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Autor: Mejor Energía

  • Minería: reformas fiscales mejoran las condiciones para los proveedores

    Minería: reformas fiscales mejoran las condiciones para los proveedores

    En un avance significativo para el sector minero argentino, la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA), en colaboración con la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), introdujo  modificaciones clave en el Registro Fiscal de Actividades Mineras.

    Estas modificaciones, detalladas en la resolución general 5663, buscan simplificar los procedimientos administrativos y fortalecer la cadena de proveedores que apoya la actividad minera, uno de los motores clave de la economía nacional.

    La resolución, publicada el 13 de marzo en el Boletín Oficial, establece cambios que permitirán una mayor transparencia y eficiencia en los trámites fiscales vinculados a las actividades mineras.

    Esta medida surge del trabajo conjunto entre la ARCA, la Secretaría de Minería de la Nación, y en particular la Dirección Nacional de Inversiones Mineras y la Dirección de Cadena de Valor, con el objetivo de mejorar el funcionamiento y la competitividad del sector. Además, el Departamento Minero de la Unión Industrial Argentina (UIA) también desempeñó un papel crucial en la formulación de estas modificaciones.

    Uno de los aspectos más destacados de la resolución es la eliminación de la prohibición de oponer los certificados de exclusión de IVA y de Ganancias, lo que representa una mejora sustancial para los proveedores de la minería.

    Según Juan Boragina, Jefe de Legales de CAEM, «la medida es positiva para los proveedores del sector, ya que al haberse eliminado esta restricción, ahora pueden utilizar los saldos retenidos de estos impuestos. Esto les ofrece una mayor flexibilidad financiera y les permite optimizar su flujo de caja, lo cual es crucial para las pequeñas y medianas empresas que forman parte de la cadena de valor minera».

    A través de esta modificación, los proveedores de las empresas mineras podrán oponer los certificados de exclusión de los regímenes de retención del Impuesto a las Ganancias (en los términos establecidos por la RG 830) y del Impuesto al Valor Agregado (según lo estipulado en la RG 2226). Esta flexibilización mejora el acceso a recursos para los proveedores y, en última instancia, contribuye a la eficiencia operativa de las empresas mineras.

    La resolución también establece nuevas pautas que apuntan a fomentar las inversiones en el sector, un área clave para el desarrollo de la minería argentina. La Dirección Nacional de Inversiones Mineras, dependiente de la Secretaría de Minería, tuvo un papel preponderante en el desarrollo de esta resolución, con la intención de optimizar los procesos fiscales y garantizar que las empresas mineras puedan operar con mayor eficiencia y previsibilidad.

    «Este tipo de reformas son esenciales para atraer más inversiones al sector y para fortalecer a los proveedores nacionales, quienes juegan un rol fundamental en la operación de las minas, tanto en etapas exploratorias como productivas», explicó Boragina.

    En este sentido, las modificaciones también incluyen un ajuste en los procedimientos administrativos que brinda mayor claridad a las empresas y proveedores, lo que les permitirá anticipar mejor las reglas fiscales aplicables y reducir la burocracia que históricamente ha afectado al sector.

     

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  • Proponen un plan de inversiones eléctricas para la próxima década

    Proponen un plan de inversiones eléctricas para la próxima década

    El Instituto Argentino de la Energía (IAE) Mosconi presentó un estudio que propone un ambicioso «Plan de Inversiones Eléctricas para el periodo 2026-2036», con el objetivo de resolver las deficiencias históricas en la infraestructura energética del país, el cual deberá ser aprobado por el  Congreso Nacional.

    Este plan contempla la construcción de nuevas centrales eléctricas, la ampliación de la red de interconexión de 500 kV, y el refuerzo de las redes de distribución en el AMBA y otras regiones críticas.

    Además, el IAE destaca la necesidad de definir el papel de la energía nuclear en el desarrollo energético de la próxima década y de intensificar el desarrollo de fuentes no convencionales como la energía eólica y solar fotovoltaica.

    El informe subraya principalmente la necesidad urgente de inversiones estratégicas para fortalecer la generación, distribución y redes eléctricas, asegurando la eficiencia y sostenibilidad del sistema energético argentino.

    Y destaca un déficit crónico en la infraestructura energética de Argentina, consecuencia de décadas de subsidios que afectaron la eficiencia y competitividad del sector.

    «La obsolescencia del parque de generación y las redes de transporte y distribución ha derivado en frecuentes cortes de electricidad y gas natural, lo que afecta la calidad de los servicios públicos y la vulnerabilidad del sistema durante picos de demanda. Este déficit también limita el desarrollo económico e industrial del país» detalla el estudio.

    El IAE enfatiza que la planificación energética nacional es un rol indelegable del Estado. Se insta a definir prioridades de inversión tanto públicas como privadas, y se subraya la importancia de priorizar la transición energética en línea con políticas públicas y acuerdos internacionales.

    También hace hincapié en la necesidad de asegurar transparencia y competitividad en los mercados energéticos, garantizando el desarrollo y el autoabastecimiento energético para el bien común.

    En cuanto a la política hidroeléctrica, el Mosconi propone una serie de acciones para asegurar el futuro de las grandes centrales hidroeléctricas, especialmente en la región del Comahue. Esto incluye la licitación de la operación y mantenimiento de las centrales con participación privada, y la renovación de su infraestructura para extender su vida útil por al menos 50 años.

    El estudio sugiere, como alternativa más viable, la gestión privada de las centrales hidroeléctricas del país. Al mismo tiempo, el Estado Nacional debe garantizar créditos con bancos multilaterales de fomento, como el Banco Mundial y el BID, para financiar la modernización de las centrales, que incluye la actualización del equipamiento y el mantenimiento de las obras civiles.

    Finalmente señala la importancia de que las distribuidoras de electricidad en el AMBA, como Edesur y Edenor, realicen estudios coordinados para mejorar las redes de distribución y reducir los cortes de energía en zonas críticas, y al mismo tiempo promover acuerdos con Brasil para el intercambio eléctrico compensado, especialmente para la energía hidroeléctrica en verano y la energía termoeléctrica y renovable en invierno.

     

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  • Pese a la moderación, el impuesto a los combustibles es por lejos el tributo de mayor crecimiento

    Pese a la moderación, el impuesto a los combustibles es por lejos el tributo de mayor crecimiento

    El peso del precio de los combustibles siempre es una referencia cuando se habla de inflación, y aunque distintos trabajos intentan relativizar ese alcance, el Gobierno nacional recurre a postergar la actualización de los impuestos a los combustibles en procura de contribuir a mantener a la baja el índice general de precios.

    En ese sentido, el reciente Decreto 146 modificó nuevamente la forma en que se actualiza la carga impositiva sobre los combustibles, a través de los tributos denominados Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC), que grava la venta de naftas y gasoil.

    La nueva disposición busca reducir el ritmo de actualización impositiva, ya que hasta enero convalidaba una suba de $10 pesos y a partir de marzo el aumento pasó a los $5 por litro, en otra clara señal de buscar reducir su impacto inflacionario.

    Según a la normativa vigente, el ICL y CO2 debe actualizarse trimestralmente de acuerdo a la variación del IPC Nacional, y desde comienzos del 2024 al llegar la nueva gestión se dispusieron incrementos escalonados con el objetivo de aplicar las actualizaciones pendientes.

    Sin embargo, a partir de mayo se realizaron incrementos parciales de los montos del impuesto, a través de una decena de decretos, postergándose la actualización del monto total del impuesto.

    Este esfuerzo tributario significó que la actualización parcial del monto del impuesto en el presente marzo significara una pérdida de recaudación estimada en US$215 millones por las ventas de combustibles estimadas para el mes, de acuerdo a un trabajo de la consultora especializada Economía y Energía.

    A pesar de esta medida, al analizar la recaudación tributaria de febrero se observa que la moderación del incremento del ICL y CO2 durante el último año no evitó que se conformaran en los tributos de mayor crecimiento interanual.

    Un análisis de la Recaudación nacional que realizó el Instituto Argentino de Análisis Fiscal (Iaraf) resaltó que en Impuesto a los Combustibles ingresaron al fisco $ 339.280 millones con una variación interanual de 571,8%, respecto de los $ 50.503 millones recaudados en febrero de 2024, lo que se explica en mayor medida por las actualizaciones del impuesto.

    Al observar el acumulado del primer bimestre, los ingresos a la Arca por este ítem representaron unos $ 602.194 millones, es decir una mejora del 523,2% respecto a enero y febrero del año pasado. Así, los tributos de mayor aumento real serían combustibles líquidos con 302,6%, seguido por Ganancias con 43,5% y Seguridad Social con 31,3%. 

    En cuanto al total recaudado, lo que se tributa en las estaciones de servicio para los dos tipos de combustibles líquidos representa un 2,5% del total de ingresos al fisco, mientras que Ganancias es del 19,3%, y Seguridad Social 25,1%.

    En el impacto al bolsillo de los automovilistas, se destaca que el Decreto 146 determinó un aumento parcial del monto del impuesto para marzo que representa un aumento de $ 5,7 por litro para las naftas y de $4,7 por litro para el gasoil.

    En tanto el remanente atrasado del ICL y CO2 acumulado en los últimos años implicaría que su aplicación total en abril significara un incremento en surtidores de $207,3 por litro para las naftas y de $ 115,6 por litro para el gasoil, lo que ya permite dar por descontado que habrá para el inicio del mes próximo una nueva modificación. 

    El informe de EyE aclara que dichos valores corresponden a los montos publicados por el INDEC. Sin embargo, dado que los biocombustibles se encuentran exentos, así como las ventas en la zona sur del país, el impacto promedio en los precios en surtidor a nivel nacional resulta inferior.

    En el caso de las naftas, el aumento en marzo promedia los $ 4,5 por litro y en abril los $ 164 por litro, mientras que para el gasoil, el aumento promedio en marzo es de $ 4,1 por litro y en abril de $ 102 por litro.

    En el consumo de combustible pueden pagarse hasta 6 tributos distintos. Los indirectos generales que se consideran a nivel nacional son el Impuesto al Valor Agregado (IVA); Impuesto a los débitos y créditos bancarios; al nivel provincial Impuesto sobre los Ingresos Brutos (IIBB) y en el municipal la Tasa de Inspección, Seguridad e Higiene.

    En tanto, los tributos indirectos específicos son a nivel nacional el Impuesto sobre los Combustibles Líquidos (ICL) e impuesto al Dióxido de Carbono (IDC) y a nivel municipal la Tasa vial o Tasa por mantenimiento vial.

    Las cifras de enero publicadas por la Secretaría de Energía reflejaron una caída del mercado de combustibles en general del -3,11% y a la vez una retracción mensual que alcanzó el -4,92%. De ese total, la nafta exhibió su primer incremento interanual desde diciembre del 2023 con un alza de 1,6%, en tanto que el gasoil tuvo una caída del -8,9%.

    En el primero de los casos, la mejora de la performances de las naftas fue producto de un crecimiento de las ventas de los productos premium del 14% con una caída de la súper del -2,2%; en tanto que en la caída del gasoil se advierte un movimiento similar con los productos premium al alza del 7,5% y el común o grado 2 con un retroceso del -17,3%.

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  • Transporte eléctrico: el aumento de los costos y las presiones en la cadena de suministro postergan inversiones

    Transporte eléctrico: el aumento de los costos y las presiones en la cadena de suministro postergan inversiones

    El aumento de costos y los crecientes cuellos de botella en la cadena de suministro están dificultando la expansión de las redes de transmisión eléctrica a nivel global, afectando el ritmo de las inversiones necesarias para satisfacer la creciente demanda de electricidad, advierte un informe de la Agencia Internacional de Energía (AIE).

    Y señala que los plazos de adquisición de equipos críticos, como transformadores de potencia y cables, han aumentado drásticamente, lo que ha generado obstáculos significativos para los desarrolladores de redes.

    La AIE subraya que estos problemas en la cadena de suministro están ocurriendo en un contexto de creciente demanda energética global, impulsada por la electrificación de sectores industriales, el auge de los vehículos eléctricos, y la expansión de la infraestructura de centros de datos.

    La expansión de proyectos de energía renovable, como la energía eólica marina, también ha incrementado la demanda de componentes especializados, exacerbando la presión sobre las cadenas de suministro.

    El informe revela que los tiempos de entrega de cables y transformadores se han duplicado desde 2021, con algunos componentes específicos, como los cables de corriente continua, enfrentando demoras de hasta cinco años. Esto ha aumentado el costo de estos componentes esenciales, especialmente los cables, que han visto un aumento de casi el 100% en sus precios desde 2019.

    A pesar de los esfuerzos de los fabricantes por ampliar su capacidad de producción, la implementación de estas mejoras será un proceso lento, y persisten las dudas sobre la demanda futura y la disponibilidad de mano de obra calificada.

    En este contexto, la AIE señala que será necesario un aumento significativo en la fuerza laboral del sector, estimando que se necesitarán al menos 1,5 millones de trabajadores adicionales para 2030.

    El informe también destaca que, a pesar del crecimiento en la inversión en transmisión de energía —un 10% en 2023, alcanzando los 140.000 millones de dólares— esta cifra debería superar los 200.000 millones anuales para la década de 2030 si se quiere satisfacer la creciente demanda de electricidad.

    Además, más de 1.600 gigavatios de proyectos solares y eólicos se encuentran en etapas avanzadas de desarrollo a la espera de conexión a la red, lo que enfatiza aún más la necesidad de resolver estos problemas de infraestructura.

    Argentina no es ajena a esta problemática global. A pesar de los esfuerzos del gobierno de Javier Milei por impulsar inversiones, las dificultades económicas y la falta de incentivos para los inversores han dificultado la participación del sector privado en proyectos de transmisión.

    Actualmente, se estima que se requieren más de U$S 10.000 millones en nuevas obras.  En opinión de los expertos, la incertidumbre económica, la inflación y el atraso cambiario estarían generando un ambiente de riesgo.

    La AIE recomienda fortalecer la planificación anticipada y a fomentar una inversión proactiva en la infraestructura eléctrica para superar los cuellos de botella y asegurar un sistema energético confiable a largo plazo. Además, propone simplificar los procesos de permisos y aprovechar las tecnologías digitales para optimizar el uso de las redes existentes.

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  • El mercado del GNL global crecerá, una oportunidad para el gas de Vaca Muerta

    El mercado del GNL global crecerá, una oportunidad para el gas de Vaca Muerta

    El potencial de Argentina para exportar gas en formato GNL está confirmado. Desde aquella primera exportación en 2019 de YPF por Bahía Blanca hasta los acuerdos en el memorandum con India en enero de 2025, la consolidación de un polo de producción y exportación de gas natural licuado es el objetivo de máxima de la industria de Vaca Muerta.

    Mientras avanzan Argentina LNG encabezado por YPF junto Shell y el proyecto Hilli Episeyo de Pan American Energy (PAE) y Golar, Shell publicó un informe global sobre las perspectivas de GNL. De acuerdo al reporte, la cantidad de embarcaciones propulsadas por GNL se duplicará casi en los próximos cinco años y el consumo aumentará en un 60% hacia 2024.

    La demanda, de acuerdo al informe, tendrá como principales motores el impacto de la inteligencia artificial como nuevo demandante pero se destacan los esfuerzo por reducir las emisiones en las industrias pesadas y el transporte. La industria prevé que la demanda de GNL alcance entre 630 y 718 millones de toneladas métricas al año en 2040.

    China e India están acondicionando su infraestructura para aumentar la capacidad de importación de GNL. En el caso de China, las tensiones comerciales con Estados Unidos puede limitar su crecimiento por lo que buscará diversificar proveedores. En India, la Agencia Internacional de la Energía prevé una duplicación de la necesidad del país de importar GNL, ya que se espera que la producción nacional crezca mucho más despacio que la demanda.

    Como ya se dijo más arriba, hay dos proyectos firmes en Argentina ubicados en Río Negro para exportar GNL entre 2026 y 2027. Además, hay propuestas en carpeta como la planta modular de TGS en Bahía Blanca o el diseño que está elaborando Tecpetrol. Las reservas de gas no convencional sólo podrán crecer con exportaciones a gran escala en un negocio altamente demandado..

    En diciembre de 2024, Shell confirmó un acuerdo de colaboración con YPF para el desarrollo del proyecto Argentina LNG. Con este paso, Petronas abandonó definitivamente la propuesta y ahora la angloholandesa será fundamental para trasladar su conocimiento sobre el negocio y la tecnología a la Argentina. Además de YPF y Shell, la participación de este proyecto está abierta a otros productores de gas.

    En el caso de Hilli Episeyo, se trata de un buque de licuefacción que contrataron PAE y Golar, una noruega especializada en el sector, al conformar la empresa Southern Energy que tiene la siguiente composición accionaria: PAE (40%), Pampa Energía (20%), YPF (15%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%).

    Ambas iniciativas tienen los ojos puestos en el Golfo San Matías, en la provincia de Río Negro, donde se instalarán estos buques y servirán de puntapié para esta nueva industria que ponga en valor las reservas de gas de Vaca Muerta, segunda fuente de shale gas del mundo.

    De acuerdo al relevamiento de Shell sobre el GNL a nival mundial, para satisfacer la demanda, sobre todo en Asia, en 2030 se dispondrá de más de 170 millones de toneladas de GNL. No obstante, algunos proyectos sufrieron retrasos en los últimos dos años debido a tensiones geopolíticas, obstáculos normativos, escasez de mano de obra y cuellos de botella en la cadena de suministro.

    «El GNL ayuda a los propietarios de embarcaciones a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y a cumplir con las regulaciones ambientales de una manera más rentable en la actualidad», dijo Tom Summers, vicepresidente senior de Marketing y Comercialización de GNL en Shell, a Bloomberg.

    «Por esta razón, la demanda de embarcaciones impulsadas por GNL está ganando impulso, con una proporción creciente de operadores y propietarios globales optando por el GNL como su alternativa de combustible con menor contenido de carbono», argumentó el directivo.

    No todos lo veen de la misma forma. Es que si bien emite menos carbono que los combustibles derivados del petróleo, el GNL sigue siendo un combustible fósil y ha sido criticado por la emisión de metano, un gas de efecto invernadero extremadamente potente.

    «Crees que no tienes fugas de metano, pero cuando tu combustible es 96 % metano, vas a tener fugas», señaló al respecto Andrew Forrest, presidente ejecutivo de Fortescue -empresa que tiene un desarrollo de hidrógeno verde en Río Negro-, citado por Bloomberg. «Y ya las has tenido, porque la concentración de metano en la atmósfera se ha duplicado y duplicado y duplicado a lo largo de las décadas», añadió.

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  • De qué se trata Tulum, el proyecto de hidrógeno turquesa de Tecpetrol

    De qué se trata Tulum, el proyecto de hidrógeno turquesa de Tecpetrol

    El hidrógeno como materia prima industrial es una oportunidad de 200 millones de toneladas si se logra consolidar una tecnología capaz de ofrecer H2 limpio in situ, a escala y eficiente sin la necesidad de lidiar con el CO2 o la incompatibilidad de los requisitos de infraestructura de H2 verde, explican desde Tulum Energy, la startup que Tecpetrol acaba de lanzar.

    Con el aporte de TechEnergy Ventures, el fondo de inversión de Tecpetrol que busca invertir en tecnologías disruptivas que aceleren la descarbonización del Grupo Techint, Tulum es pionera en la tecnología de pirólisis de metano, reutilizando maquinaria comercial existente, y su solución apunta a aplicaciones industriales que requieren grandes volúmenes de hidrógeno a precios competitivos.

    El proyecto acaba de ser presentado en el marco del CeraWeek que se desarrolla en Huston, Estados Unidos, con la exposición de Massimiliano Pieri, cofundador y CEO de Tulum Energy, y el CIO (Chief Investiment Officer) de TechEnergy Ventures, Alejandro Solé, quienes hablaron juntos en el panel «Turquoise Hydrogen Venture Build».

    La tecnología se desarrollará durante los próximos dos años en una planta piloto en Pesquería, México, en las instalaciones de Ternium, otra empresa del Grupo Techint.

    En esa sesión exploraron cómo el hidrógeno turquesa está emergiendo como “una solución escalable, eficiente y rentable para satisfacer la demanda industrial de hidrógeno”, y profundizaron en los principales desafíos, como la absorción de carbono, la eficiencia energética y la integración de la infraestructura, que deben superarse para que la pirólisis de metano se convierta en una piedra angular de la transición hacia una economía baja en carbono.

    Pieri explicó que gracias al innovador enfoque en la pirólisis de metano, Tulum Energy está reutilizando tecnologías siderúrgicas para conquistar una nueva frontera en la producción de hidrógeno limpio más eficiente, lo que también podría impulsar significativamente los esfuerzos de descarbonización de la industria siderúrgica.

    Este desarrollo se da ante una economía del hidrógeno que se encuentra en una encrucijada, donde tanto el hidrógeno azul como el verde se enfrentan a grandes desafíos. El hidrógeno azul, producido mediante reformado de metano con vapor (SMR) con captura de carbono, emite grandes cantidades de COâ‚‚ que deben secuestrarse y almacenarse de forma segura, un problema que se agrava por la escasez de lugares de almacenamiento adecuados y los altos costos de compresión y transporte.   

    En tanto, el hidrógeno verde, a menudo considerado la alternativa ideal, sigue siendo demasiado caro y complejo para la producción industrial a gran escala. Los electrolizadores son costosos, consumen mucha agua y energía, y requieren grandes cantidades de electricidad renovable para ser verdaderamente ecológicos.

    “La pirólisis de metano, o hidrógeno turquesa, supera estos obstáculos”, asegura Pieri, al explicar que en lugar de producir CO2 en estado gaseoso, extrae el carbono en estado sólido, eliminando la necesidad de captura y almacenamiento de carbono. “Mejor aún -explica-, este carbono sólido, que puede adoptar diversas formas y morfologías, incluido el negro de humo, tiene un potencial de ingresos muy atractivo gracias a su aplicación en industrias como la impresión, las baterías, el caucho e incluso materiales de construcción como el asfalto”.

    “No solo estamos produciendo hidrógeno más eficiente. Estamos creando un coproducto valioso que transforma la ecuación económica», explicó al señalar que el resultado es una fuente de hidrógeno eficiente y rentable que se integra a la perfección en la infraestructura existente.

    En esencia, la pirólisis del metano es un proceso químico sencillo: el CHâ‚„ (metano) se descompone en gas hidrógeno (H2) y carbono sólido (C). Sin embargo, el problema radica en que requiere temperaturas extremas, a menudo superiores a los 1000 °C, para romper los enlaces entre el carbono y el hidrógeno, un proceso denominado craqueo.

    Tulum Energy ha ideado una solución que utiliza un reactor de plasma impulsado por arco eléctrico, una tecnología que reutiliza el sistema de fabricación de acero existente para craquear eficientemente el metano en sus elementos centrales sin liberar CO2. “En lugar de afrontar el reto de almacenar el COâ‚‚ como gas liberado durante los procesos tradicionales, aquí nos ocupamos del carbono sólido, que es mucho más fácil de gestionar, almacenar y transportar, y puede monetizarse”, reseñó el experto.

    TechEnergy es el Corporate Venture Capital de la División de Transición Energética de Tecpetrol, que invierte globalmente en empresas tecnológicas, desde sus etapas iniciales hasta su crecimiento, y respaldamos nuestras inversiones con capacidades de escalamiento cruciales.

    Como tal cerró 2024 con una primera inversión en la empresa tecnológica de extracción directa de litio (DLE), Lithios, una prometedora startup que está desarrollando una innovadora plataforma electroquímica para producir litio sostenible y de bajo costo a partir de recursos sin explotar, experiencia que se lleva adelante en la planta piloto del Salar de Olacapato, en la provincia de Salta.

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  • Neuquén: la producción de shale impulsó un nuevo crecimiento en la recaudación de regalías

    Neuquén: la producción de shale impulsó un nuevo crecimiento en la recaudación de regalías

    En febrero de 2025, la provincia de Neuquén alcanzó un récord histórico en la recaudación de regalías, impulsada por el aumento en la producción de shale oil y gas.

    Este crecimiento significativo permitió que el Tesoro Provincial alcanzara los $ 362.304 millones, lo que representa un incremento del 2% intermensual y la segunda mayor recaudación mensual en dólares de los últimos 17 meses.

    De acuerdo con el informe sobre Economía Oil & Gas de Ariel Kogan y Asociados, las regalías fueron el principal motor detrás del aumento de la recaudación, ya que compensaron la disminución de otros recursos, como los provenientes de impuestos provinciales y transferencias nacionales.

    En conjunto, las regalías hidrocarburíferas crecieron un 15% en relación al mes anterior, alcanzando los $ 168.045 millones. Este resultado fue impulsado especialmente por las regalías del petróleo, que crecieron un 13,5%, y las del gas, que aumentaron un 20,6%. A su vez, las regalías gasíferas registraron un incremento notable del 20.6% con relación al mes anterior.

    Con un dólar que cotizó a $ 1.044,25 en febrero, la recaudación del Tesoro Provincial alcanzó un total equivalente a U$S 346,9 millones, superando los U$S 285,6 millones de noviembre de 2023, cuando el dólar estaba a $ 358.

    El dato clave es que en Neuquén las regalías representaron el 46,4% del total de ingresos del mes, seguida por los impuestos provinciales (33,7%) y las transferencias nacionales (19,9%).

    El incremento de las regalías se da un contexto donde la producción hidrocarburífera en la provincia registró una leve baja en el mes de enero, pero todavía continúa en niveles históricos, y con un aumento de la brecha entre la producción de Vaca Muerta y la de hidrocarburos convencionales.

    A pesar de las caídas en la recaudación de impuestos provinciales, como el ingreso de impuestos sobre Ingresos Brutos e Inmobiliario, el informe destaca que la buena performance de las regalías anticipa una recuperación en la recaudación de estos impuestos para el mes siguiente, particularmente en aquellos vinculados con la actividad hidrocarburífera.

    Por otro lado, el análisis indica que las transferencias nacionales experimentaron una caída intermensual del 6,5%, con una pérdida de $ 5.564 millones en comparación con enero. Si bien las transferencias no automáticas crecieron un 10,1%, no lograron compensar la disminución de la coparticipación federal.

    «Este panorama refleja una vez más el papel crucial que juega el sector hidrocarburífera en la economía de Neuquén, que continúa siendo una de las principales fuentes de ingresos de la provincia gracias a la producción de shale», resume el estudio.

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  • Según la AIE, la demanda de combustibles derivados del petróleo en China llegó a una meseta

    Según la AIE, la demanda de combustibles derivados del petróleo en China llegó a una meseta

    A medida que la economía china se desplaza de un modelo basado en la manufactura hacia uno más orientado a los servicios, la demanda de combustibles derivados del petróleo, como la gasolina, el diésel y el combustible para aviones, viene experimentando  una disminución notable en 2024.

    Con un consumo combinado de casi 8,1 millones de barriles por día (mb/d), los niveles de demanda fueron un 2,5 % inferiores a los de 2021 y apenas superiores a los de 2019, un indicio claro de que la demanda de combustibles derivados del petróleo en China ha llegado a su punto máximo.

    «Este estancamiento en la demanda no es casual. A medida que el país implementa políticas centradas en la sostenibilidad y la transición energética, la adopción de vehículos eléctricos ha comenzado a impactar directamente el consumo de combustibles fósiles», explica la Agencia Internacional de Energía en su último informe.

    En 2024, los vehículos eléctricos representaron aproximadamente la mitad de las ventas de automóviles en China, lo que redujo la demanda de combustible en un 3,5 %. Además, el uso de gas natural comprimido (GNC) en el transporte de mercancías desplazó otro 2%, lo que señala una diversificación en las fuentes de energía.

    El cambio estructural en la economía de China ha sido clave en esta disminución. El sector de la construcción, históricamente uno de los mayores consumidores de diésel, ha experimentado una caída significativa, mientras que el consumo de combustible asociado a la movilidad personal, como la gasolina, también ha sido más moderado.

    A pesar de estos cambios, la demanda de materias primas petroquímicas ha aumentado casi un 5 % en 2024, impulsada por la expansión de nuevas plantas en el país.

    Desde 2009, el país ha incentivado la compra de vehículos eléctricos y, en 2024, introdujo una política de intercambio que continuará impulsando las ventas.

    Aunque el consumo de petróleo en China continúa aumentando en áreas como la petroquímica, que utiliza petróleo para la producción de plásticos y fibras, la desaceleración del consumo de combustibles fósiles podría ser una tendencia a largo plazo.

    Las proyecciones sugieren que la demanda total de petróleo podría alcanzar un punto de inflexión a partir de 2025, con una estabilización de la demanda de combustibles derivados del petróleo hacia finales de esta década.

    Para la AIE este fenómeno de estancamiento en el consumo de combustibles derivados del petróleo en China es poco común para un país en desarrollo que aún registra un crecimiento del PIB.

    Sin embargo, aclara que las transformaciones económicas y tecnológicas, sumadas a la adopción masiva de vehículos eléctricos y el impulso de energías más limpias, parecen haber marcado un punto de inflexión en la demanda de petróleo en el gigante asiático.

    Mientras que el consumo de materias petroquímicas sigue en auge, el futuro de los combustibles fósiles en China parece cada vez más limitado.

     

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  • Daniel González en CERAWeek: «La única manera de aprovechar el gas de Vaca Muerta es con el GNL»

    Daniel González en CERAWeek: «La única manera de aprovechar el gas de Vaca Muerta es con el GNL»

    El secretario coordinador de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, destacó que las exportaciones de petróleo y de gas natural licuado (GNL) alcancen los 30.000 millones de dólares anuales hacia 2030 y, en paralelo, habrá un crecimiento de las exportaciones de la minería metalífera y de litio.

    En su exposición en CERAWeek, el foro sobre energía más importante que se realiza por estos días en Houston, subrayó el potencial del cobre y el litio, y afirmó que en siete años las exportaciones mineras podrían dar un salto de escala que transforme el perfil económico del país.

    «La única manera de aprovechar el gas de Vaca Muerta es con el GNL. Hay un segundo proyecto de que está muy cerca de cerrarse. Vamos a ver más de eso. Argentina va a exportar GNL de acá a dos años y es difícil ver el techo», expresó el funcionario nacional.

    La industria del Oil & Gas en Argentina tiene proyectado que las exportaciones de petróleo lleguen a los 16.000 dólares anuales con la ampliación de los oleoductos y la puesta en marcha el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS); además de otros 15.000 millones de dólares por los despachos de gas natural licuado (GNL).

    «A fines de 2027, Argentina va a empezar a exportar GNL y eso va a ser el inicio, con 6 millones de toneladas métricas anuales (MTPA), pero me cuesta mucho poder dimensionar cuál va a ser el techo de esto», manifestó González. No obtante, adelantó que un segundo buque para la exportación de GNL llegará en 2028, lo que fortalecerá el posicionamiento de Vaca Muerta en el mercado global.

    En relación con la competitividad, criticó los sobrecostos en los servicios para el sector petrolero: «Son un 60% más caros, a veces el doble que en Estados Unidos. Nos falta competencia y lo tenemos que resolver».

    En relación a la minería, González destacó la importancia de proyectos de cobre y litio con su potencial exportador. «Hoy exportamos 4.000 millones de dólares en minería, casi la nada, pero esperamos que en siete años esa cifra llegue a 30.000 millones de dólares anuales», indicó.

    Además, González abordó cuestiones económicas del país como la eliminación del cepo cambiario este año -una señal que vienen esperando los inversores petroleros y mineros- y el impacto de los subsidios en el sector energético.

    «Vamos a ser muy cuidadosos de no afectar al sector más vulnerable», aseguró sobre ese último punto, aunque planteó la necesidad de revisar el padrón de beneficiarios de las ayudas económicas que otorga el gobierno a los usuarios de los servicios de gas y electricidad.

    Finalmente, celebró el rumbo de la economía y el desempeño del sector exportador: «Después de cinco meses, la economía volvió a crecer. Todos los sectores de exportación están creciendo mucho, y energía y minería son los mayores contribuyentes. El petróleo y el litio, más específicamente».

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  • Por qué la reforma del Mercado Eléctrico Mayorista abre un nuevo escenario para el sector

    Por qué la reforma del Mercado Eléctrico Mayorista abre un nuevo escenario para el sector

    La Secretaría de Energía dió un paso decisivo en la reconfiguración del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) mediante la Resolución N° 21/2025, que establece un marco regulatorio renovado con el objetivo de desregular parcialmente el sector energético. 

    Este cambio busca promover la inversión en la generación y transporte de gas natural, sin afectar significativamente los costos de abastecimiento del sistema eléctrico.

    El análisis que realiza la consultora Economía & Energía (E&E) revela que el nuevo esquema introduce tres bloques diferenciados en el MEM: Mercado Prioritario, Mercado a Término (MAT) y Mercado Spot. Cada uno tiene sus características específicas para responder a las necesidades y particularidades de la demanda eléctrica.

    El Mercado Prioritario abarca la demanda de usuarios residenciales y comerciales, abastecidos por contratos vigentes con CAMMESA, generadores térmicos y renovables, así como generación hidroeléctrica y nuclear.

    El Mercado a Término (MAT) está orientado a grandes usuarios, incluidos los que actualmente son abastecidos por distribuidoras. Este segmento se nutrirá principalmente de los contratos de Energías Renovables y de nuevos proyectos térmicos, hidroeléctricos y renovables que se integren al sistema.

    Y finalmente el Mercado Spot es un espacio destinado a equilibrar excedentes o faltantes de energía entre los mercados anteriores, donde los generadores térmicos que gestionen su propio combustible operarán bajo remuneraciones basadas en los costos marginales.

    Un aspecto clave del nuevo esquema del MEM es la descentralización de la gestión de combustibles, hasta ahora mayormente centralizada bajo la órbita de CAMMESA.

    En el nuevo esquema, los generadores sin contrato de abastecimiento con CAMMESA podrán realizar su propia gestión del combustible. A la vez, se modificó el criterio de despacho determinando en los hechos que CAMMESA tome sólo el 75% de los volúmenes contractualizados en el marco del Plan Gas.Ar.

    «En 2024, la oferta total en el Mercado Prioritario representó el 74% de la demanda, alcanzando los 104,0 TWh, mientras que el MAT llegó a los 36,2 TWh. La segmentación de los mercados refleja la necesidad de una estructura más flexible y dinámica para afrontar la creciente demanda eléctrica en el país» detalla la consultora que dirige Nicolás Arceo.

    Respecto de los precios, explica que se mantendrán las estructuras actuales en el Mercado Prioritario y en el MAT, donde los grandes usuarios podrán elegir entre ambos mercados, lo que contribuirá a mantener precios relativamente similares.

    «La Secretaría de Energía jugará un papel central en la fijación de tarifas, utilizando los costos marginales como base en el Mercado Spot, mientras que los precios del MAT estarán sujetos al libre juego de la oferta y la demanda», señala el informe.

    Y aclara que «la reforma busca asegurar que, pese a la desregulación parcial, no se registren cambios drásticos en los costos para los consumidores, mientras fomenta la competitividad y la incorporación de nuevas fuentes de generación energética en el país.

    Este movimiento se complementa con las políticas impulsadas por el gobierno en términos de seguridad energética y sustentabilidad. Sin embargo, aún faltan definirse algunos coeficientes clave para completar el panorama de esta reconfiguración del MEM, lo que podría tener un impacto en los precios finales.

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