento de declino. Por caso, Manantiales Behr se ha convertido en un ejemplo al ubicarse como el sexto bloque con mayor producción de petróleo, compitiendo con los mejores de Vaca Muerta y hasta con el gigante de Cerro Dragón.

    El ingeniero petrolero Gerardo Tennerini viene siguiendo la evolución de la «recuperación terciaria» en distintos campos maduros de Argentina. En un reciente informe con los datos de febrero, los últimos completos que publica la Secretaría de Energía de la Nación, trazó el panorama actual.

    «El EOR se reafirma como pilar para sostener la producción convencional, permitiendo mitigar declinaciones y aportar volumen en cuencas maduras», escribió en su cuenta de LinkedIn. «La producción por EOR se mantiene en alza, cerrando febrero con 16.54 barriles por día, a solo 40 barriles de su máximo histórico», añadió. 

    Y destacó cuatro áreas: Manantiales Behr (operado por YPF en Chubut), Chachahuén Sur (de YPF en Mendoza), Diadema (a cargo de CAPSA, del mismo grupo de Capex, en Chubut) y El Trébol-Escalante (en Chubut, que ahora opera Pecom luego de adquirirla en el Plan Andes de YPF).

    En Argentina, los proyectos de EOR o de recuperación terciaria son todos por inyección de polímeros. Los que repasa Tennerini son los más exitosos, más allá de que hace muchos años que la industria está buscando la forma de superar la instancia de la recuperación secundaria (que, a grandes rasgos, es la reinyección de agua para recuperar crudo de los pozos), aunque también existen estudios con otras metologías como geles.

    ¿Cuánto produjeron sólo con EOR? Siguiendo los datos oficiales de febrero de 2025 y el análisis de Tennerini, Manantiales Behr lidera con 8.022 barriles por día, sigue Chachahuén Sur con 4.868 barriles diarios, después Diadema 1.593 barriles/día y cierra El Trébol-Escalante con 747 barriles/día.

    Ahora bien, ¿cuánto represanta esa producción del total de cada bloque? Una por una:

    • Manantiales Behr produjo en febrero 25.360 barriles por día, por lo que el EOR le significó un 31,6%
    • Chachahuén Sur tuvo una producción de 12.060 barriles/día, por lo que el 40,3% vino por terciaria
    • Diadema alcanzó los 9.420 barriles/día, por lo tanto el 16,9% fue fruto de la recuperación terciaria
    • El Trébol-Escalante tuvo una producción de 6.340 barriles/día, de los cuales el 11,7% fue gracias a la EOR.

    Hay otras áreas que están trabajando con terciaria, los resultados más destacados son los cuatro yacimientos que destacó Tennerini en su informe. No obstante, el ingeniero señaló dos trabajos que se están haciendo en la Cuenca del Golfo San Jorge y que podrían dar que hablar en el mediano-largo plazo.

    Por un lado, PECOM tomó el control de El Trébol-Escalante y tiene un plan de 18 pozos, de los cuales 13 serán productores y 5 inyectores de polímeros, además de contemplar dos nuevas plantas de inyección. «Este movimiento, tras la toma de control de las áreas, activa una de las expansiones más relevantes de EOR en lo que va del año», indicó.

    El otro aspecto es el crecimiento de la recuperación terciaria en Cerro Dragón, el yacimientos que opera Pan American Energy y que es el segundo más importante del país y el mayor de petróleo convencional. «Logró un aumento intermensual del 30% en su producción EOR, veremos si estos nuevos proyectos consolidan su crecimiento en los próximos meses», apuntó el ingeniero.

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  • Las exportaciones del sector petroquímico mostraron un crecimiento en el primer bimestre del año

    Las exportaciones del sector petroquímico mostraron un crecimiento en el primer bimestre del año

    La Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP) dio a conocer su informe mensual correspondiente a febrero de 2025, en el que se destaca un importante crecimiento en las exportaciones del sector, en contraste con una caída en la producción y en las ventas en el mercado interno.

    Durante el segundo mes del año, las exportaciones crecieron un 65% respecto de enero, mientras que la comparación interanual arrojó una suba del 108%, impulsada principalmente por los subsectores de básicos orgánicos, termoplásticos finales y agroquímicos.

    En el acumulado del primer bimestre, el aumento de las exportaciones fue del 90% respecto al mismo período de 2024.

    “A pesar de caídas interanuales e intermensuales de producción y ventas internas, siguiendo la tendencia del mercado industrial en general, el aumento de exportaciones, con mucho esfuerzo de las empresas, demuestra la competitividad del sector que permite recuperar actividad. Sin embargo, reiteramos el pedido a las autoridades nacionales de la eliminación de los aranceles de exportación a Materias de Origen Industrial (MOI), para que permita mejorar y aumentar sensiblemente esta alternativa”, expresó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la CIQyP.

    En cuanto a la producción, el informe señala una caída del 9% en comparación con enero, atribuida a paradas estacionales y a una menor actividad general. La variación interanual mostró un descenso aún mayor, del 14%, aunque el acumulado del año logró cerrar con un leve incremento del 4%.

    Las ventas locales, por su parte, continuaron en retroceso y registraron bajas tanto en la comparación mensual como interanual y acumulada, reflejando una tendencia a la baja que preocupa al sector.

    En lo que respecta a la Pequeña y Mediana Industria Química (PyMIQ), también relevada por la CIQyP, se observó un buen desempeño exportador, con un crecimiento del 49% mensual, 56% interanual y un aumento acumulado del 55% en lo que va del año.

    En contraste, la producción de estas empresas cayó un 2% mensual, 1% interanual, y acumuló un descenso del 1%. Las ventas locales también mostraron números negativos, con caídas del 3% mensual, 7% interanual y una baja acumulada del 9%.

    La balanza comercial del sector, medida en dólares, mostró en febrero una caída del 21,47% respecto al mismo mes del año anterior, con una leve baja del 2% en las importaciones y un fuerte crecimiento del 26,13% en las exportaciones.

    En cuanto al uso de la capacidad instalada, las industrias que participan del informe operaron en febrero con un promedio del 66% para productos básicos e intermedios, y del 81% para productos petroquímicos.

    En total, las ventas del sector durante febrero alcanzaron los 278 millones de dólares, sumando 534 millones en el primer bimestre de 2025, considerando tanto el mercado local como las exportaciones.

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  • Bentia recibió la aprobación para quedarse con dos clústeres clave en Neuquén

    Bentia recibió la aprobación para quedarse con dos clústeres clave en Neuquén

    El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, junto al ministro de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele, firmaron el decreto de sesión para el clúster norte correspondiente a las áreas Volcán Auca Mahuida, Don Ruiz, Las Manadas y Señal Cerro Vayo. Y al clúster sur, para las áreas Al Norte de la Dorsal, Octógonol y Dadin, parte del Plan Andes de YPF, informó hoy la empresa adjudicataria. 

    Bentia adquirió estas áreas en el contexto del Proyecto Andes, una iniciativa de YPF para desprenderse de sus campos maduros de producción petrolera.

    Según linformó, la compañía asume este desafío con el objetivo de optimizar las operaciones convencionales, desarrollar reservas y explorar el potencial no convencional de Vaca Muerta.

    El clúster Rincón de los Sauces, compuesto por las áreas Cerro Bayo, Volcán Auca Mahuida, Don Ruiz y Las Manadas, cuenta con la participación de Sima —compañía de Diego Manfio— que posee un 30% de bloque. La operación estará a cargo de Bentia.

    Actualmente, el clúster aporta:

    • Producción de petróleo: 2.400 barriles de petróleo por día (bopd).
    • Producción de gas: 4,2 millones de pies cúbicos por día (mmcfd).

    Por su parte, el clúster Huincul, que incluye las áreas Al Norte de la Dorsal, Dadin y Octógono, pertenece en un 100% a Bentia, que va a operar próximanente la totalidad de las actividades de las áreas correspondientes. Este clúster se caracteriza por:

    • Producción de petróleo: 1.200 barriles de petróleo por día (bopd).
    • Producción de gas: 14 millones de pies cúbicos por día (mmcfd).

    “Estamos orgullosos de asumir este desafío, que no sólo consolida nuestra posición como un actor emergente en el sector energético, sino que también nos permite aportar innovación y desarrollo a una región clave como Neuquén”, destacó Javier Iguacel, CEO de Bentia.

    La empresa comunicó que con esta aprobación, Bentia refuerza su compromiso de generar valor sostenible en la región, y contribuir al desarrollo energético del país. Las áreas limítrofes, operadas por otras compañías, ya han demostrado un sólido desempeño, destacándose el potencial de gas en Huincul y de petróleo en Rincón de los Sauces.

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  • La inteligencia artificial pone a prueba la infraestructura energética global

    La inteligencia artificial pone a prueba la infraestructura energética global

    Un nuevo informe publicado por la Agencia Internacional de la Energía (AIE) advierte que la creciente expansión de la inteligencia artificial (IA) tendrá un impacto profundo y dual sobre el sector energético global.

    Por un lado, impulsará una acelerada alza en la demanda eléctrica, particularmente en centros de datos; por el otro, se presenta como una herramienta clave para optimizar recursos, reducir costos y combatir el cambio climático.

    Titulado «Energía e IA», el informe presenta el análisis más completo y basado en datos hasta la fecha sobre la conexión entre la IA y la energía. Entre sus principales hallazgos, se estima que el consumo eléctrico global de los centros de datos se duplicará de manera significativa hacia 2030, alcanzando los 945 teravatios-hora (TWh), cifra que supera el actual consumo de electricidad de Japón.

    En ese escenario, los centros de datos optimizados para IA serán los principales responsables del aumento, con una demanda que se cuadruplicará en los próximos cinco años. Estados Unidos será uno de los países más impactados, donde casi la mitad del crecimiento de la demanda eléctrica hasta 2030 estará vinculado a centros de datos.

    “El auge de la IA coloca al sector energético en el centro de una de las revoluciones tecnológicas más importantes de nuestro tiempo”, sostuvo Fatih Birol, director ejecutivo de la AIE. “La IA es una herramienta increíblemente poderosa, pero depende de nosotros cómo la usemos”.

    El informe también plantea que, aunque la demanda energética crecerá, no necesariamente lo harán las emisiones. Si la IA se implementa de forma estratégica, podría incluso generar una reducción neta de emisiones, gracias a la optimización de procesos y el impulso a la innovación en energías limpias como baterías y paneles solares.

    Otro de los aspectos destacados es la relación entre IA y seguridad energética. Mientras que los ciberataques a empresas del sector se han triplicado en los últimos cuatro años, también la IA está ayudando a desarrollar mejores sistemas de defensa.

    Asimismo, la creciente demanda de minerales críticos -necesarios para equipos que procesan IA- plantea nuevos desafíos en torno a la oferta global y la concentración de recursos.

    En términos de abastecimiento, se espera que las energías renovables y el gas natural lideren la provisión de electricidad para los centros de datos, dadas su competitividad y disponibilidad en mercados clave.

    Sin embargo, la AIE advierte sobre las incertidumbres macroeconómicas y los ritmos de adopción tecnológica, que podrían acelerar o desacelerar estos escenarios. Para mitigar riesgos y aprovechar las oportunidades, el informe recomienda a los países acelerar inversiones en infraestructura eléctrica, mejorar la eficiencia de los centros de datos y fomentar el diálogo entre gobiernos, industria tecnológica y sector energético.

    La publicación de este informe forma parte del trabajo creciente de la AIE sobre el vínculo entre energía e inteligencia artificial, iniciado en la Conferencia Global sobre Energía e IA realizada en diciembre de 2024.

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  • Nación lanza el 24 de abril la licitación para la reprivatización de las represas del Comahue

    Nación lanza el 24 de abril la licitación para la reprivatización de las represas del Comahue

    El Gobierno nacional postergó 15 días la publicación del llamado a concurso público nacional e internacional para la venta del paquete mayoritario o controlante de las cuatro sociedades que se conformaron para la reprivatización de las represas hidroeléctricas ubicadas sobre los ríos Limay y Neuquén, en la Cuenca del Comahue, que cuentan con contratos vencidos desde 2023 y prorrogados hasta agosto próximo.

    La decisión se dio a conocer a través del Decreto 263 que da un paso más en la definición del proceso que involucra a las represas de Alicurá, operada por la empresa AES Argentina; El Chocón-Arroyito, a cargo de la firma Enel Generación; Cerros Colorados, operada por Oroazul Energy, y Piedra del Águila, a cargo de Central Puerto, que fueron de las primeras en ser privatizadas por un periodo de 30 años en la década del 90.

    Fuentes oficiales explicaron que a diferencia de como se procedió a partir de 1993 con el proceso de privatizaciones, ahora se armaron cuatro unidades de negocios que representan y controlan las respectivas represas y ahora se va a vender el paquete accionario mayoritario de esas sociedades anónimas, por lo que no se venden los activos que siguen siendo propiedad del Estado nacional.

    De ese concurso nacional e internacional que se lanzará el 24 de abril, los adjudicatarios tendrán a su cargo la responsabilidad de operar y mantener los activos hasta que venzan los nuevos períodos de concesión por otros 30 años. Hoy, esos paquetes accionarios se encuentran de manera transitoria en manos de las empresas estatales Enarsa (98%) y Nucleoeléctrica Argentina (2%).

    En el nuevo esquema de negocio desarrollado por el Ministerio de Economía a través del Secretario Coordinador de Energía y Minería, Daniel González, resta por conocer si en el paquete minoritario resultante de hasta el 49% los estados provinciales de Neuquén y Río Negro tendrán participación accionaria como respuesta a su reclamo de los últimos años, o la única contraparte será la Nación.

    En octubre, el Gobierno había decidido conformar las empresas Alicurá Hidroeléctrica Argentina Sociedad Anónima, Chocón Hidroeléctrica Argentina Sociedad Anónima, Cerros Colorados Hidroeléctrica Argentina Sociedad Anónima y Piedra del Águila Hidroeléctrica Argentina Sociedad Anónima, para dar lugar a su venta accionaria. A la vez se disponía la fecha del 10 de abril para el llamado a concurso, lo que hoy fue prorrogado mediante el decreto de Javier Milei.

    Ahora el Gobierno postergó por 15 días ese lanzamiento del proceso de reprivatización de las represas, por lo que el lunes 24 de abril debería concretarse la convocatoria oficial para los oferentes locales y extranjeros interesados en el negocio que servirá de referencia para otra veintena de represas cuyos contratos seguirán venciendo en lo que resta de la década.

    La prórroga respondió a lo solicitado el 7 de abril por los gobernadores Neuquén y Río Negro, Rolando Figueroa y Alberto Weretilneck, respectivamente, de contar con un término razonable para que sus equipos técnicos puedan hacer un análisis completo del proceso que se inicia y así poder transmitir al Estado nacional una respuesta sobre el tema.

    Para esto, la Agencia de Transformación de Empresas Públicas creada por decreto en agosto último tiene la facultad de fijar las pautas del concurso público en coordinación con la Secretaría de Energía, y tiene participación en la elaboración y aprobación de los pliegos y demás documentación contractual necesaria para llevar adelante los procedimientos de privatización.

    Hasta tanto, también se espera que haya una definición sobre los reclamos de las actuales operadoras de las represas que ascenderían en conjunto hasta los US$ 800 millones, por cuestiones operativas y regulatorias observadas desde 2001 que desviaron, aseguran, las reglas originales y las pautas de actualización tarifaria que estaban previstos en los contratos.

    Apenas dos semanas atrás, González había anticipado la idea de no licitar solamente operación y mantenimiento, sino “concesionar las cuatro centrales» lo que permitirá traspasar la gestión integral a manos privadas, un tema para lo cual que deberá esperarse la propuesta oficial ya que las represas demandan inversiones de modernización que los privados no tendrán forma de hacerse cargo.

    “Antes debemos sentarnos con las provincias para contarles el modelo de negocio a licitar, con una lógica alineada a la idea de normalizar el mercado eléctrico mayorista y que se empiece a contratar libremente de forma gradual», precisó el funcionario al señalar el diálogo establecido con los gobiernos locales para definir el futuro de las hidroeléctricas.

    Un dato clave del proceso es que la remuneración de la energía que generan las centrales hidroeléctricas de todo el país es la tarifa más baja de la red, ya que la inversión de las obras fue largamente amortizada y los costos de funcionamiento y mantenimiento son realmente menores respecto de otras fuentes.

    En ese sentido, al momento de prorrogar las concesiones, el Gobierno deberá dar a conocer su evaluación sobre el nivel de obras necesarias para la extensión de vida de las represas, la oportunidad de ampliación de capacidad y mejora de eficiencia, entre otros aspectos para cualquier empresa que se postule hacerse cargo de las centrales.

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  • ¿De qué yacimientos viene el petróleo y gas de Vaca Muerta?

    ¿De qué yacimientos viene el petróleo y gas de Vaca Muerta?

    Si bien Neuquén tiene 51 concesiones de explotación no convencional con objetivo Vaca Muerta, el fuerte de la actividad está concentrado en un puñados de bloques productores que sorprenden mes a mes con su actividad. Pese al contexto global de incertidumbre, debido a que cayó el precio del crudo, la foto actual muestra cuáles son los bloques más destacados que contribuyen al motor económico del shale argentino.

    Un informe de la consultora Economía y Energía (E&E), que dirige el economista Nicolás Arceo, destaca que de los 760 mil barriles por día promedio de crudo que produjo Argentina en febrero -último datos públicos completos este 2025 en la Secretaría de Energía-, siendo el 58,3% no convencional. En la ventana del gas, el 61,8 de los 144 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) son no convencional (74 MMm3/d de Vaca Muerta propiamente dicha y 15 MMm3/d de rocas tight, otro tipo no convencional).

    De toda la producción de shale oil, el 66% de la actividad la concentran cinco áreas, siempre tomando febrero de 2025 como último escenario disponible. Allí aparece en primer lugar Loma Campana, el bloque que opera YPF en sociedad con Chevron, con nada menos que 92 mil barriles por día. Un año antes, tenía una producción de 82 mil barriles por día.

    Otra área de YPF comparte podio con una de Vista, la petrolera fundada por Miguel Galuccio. Bandurria Sur y Bajada del Palo (en conjunto el lado Este y Oeste, siguiendo el análisis de E&E) tienen una producción promedio de 60 mil barriles/día. El primero, hace un año registraba 49 mil barriles; el segundo, 42 mil.

    La Amarga Chica ha bajado su producción, ubicándose en el cuarto lugar del podio del petróleo no convencional, con 56 mil barriles por día, pese a que llegó a un pico de 72 mil. Este bloque es operado por YPF en sociedad con Petronas y será clave con la puesta en marcha del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).

    En quinto lugar, y si hay que hablar de un área que dio un verdadero salto productivo, aparece La Calera: pasó de apenas 6 mil barriles/día en febrero de 2024 a nada menos que 25 mil barriles/día en febrero de 2025. Es el área estrella de Pluspetrol, que a fines del año pasado compró las áreas de ExxonMobil en el norte neuquino, mejoró su infraestructura y adquirió sets de fractura de Weatherford. La apuesta es enorme.

    De todas estas empresas, y tal como ya informó Mejor Energía, la mayoría exporta por el Atlántico vía Puerto Rosales, pero son YPF, Vista, Petronas y Chevron (además de Shell y Equinor) las que utilizan el Oleoducto Trasandino (OTASA) para envíos regulares a la refinería de ENAP en Biobio, en Chile.

    Hablar de gas en verano puede ser un poco injusto para las productoras dado que es el periodo de menor demanda local, por lo que baja considerablemente la actividad con respecto al invierno, más allá de que el objetivo en Neuquén es tener una producción constante de 100 MMm3/d para garantizar el recurso para los gasoductos Perito Moreno (ex ‘Néstor Kirchner’) y el que se construya para los proyectos de gas natural licuado (GNL).

    Tecpetrol mantiene el primer lugar entre las grandes productoras de gas no convencional de Vaca Muerta con 14 MMm4/d en Fortín de Piedra, el mayor desarrollo de shale gas de Argentina. No obstante, el bloque demostró que puede llegar a 24 MMm3/d en el invierno e incluso superar esa marca si la demanda local así lo requiere.

    La francesa TotalEnergies tiene uno de los bloques más destacados del shale gas con 10 MMm/d y una producción que se ha mantenido constante a lo largo de los últimos doce meses. Se trata de Aguada Pichana Este.

    Pluspetrol vuelve a aparecer con La Calera, un yacimiento versátil, con 10 MMm3/d de gas no convencional. Llegó así a su objetivo corporativo, dado que hace un año producía la mitad y había adaptado toda su infraestructura interna para llegar a los números que muestra ahora E&E.

    Pan American Energy pisa fuerte en el segmento del gas no convencional con Aguada Pichana Oeste. La producción promedio de febrero último fue de 8 MMm3/d y en el invierno llegó a los 11 MMm3/d. La operadora tiene un gran potencial en este bloque, que será clave cuando esté instalado el buque de Golar en el Golfo San Matías, en la provincia de Río Negro, para poder exportar GNL.

    Sierra Chata es el área de Pampa Energía que viene destacándose, incluso superando a la histórica El Mangrullo que también opera en la ‘comarca petrolera’ -la zona de Cutral Co y Plaza Huincul-. En febrero tuvo una producción de 6 MMm3/d, lo mismo que en julio anterior. Es decir que pese a los vaivenes de la demanda, se ha mantenido entre los 4 y 6 MMm3/d a lo largo del año.

    Estas cinco áreas concentran el 64% de la producción de gas no convencional que se produce. En los últimos 24 meses, el promedio de nuevos pozos entrados en producción para el segmento gasífero ha sido de 6, siendo nueve en febrero último: 8 en Vaca Muerta y apenas uno en una roca de tight gas.

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  • Industria petroquímica: las Pymes registraron un leve crecimiento en producción y ventas locales

    Industria petroquímica: las Pymes registraron un leve crecimiento en producción y ventas locales

    El sector químico y petroquímico inició el 2025 con resultados mixtos, según el informe mensual de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP). Durante enero de 2025, las exportaciones aumentaron un 10% en comparación con diciembre de 2024.

    Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la CIQyP, señaló que «el sector químico y petroquímico sigue la tendencia de la industria en general, con menores ventas locales y aumento de exportaciones. Sin embargo, los datos de producción aún siguen por debajo de períodos anteriores. Se vislumbra un crecimiento del producto interno del país en 2025, lo que seguramente tendrá un impacto positivo en el sector».

    Además, en términos interanuales, las exportaciones experimentaron un crecimiento destacado del 63%, impulsado por subsectores como los básicos orgánicos, los productos finales termoplásticos y los agroquímicos. En el acumulado del año, también se observó una tendencia positiva.

    Sin embargo, en cuanto a la producción del sector, el informe de la CIQyP destacó una disminución del 7% respecto a diciembre de 2024, atribuida a las paradas estacionales de planta y a un bajo nivel de producción. A pesar de esta caída mensual, al comparar con enero de 2024, la producción creció un 23%. En términos acumulados, los valores también fueron positivos.

    El informe también reveló una caída en las ventas locales durante el primer mes del año, con disminuciones tanto en la comparación mensual como en la interanual, así como en el acumulado del año.

    En el segmento de la Pequeña y Mediana Industria Química (PyMIQ), la producción creció un 2% y las ventas locales aumentaron un 1% en enero de 2025, en comparación con diciembre de 2024. Sin embargo, en términos anuales y acumulados, tanto la producción como las ventas locales registraron caídas, aunque las exportaciones aumentaron en ambos casos.

    En cuanto a la balanza comercial del sector, se registró una disminución del 32,06% en comparación con el mismo mes del año anterior, debido a una caída de las exportaciones del 42,4%, mientras que las importaciones también disminuyeron un 10,18%.

    Respecto al uso de la capacidad instalada, los productos básicos e intermedios alcanzaron un promedio del 64%, mientras que los productos petroquímicos tuvieron una utilización del 40%.

    En resumen, las ventas totales del sector, que incluyen tanto el mercado local como las exportaciones  ascendieron a 256 millones de dólares, según el último reporte de la CIQyP.

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