Autor: Mejor Energía

  • El Gobierno disolvió el Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal

    El Gobierno disolvió el Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal

    El Ministerio de EconomiÌÂa definioÌÂ hoy lunes el cierre definitivo del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (FFTEF), el cual había sido creado en el año 1999 para participar en el financiamiento de las obras de ampliacion del sistema de alta tension destinada al abastecimiento de la demanda o a la interconexion de regiones eléctricas.

    La medida se reflejó en el decreto 234/2025 firmado por el presidente Javier Milei, el Jefe de Gabinete Guillermo Francos y el ministro de Economía, Luis Caputo, se da en liÌÂnea con los 21 fondos disueltos anteriormente que -aseguró el Gobierno, registraba un “peÌÂsimo uso de los recursos de la sociedad, falta de controles y de resultados”.

    La puesta en duda de esta herramienta financiera se da en momentos en que el sistema eléctrico requiere de urgentes obras en infraestructura para levantar el cuello de botella que tiene en distintos nodos del país, tanto para asegurar el abastecimientos a los principales centros de demanda como el área metropolitana como para facilitar la instalación de nuevos proyectos de generación renovable, hoy seriamente limitados.

    En particular, se plantea en el sector eléctrico la urgencia de obras en el tendido de 500 y 132 kv a lo largo de los principales corredores, y entre todas ellas la realización del proyecto AMBA I, que demandará una inversión de u$s1.000 millones para evitar el colapso de las redes.

    Al respecto, el gobierno aseguró que “la política pública consistente en el financiamiento de ampliaciones en el sistema de transporte de energía eléctrica se mantiene”, por lo que el recargo en las tarifas contemplado originalmente la ley 15.336 “mantiene su plena vigencia”, y en consecuencia el 19,86 % de lo recaudado por el Fondo Nacional de la Energía Eléctrica ya no irá al FFTEF sino que será afectado a las obras que la Secretaría de Energía identifique.

    Utilizando las potestades otorgadas por la Ley Bases, el Gobierno dispuso la disolución del Fondo Fiduciario con una serie de argumentos entre los que enumeró irregularidades en la organización de la información, excesivos puestos laborales.

    En ese sentido, para los ingresos del Fondo se había establecido, al momento de su creación a fines del siglo pasado, un porcentaje sobre el recargo de las tarifas que pagan las empresas distribuidoras y los grandes usuarios por compras en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), porcentaje que tuvo diversas modificaciones.

    No obstante, una auditoría realizada por la Sindicatura General de la Nación (Sigen) arrojó como resultado diversas falencias en el funcionamiento del FFTEF como incumplimiento del Reglamento de Contrataciones; significativas demoras en la ejecución de las obras; inconsistencias en la registración de las operaciones y transferencias efectuadas; imposibilidad de realizar un control de trazabilidad de los fondos aplicados; y estados contables no auditados ni ajustados por inflación.

    El argumento citado refiere al Informe de la Sindicatura donde remarcaron la “inexistencia de un sistema integral de gestión y registro de la información financiera, en tanto se registran las operaciones en planillas Excel”, impidiendo un adecuado control del Estado en la obra pública.

    Las fallas en la organización de la información tuvieron su repercusión, según los considerandos de la norma, en defectos operativos; se constató demoras en el cumplimiento de los plazos previstos para finalizar las obras de ampliación del Sistema de Transporte Eléctrico, “generándose incrementos en los costos directos, indirectos y por redeterminaciones de precios, lo que eleva el monto total de las obras”.

    En el caso particular de las redeterminaciones de precios se aseguró que “se detectaron obras en las cuales se tramitaron entre 29 y 47 ajustes”, y que, a su vez, “resulta clara la inexistencia de indicadores estadísticos que permitan medir el nivel de impacto” alcanzado por la política pública que desenvuelve el ya aludido fondo.

    A pesar de la medida, el Gobierno aseguró que la disolución de este Fondo Fiduciario “no alterará la continuidad de la política pública para financiar las obras necesarias para ampliar el sistema de transporte de energía eléctrica”, tarea que seguirá a cargo de la Secretaría de Energía, dependiente del Ministerio de Economía.

    En este sentido, el decreto dispuso que las “sumas líquidas”, la tenencia de títulos públicos y otros activos financieros de inversiones, serán traspasados a la cuenta indicada por la Secretaría de Energía del Ministerio dirigido por Caputo. Desde el año pasado el Ministerio de Economía fue designado como fiduciante en representación del Estado Nacional por el decreto 215/2024, en “todos los fondos fiduciarios integrados total o parcialmente con bienes y/o fondos del Estado”.

    La Ley Bases N° 27.742 impone la declaración de emergencia pública en materia administrativa, económica, financiera y energética por el plazo de 1 año; además se delegaron facultades legislativas al Poder Ejecutivo Nacional, permitiéndole “modificar, transformar, unificar, disolver o liquidar los Fondos Fiduciarios Públicos”. Su objetivo es la reducción de la estructura estatal para disminuir el déficit y “equilibrar las cuentas públicas”.

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  • Phoenix se prepara para la segunda etapa de sus pozos en el lado rionegrino de Vaca Muerta

    Phoenix se prepara para la segunda etapa de sus pozos en el lado rionegrino de Vaca Muerta

    Phoenix Global Resources es optimista con el potencial que tiene uno de los «bordes» de Vaca Muerta. Además de Neuquén, la roca shale está presente en las provincias de Río Negro y Mendoza. Y en ese primer distrito es donde la compañía del Grupo Mercuria está dando pasos firmes en el área Confluencia Norte.

    Durante marzo, la Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro envió inspectores a Confluencia Norte, el bloque no convencional de esa provincia, para conocer de primera mano el desarrollo de Phoenix en los primeros pozos horizontales con objetivo Vaca Muerta. La compañía avanza en la fase inicial de ensayos y preparauna segunda etapa con mediciones más precisas de la formación geológica.

    «En esta primera fase, cada pozo cuenta con un separador individual que permite medir por separado los volúmenes de petróleo, gas y agua. Luego, los fluidos se mezclan y se transportan por poliducto hasta la planta de Mata Mora, en Neuquén, donde Phoenix también opera y realiza el procesamiento previo a su comercialización», informó la empresa a la Provincia.

    En la segunda etapa de ensayo, Phoenix implementará un bypass para alternar la medición de cada pozo con un solo separador. Los datos obtenidos en esta medición se utilizan en el análisis del potencial productivo de la roca shale. Mientras tanto, todos los fluidos seguirán siendo tratados y transportados a Neuquén, donde el petróleo y gas son procesados para su venta y el agua se inyecta en un pozo sumidero.

    La concesión, que se adjudicó tras una licitación en 2023, tuvo resultados que sorprendieron incluso a los propios técnicos de la compañía: en apenas cinco meses, los tres pozos acumularon una producción de 600.000 barriles de crudo, lo que representa en promedio 4.500 barriles/día. Las métricas lo colocan en línea con los desarrollos más exitosos de Vaca Muerta en Neuquén.

    Según pudo conocer Mejor Energía, Phoenix tiene planeada una campaña de perforación en Confluencia Sur, con otros cuatro pozos horizontales, que estaría comenzando su perforación en abril. Si bien el sur es una zona de mayor incertidumbre, no obstante también esperan resultados auspiciosos.

    Phoenix tiene la tarea de ampliar la frontera de Vaca Muerta hacia zonas que han sido subexploradas pero donde se infiere un gran potencial. La empresa ya tiene como experiencia su proyecto emblema en Neuquén, que es Mata Mora. 

    Tras obtener la concesión de Mata Mora, la compañía en menos de un año conectó pozos a oleoductos y gasoductos. A la fecha cuenta con 34 pozos ejecutados, sobre un inventario estimado de 500, y el área está desriskeada. La producción de este campo es de 16.000 barriles diarios, en un portfolio total de 20.000 barriles/día de la empresa.

    El plateau de Phoenix, generando un hub entre Mata Mora y Confluencia, apunta a llegar a una producción diaria promedio de entre 50.000 y 70.000 barriles hacia 2026-2027. Para Río Nego, significaría dar un salto en su producción de hidrocarburos; para Neuquén, la consolidación de un actor con capitales externos en Vaca Muerta.

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  • Edesur denunció accionar de terceros por las fallas de alta tensión en el apagón del 5 de marzo

    Edesur denunció accionar de terceros por las fallas de alta tensión en el apagón del 5 de marzo

    La distribuidora eléctrica Edesur presentó una denuncia ante la Justicia por «entorpecimiento del servicio público», para que se investiguen los dos eventos de alta tensión ocurridos «de manea coordinada» la mañana del 5 de marzo, lo que generó la «interrupción dolosa del servicio» que afectó a más de 1,2 millones de usuarios de la Capital Federal y el Gran Buenos Aires.

    «Las pruebas recabadas, tal lo declarado en presencia de escribano público, permitirían determinar que hubo accionar de terceros para general daño contra la red», aseguró la compañía al recordar los sucesos de comienzos de marzo que produjeron la salida de servicio de cuatro líneas de alta tensión, lo que afectó la alimentación primaria de varias subestaciones de la compañía.

    La empresa explicó que se realizaron recorridos aéreos con helicópteros sobre las líneas 30 y 31 -que actuaron en la madrugada- y la 50 y 51 -que mostraron fallas durante el mediodía-, y que también se utilizaron drones para poder realizar un acercamiento en detalle sobre dichos cables.

    Gracias a este operativo, se pudo identificar que «ambas alteraciones en la red fueron generadas por factores externos, no relacionado con eventos climáticos como rayos o vientos, ya que las condiciones eran óptimas», asi como también se descartó el roce de ramas de árboles, ya que la zona se encuentra libre de vegetación en altura.  

    Edesur explicitó que el análisis sobre las líneas 30 y 31 que conectan las subestaciones Bosques y Hudson detectó un alambre en la ménsula y evidencia de descarga sobre la misma, además de que se encontraron vestigios de que se arrojaron objetos intencionalmente sobre la red para hacer actuar la protección, la que operó en forma correcta, sacando los cables de servicio.

    Al revisarse las líneas 50 y 51 Hudson-Costanera, que actuaron en el evento del mediodía del mismo 5 de marzo, se determinó que la falla tampoco se produjo por sobrecarga de demanda, ya que al momento del evento se encontraba funcionando a aproximadamente el 30% de su poder de carga, por lo que no estaban exigidas.

    En la línea 51 se encontró una tanza y boya de pesca colgando, que habría sido utilizados para que algún elemento conductor sea elevado para generar corto en la red, y se detalló que en la misma línea, se encontraron marcas de descarga en los dos conductores.

    La compañía realizó recorridos con helicóptero y sumó drones para detectar las fallas.

    En base a toda esta información, Edesur concluyó en su denuncia judicial que «las líneas no estaban exigidas por demanda. En un caso operaba a 1/3 de su nivel máximo y que no hubo factores climáticos como rayos, o vientos fuertes que pudieran arrojar objetos sobre la red, como así tampoco vegetación cercana que invadiera la misma».

    En consecuencia, la compañía de distribución aseguró que las protecciones actuaron correctamente, que no existió falla en los componentes y que los cuatro circuitos contaban con revisión de mantenimiento recientes durante diciembre 2024. Además se resaltó que se encontraron elementos extraños sobre la red, lo que permite deducir la participación de terceros para generar afectaciones sobre las líneas.

    Además, aportó datos que fortalecen las sospechas de una maniobra planeada y ejecutada de manera coordinada, al resaltar que las líneas de Alta Tensión afectadas tienen un promedio anual de interrupción menor de una vez por año por lo que «el hecho de que 4 líneas de AT hayan salido de servicio de modo prácticamente simultáneo, en una jornada sin eventos atípicos, sin que se encuentren inconvenientes en las instalaciones y sin que las causas de las fallas se relaciones entre sí, resulta absolutamente extrardinario e inexplicable desde las reglas de la experiencia».

    El primer conjunto de eventos se registró a las 05:23 cuando salió de servicio primero la línea 30 y un minuto después la línea 31, ambas de 220 kV, vínculos entre las SE Hudson y Bosques, perdiendo parte de la transmisión del corredor Costanera-Bosques. El desenganche de estas líneas provocó la salida fuera de servicio de grupos de generación de las centrales térmicas Costanera, Dock Sud y Ensenada de Barragán, ocasionando una pérdida de generación total de 500MW.

    Los cortes afectaron a 1,2 millones de usuarios del AMBA y generó varias protestas.

    El déficit de generación producto de los desenganches de estas máquinas, provocó un fenómeno de subfrecuencia en la red y por consiguiente la actuación de protecciones que abrieron cables de MT en provincia y en CABA con el fin de mantener los parámetros de frecuencia. Esto produjo la salida fuera de servicio del resto de las máquinas de generación conectadas al subsistema, comletando una  situación en la que se vieron afectados unos 550.000 clientes de Capital Federal y de los partidos de Avellaneda, Lanús, Quilmes y Berazategui.

    Posteriormente, entre las 11 y 12:40, se registró un segundo conjunto de eventos que produjo primero la salida de servicio de la línea 50 y una hora más tarde de la línea 51 (ambas de 220 kV), volviendo a interrumpir la transmisión en dicho corredor y afectando principalmente la Ciudad de Buenos Aires y el sur de la primera sección del Conurbano.

    Esta falla derivó en el desenganche de las generadoras Central Puerto y la salida total de Central Costanera, reduciendo la oferta de electricidad en 2.500 MW. Por esta situación quedaron fuera de servicio 12 subestaciones en CABA y 5 en provincia, lo que provocó que se vieran afectados 780.000 clientes.

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  • Gas y petróleo: las claves del éxito energético argentino en un mercado global cambiante

    Gas y petróleo: las claves del éxito energético argentino en un mercado global cambiante

    En un contexto de transformación económica y energética, Argentina se posiciona como un jugador clave en el escenario internacional, donde la demanda energética y la transición hacia fuentes más sostenibles son tendencias globales crecientes.

    Según el Informe de Actividad y Precios de la Energía de marzo de este año, editado por Montamat & Asociados, el país atraviesa un proceso que impacta directamente en varios sectores productivos, especialmente en la energía.

    «Argentina ha dado pasos firmes en el sector energético, con proyectos como el de Pan American-Golar para la exportación de Gas Natural Licuado (GNL), que ya está consolidado, y la expansión del gasoducto Perito Moreno, promovido por la iniciativa privada, que está adquiriendo cada vez mayor relevancia. Sin embargo, el éxito de estos proyectos dependerá en gran medida de la capacidad del país para atraer compradores internacionales de gas», explica el documento.

    El informe destaca que uno de los sectores más relevantes en esta transformación es el petrolero, cuyo rumbo ya está trazado bajo la Ley de Bases, que apunta a maximizar la renta petrolera y promover la internacionalización del mercado.

    Esta normativa establece precios de referencia globales y consolida un perfil exportador que favorece el desarrollo intensivo de los recursos, especialmente en áreas como Vaca Muerta.

    Sin embargo, Argentina enfrenta el reto de adaptarse a la volatilidad del mercado energético global sin caer en distorsiones artificiales, como la desvinculación de los precios internos con los internacionales.

    Según el informe de Montamat & Asociados la estrategia energética de Argentina deberá alinearse con las tendencias internacionales que incluyen la reducción de la intensidad energética y el avance de energías renovables, como la solar y la eólica.

    «A pesar de algunos sectores escépticos frente al cambio climático, el mercado ya está impulsando una transición hacia fuentes más sostenibles. En este sentido, Argentina tiene grandes oportunidades, especialmente en el sector de energías alternativas. La Patagonia, con su gran potencial eólico, podría convertirse en un hub estratégico en la producción de hidrógeno verde y amoníaco, y el país tiene un rol relevante en la producción de biocombustibles», señala.

    Además, advierte, «la industria petrolera ha avanzado en la superación de cuellos de botella logísticos en Vaca Muerta, lo que podría permitirle duplicar la producción para principios de la próxima década. Sin embargo, en el sector gasífero, persisten desafíos tanto a nivel doméstico como internacional. Es fundamental fortalecer la institucionalidad de los segmentos regulados y continuar con la recomposición de precios residenciales y la eliminación de subsidios, manteniendo una tarifa social».

     

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  • Oferta en alza y demanda moderada: el petróleo global se encamina a un posible desbalance en 2025

    Oferta en alza y demanda moderada: el petróleo global se encamina a un posible desbalance en 2025

    El mercado petrolero global enfrenta una serie de incertidumbres en el camino hacia 2025, con las proyecciones sugiriendo que la oferta mundial de crudo podría superar la demanda.

    Si bien el crecimiento de la demanda de petróleo sigue siendo el motor principal para el mercado, especialmente en Asia, los factores geopolíticos, las decisiones de producción de la OPEP+ y las fluctuaciones en los precios podrían alterar el equilibrio global en 2025.

    En este contexto de alta incertidumbre, los próximos meses serán decisivos para determinar si la oferta de crudo finalmente superará a la demanda, lo que podría tener repercusiones significativas tanto en los precios del petróleo como en las estrategias de producción de los países exportadores.

    A pesar de un crecimiento en la demanda de petróleo que se estima en poco más de 1 millón de barriles por día (mb/d) este año, impulsado principalmente por los países asiáticos, especialmente China, las condiciones macroeconómicas inusuales y las fluctuaciones en los precios del crudo han generado un panorama incierto.

    Según las estimaciones actuales de la Agencia Internacional de Energía (AIE) se espera que la demanda mundial de petróleo crezca a 103,9 mb/d en 2025, con un aumento más significativo en comparación con los 830 mb/d de 2024.

    La mayor parte de este crecimiento provendrá de Asia, donde China lidera el impulso, particularmente en la demanda de materias primas petroquímicas, mientras que la demanda de combustibles refinados parece haberse estabilizado.

    Sin embargo, los últimos datos de entregas de petróleo han estado por debajo de las expectativas, lo que ha llevado a una revisión a la baja de las proyecciones de crecimiento interanual para el cuarto trimestre de 2024 y el primer trimestre de 2025, ajustándose a una estimación de 1,2 mb/d.

    A nivel de oferta, la producción mundial de petróleo aumentó en 240 kb/d en febrero, alcanzando los 103,3 mb/d, impulsada principalmente por los países miembros de la OPEP+.

    El futuro de la producción de la OPEP+ se mantiene incierto. Tras una caída de la producción de 770 kb/d en el año 2024, la OPEP+ podría mantener su producción estable en 2025, siempre que se mantengan los recortes voluntarios que comenzaron el año pasado. Sin embargo, el anuncio de la OPEP+ de reducir gradualmente los recortes de producción a partir de abril de 2025 podría añadir más barriles al mercado, lo que incrementaría la oferta de crudo y podría generar un exceso en la oferta global.

    La situación macroeconómica también está afectando los precios del petróleo. En los primeros meses de 2025, los precios del crudo cayeron aproximadamente 7 dólares por barril, debido a un entorno económico incierto marcado por la escalada de las tensiones comerciales entre Estados Unidos y otros países, lo que ha ensombrecido las expectativas de crecimiento de la demanda.

    En este contexto, los futuros del Brent cayeron a cerca de los 70 dólares por barril, los niveles más bajos de los últimos tres años, lo que reforzó las expectativas de un balance de crudo más holgado para 2025.

    La situación de las reservas mundiales de petróleo también refleja este equilibrio incierto. En enero de 2025, las reservas globales de petróleo cayeron en 40,5 millones de barriles, con una disminución significativa en las reservas de crudo de países no pertenecientes a la OCDE, especialmente en China, donde las importaciones de crudo disminuyeron.

    Los riesgos para las perspectivas del mercado siguen siendo elevados, principalmente debido a la incertidumbre sobre la prolongación de los recortes de producción de la OPEP+ y las tensiones comerciales internacionales.

    Si la OPEP+ extiende los recortes de producción más allá de abril sin ajustar su exceso de oferta, se podrían añadir al mercado unos 400 kb/d adicionales, lo que podría generar un desajuste entre la oferta y la demanda.

     

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  • Las energías renovables baten récords en 2024 y lideran el crecimiento energético global

    Las energías renovables baten récords en 2024 y lideran el crecimiento energético global

    La demanda global de energía ha aumentado un 2,2% en 2024, superando el crecimiento del PIB global y alcanzando cifras récord en la capacidad de energías renovables, según el último informe de la Agencia Internacional de Energía (AIE).

    Este crecimiento estuvo principalmente impulsado por el aumento en el consumo de electricidad a nivel mundial, con un incremento del 4,3% en comparación con el año anterior, debido a factores como las temperaturas récord, el aumento de la electrificación del transporte, y la mayor demanda de la industria y la inteligencia artificial.

    El informe destaca que, por vigésimo segundo año consecutivo, la cantidad de nueva capacidad de energía renovable instalada superó los 700 GW, estableciendo un nuevo récord anual.

    Las energías renovables fueron responsables de casi tres cuartas partes del crecimiento en la producción mundial de electricidad, lideradas por la energía solar fotovoltaica, que creció en 480 TWh, y la energía eólica, con un aumento de 180 TWh.

    Sin embargo, la tasa de crecimiento de la energía eólica se redujo a su nivel más bajo en las últimas dos décadas debido a problemas de concesión de licencias en algunas regiones.

    China continuó siendo un motor clave en el crecimiento de las energías renovables, con casi dos tercios de la capacidad renovable conectada a la red en 2024, seguida por la Unión Europea y Estados Unidos.

    En América Latina, Brasil destacó con un crecimiento récord de 16,5 GW en capacidad solar fotovoltaica, mientras que la capacidad eólica experimentó una disminución en comparación con el año anterior.

    Por otro lado, el estudio detalla que la demanda de combustibles fósiles para la generación de electricidad aumentó un 1% en 2024, con un incremento del 2,5% en la generación a partir de gas natural.

    Aunque los combustibles fósiles siguen representando casi el 60% de la producción mundial de electricidad, la combinación energética global está evolucionando. Por primera vez, las energías renovables y la energía nuclear cubrieron el 40% de la generación total de electricidad en 2024, con las energías renovables alcanzando un tercio de la producción global de electricidad.

    En definitiva el informe de la AIE revela un panorama de crecimiento continuo en la demanda mundial de energía, con un claro liderazgo de las energías renovables en la expansión de la capacidad de generación, mientras que la combinación energética mundial sigue avanzando hacia una mayor participación de las fuentes bajas en emisiones.

     

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  • Argentina: la demanda eléctrica subió en febrero y marca un nuevo récord de potencia máxima

    Argentina: la demanda eléctrica subió en febrero y marca un nuevo récord de potencia máxima

    La demanda de energía eléctrica en Argentina experimentó un ligero aumento del 0,5% en febrero de 2025, al alcanzar los 12.911,7 GWh, en comparación con el mismo mes de 2024, según los últimos datos de FUNDELEC.

    Este crecimiento, que sitúa al mes de febrero entre los diez consumos más altos de la historia del país, estuvo marcado por un importante récord de potencia máxima, registrado el 10 de febrero, cuando se alcanzaron los 30.257 MW a las 14:47, superando el récord anterior de 29.653 MW de febrero de 2024.

    La temperatura registrada en la región del Gran Buenos Aires (GBA) fue de 37,9°C, lo que contribuyó a un notable aumento en la demanda de electricidad.

    Aunque el aumento interanual en la demanda fue modesto, se observó un descenso en el consumo de las distribuidoras de la Ciudad de Buenos Aires y el GBA, con una caída del 5,3%.

    Este retroceso se reflejó principalmente en los sectores comercial e industrial, mientras que el consumo residencial subió un 1,9% en comparación con el mismo mes del año anterior, alcanzando el 48% del total del consumo de energía eléctrica a nivel nacional.

    Por otro lado, los consumos en las diferentes regiones del país mostraron una disparidad notable. El consumo de electricidad fue particularmente alto en el NOA (Noroeste Argentino), que experimentó un aumento del 10,5%, seguido por el NEA (Noreste Argentino) con un crecimiento del 7,4%.

    En el Centro del país, que incluye Córdoba y San Luis, se registró una subida del 8,7%. En cambio, la región Metropolitana y otras zonas del Conurbano bonaerense marcaron una caída interanual del 5,3%.

    Entre las provincias que destacaron por su aumento en el consumo se encuentran Santiago del Estero, Tucumán y Chaco, con ascensos de hasta el 16%, 15% y 11% respectivamente. En contraste, provincias como Buenos Aires, Entre Ríos y Jujuy reportaron descensos en la demanda eléctrica.

    A nivel mensual, febrero mostró una disminución del 5,1% en comparación con enero de 2025, cuando la demanda alcanzó los 13.606,2 GWh, aunque febrero tiene tres días menos que el mes anterior. No obstante, la comparación interanual de 2025 con 2024 mostró un leve incremento del 0,5% en la demanda neta total del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

    En términos de consumo por sectores, el sector residencial fue el mayor impulsor del crecimiento, con un aumento del 1,9%, mientras que el consumo comercial descendió un -0,1% y el industrial reflejó una caída de -1,9%. Este patrón resalta la creciente demanda en los hogares, impulsada por factores como las altas temperaturas y el aumento de la electrificación de servicios.

    En cuanto a la generación de electricidad, el 58% de la energía provino de fuentes térmicas, mientras que un 38% tuvo origen en fuentes renovables, tanto hidráulicas como alternativas (solar y eólica). A pesar del aumento en la participación de energías renovables, la generación térmica sigue siendo la principal fuente de energía utilizada para satisfacer la demanda.

    La energía hidráulica aportó un 15,88% del total, mientras que las energías renovables como la fotovoltaica y eólica contribuyeron con un 14,92% del total de la demanda eléctrica.

    En este sentido, la generación hidráulica fue de 2.132 GWh en febrero, lo que representó una variación negativa del 25,6% respecto a 2024, mientras que la energía solar y eólica continuaron experimentando un crecimiento.

    Es importante destacar que la potencia instalada en el país es de 43.525 MW, y la capacidad de generación a partir de fuentes renovables sigue creciendo a pesar de las fluctuaciones estacionales en la generación hidroeléctrica.

     

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  • Sebastián Mazzucchelli asume como nuevo CEO de Metrogas

    Sebastián Mazzucchelli asume como nuevo CEO de Metrogas

    Sebastián Mazzucchelli fue designado oficialmente como director general de MetroGAS por el directorio de la empresa, en una decisión que «reconoce su extensa y sólida trayectoria dentro de la compañía», informó la distribuidora de gas. La reunión del directorio, presidida por Andrés Scarone, vicepresidente de Nuevas Energías de YPF, se realizó esta mañana en la sede central de MetrogAS, donde se formalizó la designación y se informó al mercado a través de un Hecho Relevante enviado a la Comisión Nacional de Valores (CNV).

    Mazzucchelli, quien venía ejerciendo el cargo de manera interina desde el 29 de enero en reemplazo de Tomás Córdoba, fue confirmado como CEO en un contexto en el que Metrogas busca consolidar una gestión enfocada en la eficiencia operativa, la mejora continua y la sostenibilidad de resultados. “Es un orgullo y un desafío muy importante liderar este gran equipo de personas y profesionales del que formamos parte todos los que integramos MetroGAS”, expresó el flamante CEO tras su designación.

    El nuevo director general cuenta con una historia de crecimiento continuo dentro de la compañía, a la que ingresó en 1995 como operador comercial. Desde entonces, ocupó diversas posiciones claves: fue ejecutivo de cuentas, jefe de Ventas de GNC, gerente de Procesos Masivos y gerente de Grandes Clientes. En 2017 fue promovido al cargo de director Comercial, función que desempeñó hasta el momento de asumir la dirección general.

    Mazzucchelli es licenciado en Administración de Empresas por la Universidad de Buenos Aires (UBA) y cuenta con un posgrado en Desarrollo Gerencial por la Universidad Católica Argentina (UCA), además de una especialización en Finanzas de la Empresa por el IAE. Su formación académica y experiencia en áreas estratégicas de la empresa lo posicionan como un referente natural para liderar la nueva etapa de la distribuidora de gas natural más grande del país.

    Según lo informado por Metrogas, la designación del nuevo CEO apunta a fortalecer una gestión alineada con los desafíos del contexto energético actual y con una clara vocación de servicio al cliente. Bajo la conducción de Mazzucchelli, la compañía buscará profundizar políticas orientadas a la eficiencia, la innovación y la sustentabilidad en un sector clave para el desarrollo económico y social del país.

    El directorio valoró especialmente el conocimiento profundo que Mazzucchelli tiene de la cultura organizacional, así como su capacidad de gestión en momentos complejos. La elección de un perfil interno con larga trayectoria responde también a una visión de continuidad en los planes estratégicos que MetroGAS viene desarrollando.

    En un comunicado, la empresa destacó que “la nueva etapa estará signada por la búsqueda permanente de soluciones que permitan consolidar el equilibrio entre crecimiento, responsabilidad social y respeto por el entorno, pilares centrales para una empresa de servicios públicos con más de 2,4 millones de clientes”.

    Con este nombramiento, MetroGAS reafirma su compromiso de seguir apostando al talento interno y a la profesionalización de su conducción, marcando una hoja de ruta que pone en el centro a sus usuarios y a la sostenibilidad del servicio energético en Argentina.

    La designación de Mazzucchelli como director general de MetroGAS se enmarca en un contexto de posibles cambios significativos para la compañía. Tal como lo informó Mejor Energía, se está evaluando la venta de MetroGAS y la renovación de su licencia de operación es un factor clave en este proceso.

    La normativa vigente permite a la empresa solicitar una prórroga de su licencia por 20 años, ampliada desde los 10 años originales por la Ley de Bases. Esta extensión está sujeta a ciertas condiciones y aprobaciones regulatorias. La renovación de la licencia es esencial para brindar estabilidad y previsibilidad a potenciales inversores interesados en la adquisición de la empresa.

    La venta de podría tener implicaciones significativas en el mercado energético argentino, considerando su posición como una de las principales distribuidoras de gas natural del país. La continuidad operativa y el cumplimiento de las regulaciones serán aspectos fundamentales a considerar en cualquier proceso de transferencia de propiedad.

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  • Un nuevo oleoducto en Vaca Muerta: terminó la obra Bajo del Choique Nordeste

    Un nuevo oleoducto en Vaca Muerta: terminó la obra Bajo del Choique Nordeste

    El oleoducto Bajo del Choique Nordeste, que se conecta con la terminal de petróleo en Auca Mahuida, ya está finalizado. Se trata de una obra de 42 kilómetros que tenía comprometida ExxonMobil y que ahora podrá usufructuar Pluspetrol tras la compra de sus yacimientos con objetivo Vaca Muerta.

    La obra estuvo a cargo de Víctor Contreras S.A. y transportará un caudal máximo de 60 mil barriles por día de petróleo. El trayecto de la tubería pasa por las áreas shale de Bajo del Choique (ahora perado por Pluspetrol) y Bajo del Toro (de YPF); luego darán un giro para el segundo tramo hacia el Este, pasando por Bajo del Toro Este (YPF), Aguada del Chivato-Bocarey (Patagonia Energy) y La Banda (Pluspetrol).

    El oleoducto interno para Vaca Muerta se encuentra diseñado para alta presión (101,24 kg/cm²) y fabricado bajo norma API 5L. Además, Bajo del Choique Nordeste incorpora fibra óptica para monitoreo y válvulas de corte en puntos estratégicos.

    Luego de la compra de los activos de Exxon, Pluspetrol expandió su presencia en Vaca Muerta tanto con su yacimiento estrella La Calera como con estos yacimientos que están al norte de Neuquén y que cuentan con un alto potencial como Bajo del Choique-La Invernada. 

    En el caso de esta obra, el plan es acelerar la expanción en la formación no convencional y darle un mayor impulso en lo que podría convertirse en un hub en Rincón de los Sauces, una zona que todavía tiene baja infraestructura pero que reúne condiciones geológicas de clase mundial.

    La adquisición de los bloques de la compañía estadounidense también incluye Los Toldos I Sur y Pampa de las Yeguas II, con un potencial de shale oil importante. Así, Pluspetrol busca convertirse en un jugador con portafolio diversificado y flexible dentro de Vaca Muerta con producción de gas seco, gas húmedo y petróleo.

    Para continuar por esa senda del crecimiento, Pluspetrol no sólo apuesta a la infraestructura física sino también a integrar servicios estratégicos: en febrero anunció la adquisición del negocio de fracking de Weatherford en el país, incluyendo sus sets de fractura y personal técnico. La compañía quiere tener un enfoque de control -principalmente porque el mercado de servicios tiene poca disponibilidad-, por eso hace algunos años compró perforadores.

    En paralelo, la compañía también avanza en acuerdos comerciales de largo plazo, como el que cerró recientemente con la estatal uruguaya ANCAP para exportar gas en firme a partir de junio. De este modo, Pluspetrol busca consolidarse como un actor central en el nuevo mapa energético de Vaca Muerta.

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  • YPF y Santa Cruz empiezan a darle forma al acuerdo por el traspaso de áreas

    YPF y Santa Cruz empiezan a darle forma al acuerdo por el traspaso de áreas

    Poco más de un año de la primera reunión, y tras varias idas y vueltas, YPF y el Gobierno de Santa Cruz alcanzaron un principio de acuerdo para la cesión de diez áreas convencionales en el marco del Plan Andes. La compañía bajo control estatal quiere desprenderse de los últimos campos maduros que había definido desde la asunción de Horacio Marín como presidente y CEO.

    Marín y el gobernador Claudio Vidal estrecharon la mano luego de ponerse de acuerdo en lineamientos sobre cómo será la salida de YPF, siendo una de las claves el tratamiento de los pasivos ambientales. Esto será clave también para la empresa puesto que revaloriza las áreas que se venderán o cederán la operación.

    «A partir de este pre-acuerdo, que está sujeto a la aprobación del Directorio de YPF, nos comprometemos a llevar a cabo un Programa de Saneamiento Ambiental que ejecutará nuestra compañía, entre otros puntos clave que estamos analizando», dijo Marín a través de una publicación en Linkedin. «En los próximos días continuaremos trabajando entre los equipos técnicos de YPF y la provincia para alcanzar un acuerdo final», agregó.

    Desde el gobierno de Vidal, el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, quien comentó que YPF resolvería los pasivos ambientales de las áreas de las que pretende desprenderse. Es así que contratarán a una universidad nacional para que en un plazo de 180 días presente un informe sobre los pasivos que abarca más de 80 años de operaciones de YPF en el norte santacruceño -la zona sur de la cuenca del Golfo San Jorge-.

    «Cuando esté listo ese informe, YPF va a presentar un plan de trabajo para sanear la totalidad de los pasivos», expresó el funcionario. Y acotó: «llegamos a un punto del diálogo con la firma que es un paso gigantesco, que nos va a permitir transitar un camino que nos dará las herramientas necesarias para continuar con la producción en Santa Cruz y que este escollo, que eran los pasivos ambientales, que requieren mucha inversión por parte de la firma, esté encaminado».

    «El trabajo que el Gobierno Provincial viene realizando en este tema es para dar continuidad a la producción hidrocarburífera en Santa Cruz, dar certezas y certidumbres de continuidad a las empresas que prestan servicios en zona norte y están vinculadas al sector y, por sobre todas las cosas, llevarle a las comunidades decisiones concretas de futuro», expresó Álvarez.

    Los diez yacimientos en esta negociación son: Los Perales-Las MesetasBarranca YankowskyCañadon de la Escondida-Las HerasCañadon León-Meseta EspinosaCañadon VascoCañadon YatelCerro Piedra-Cerro Guadal NorteEl Guadal-Lomas del CuyLos Monos y Pico Truncado-El Cordón.

    En enero del 2024, Vidal recibió a Marín y comenzó un largo periodo de negociaciones. Mientras tanto, YPF avanzó con acuerdos en Río Negro, Chubut y Neuquén por áreas maduras que por el tamaño de la compañía le significan una baja rentabilidad en comparación a los objetivos que tienen en Vaca Muerta.

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