El fracking de Vaca Muerta dio un gran salto en febrero y llegó a un número histórico

Nada menos que 1978 etapas de fractura en pozos horizontales con objetivo Vaca Muerta. Esa fue la cifra del sector en los yacimientos ubicados en Neuquén, rompiendo la anterior marca del mes pasado y un salto de 217 etapas de un periodo a otro gracias a que se puso en actividad un nuevo set de fractura.

El dato surge del informe de la Fundación Contactos Energéticos, que elabora Luciano Fucello, y dio cuenta de que ocho operadoras de Vaca Muerta estuvieron fracturando pozos horizontales, el paso previo a la puesta en producción. A continuación, un ranking de las firmas que más etapas de fractura realizaron en el mes.

1° – YPF | 709 etapas
La petrolera controlada por el Estado argentino lideró la actividad con 709 fracturas, operando con cuatro de los 11 sets disponibles en la región, la mayoría de Halliburton pero también sumó el servicio de SLB. Su despliegue estuvo enfocado en áreas como La Amarga Chica, donde en febrero amplió su capacidad de procesamiento.

2° – Vista | 337 etapas
La firma fundada por Miguel Galuccio registró un fuerte crecimiento y se posicionó en el segundo puesto, con 337 fracturas durante el segundo mes del 2025. Vista trabajó con dos sets de fractura -uno de SLB y otro que fue un acuerdo para que SLB use equipamiento de Calfrac- reafirmando su estrategia de expansión en el shale oil.

3° – Pampa Energía | 182 etapas
El grupo que dirige el empresario Marcelo Mindlin ocupó el tercer puesto con una particularidad: su mayor actividad no estuvo en el gas, su negocio principal, sino en la extracción de petróleo. Este es otro dato que hace coincidir a la industria en apuntar más al shale oil y esperar novedades de infraestructura en el gas con una baja durante el este cierre del verano.

4° – Tecpetrol | 141 etapas
La petrolera del Grupo Techint se enfocó en el gas no convencional, en particular en su yacimiento insignia Fortín de Piedra, y totalizó 141 fracturas en sus pozos, manteniendo su apuesta en el segmento energético clave para el abastecimiento nacional. Además, está trabajando en su proyecto de shale oil en Los Toldos II Este con inversiones en Los Bastos y Puesto Parada, tal como informó Mejor Energía.

5° – Shell | 128 etapas
La empresa angloholandesa continuó con su desarrollo en Vaca Muerta y sumó 128 fracturas en febrero, manteniendo una actividad sostenida en la cuenca. La compañía solicitó ese número de etapas a Halliburton para seguir con el desarrollo de Cruz de Lorena, uno de sus proncipales activos.

6° – TotalEnergies | 96 etapas
La multinacional francesa realizó 96 fracturas, con un claro enfoque en la producción de gas para reforzar la oferta energética. Su yacimiento más importante es Aguada Pichana Este (APE), uno de los grandes productores de gas no convencional en Vaca Muerta.

7° – Pluspetrol | 58 etapas
La compañía argentina también destinó su actividad a nuevos pozos de gas, con 58 fracturas en el mes. Esta empresa viene dando noticias que cambian el tablero en Vaca Muerta: después de comprarle los yacimientos a ExxonMobil en la zona norte de la provincia, se aseguró los equipos de fractura de Weatherford.

8° – Chevron | 16 etapas
La petrolera estadounidense cerró la campaña que tenía en marcha en su bloque de Vaca Muerta, con un total de 16 fracturas en febrero.

Como se dijo, el récord de febrero anticipa un fuerte impulso en la producción de petróleo en los próximos meses por las nuevas obras que se pondrán en marcha para distribuir crudo en el país y, especialmente, exportar tanto por el Atlántico como la consolidación de los envíos a Chile.

En contraste con la leve baja que se observó en enero debido a la menor actividad del segundo semestre del año pasado. No se prevé un crecimiento significativo en el corto plazo, especialmente por el declino del gas convencional y la ausencia de un aumento en las fracturas destinadas a este segmento.

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05/03/2025

Arcadium Lithium aumenta su producción en Argentina y se prepara para ser parte de Río Tinto

Arcadium Lithium presentó los resultados de 2024 con récord de producción en Argentina. En un comunicado la empresa minera anunció que tuvo un 2024 exitoso, con un crecimiento del 20% en su producción combinada de litio en Argentina, alcanzando un récord de 44.115 toneladas de carbonato de litio y 4.541 toneladas de cloruro de litio.

Esto incluye operaciones en Fénix (Catamarca) y Olaroz (Jujuy), dos de sus principales proyectos en el país. Entre los logros clave de la compañía se destacan:

Incremento de la producción: Un aumento interanual del 20% en la producción combinada de carbonato de litio y cloruro de litio.
Expansión de Fénix: Finalización de la puesta en marcha de la expansión Fénix 1A, alcanzando una capacidad cercana a las 10.000 toneladas anuales.
Proyectos en marcha: Avances significativos en el proyecto Sal de Vida en Catamarca y preparativos para la posible reanudación de la expansión Fénix 1B.
Olaroz II: Terminación exitosa de la puesta en marcha de Olaroz II en Jujuy, con un ramp-up continuo para alcanzar los 25.000 toneladas anuales.

Además, la compañía se prepara para completar su adquisición por parte de Rio Tinto, lo que se espera que se concrete el 6 de marzo de 2025. Esta compra ampliará su alcance y capacidad global, beneficiando a las operaciones en Argentina y otros países donde tiene presencia.

Se estima que la fusión potenciará el alcance de Arcadium, no solo en Argentina sino también a nivel mundial, permitiéndole acceder a nuevos recursos, tecnología y capacidades operativas que fortalecerán su posición como líder en la industria del litio.

«La combinación con Rio Tinto permitirá que Arcadium Lithium expanda su cartera de activos y su capacidad de producción a escala global. Los proyectos conjuntos en Argentina, Australia, y otros países clave ofrecerán una oportunidad para maximizar la eficiencia operativa y acelerar el crecimiento en el mercado del litio», explican desde la empresa.

Arcadium Lithium no solo tiene una fuerte presencia en Argentina, sino que también está bien posicionada en otros países donde se extrae y procesa litio, como Australia, Canadá, China, Japón, Estados Unidos y el Reino Unido. La compañía ha diversificado su producción de litio para diferentes aplicaciones, incluidas las baterías de vehículos eléctricos y energías renovables.

A pesar del aumento en la producción, el mercado del litio en 2024 enfrentó desafíos significativos, especialmente debido a una caída en los precios del litio. Los precios bajos afectaron a muchas empresas del sector, pero Arcadium logró mantener su liderazgo mediante avances operacionales, la expansión de capacidades y la optimización de sus procesos de producción.

En 2024, la demanda de litio se mantuvo alta, principalmente debido a la expansión de la industria de vehículos eléctricos (VE) y el crecimiento de las energías renovables. A pesar de los precios bajos, el crecimiento a largo plazo del sector sigue siendo prometedor, y las inversiones de Arcadium en expansión y eficiencia le permitirán aprovechar los futuros picos de demanda.

Desde la compañía afirman que la fusión con Rio Tinto también abrirá nuevas oportunidades para acelerar la transición energética y contribuir al desarrollo de tecnologías sostenibles en la producción de litio, crucial para la electrificación del transporte y el uso de energías renovables.

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04/03/2025

Cinco proyectos de cobre tendrían un impacto de u$s 47.000 millones en la próxima década

Cinco grandes proyectos cupríferos de la Argentina podrían comenzar a producir en la próxima década y generar un impacto positivo en la economía argentina con un impacto acumulado en la economía de u$s 47.000 millones para 2040, de acuerdo a un informe de la consultora internacional especializada Cru.

La cartera de proyectos cupríferos potenciales analizados incluye El Pachón, Los Azules, Josemaría, Taca Taca y MARA, que aportarían un promedio de u$s 4.000 millones por año entre 2031 y 2040, un desempeño que la consultora comparó con el préstamo récord de u$s 44.000 millones que recibió Argentina por parte del Fondo Monetario Internacional (FMI) en 2018.

El reporte se da a conocer en coincidencia con las jornadas en que se desarrolla en Canadá la feria internacional PDAC, con una numerosa comitiva argentina que incluye directivos de compañías del sector que operan en el país, funcionarios y mandatarios de las provincias mineras y autoridades nacionales encabezadas por la Secretaria General de la Presidencia, Karina Milei, y el secretario de Minería, Luis Lucero.

El informe privado, en este sentido, destacó que el Regímen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) podría impulsar la competitividad de estos proyectos, lo que resultaría en una tasa impositiva efectiva promedio del 38% en comparación con el 47% en ausencia de esta herramienta sancionada a mediados de 2024.

«Este potencial transformador depende de la estabilidad a largo plazo para atraer inversiones y desarrollar capacidades locales para grandes proyectos de minería de cobre, un desafío que tienen por delante tanto las empresas mineras como los gobiernos», expresó el documento.

Argentina viene ocupando el centro de atención de la minería de cobre, con importantes compañías mineras anunciando inversiones significativas y alentando el progreso en proyectos importantes ubicados en las provincias del noroeste.

La transacción de u$s 4.100 millones entre BHP y Lundin anunciada en 2024 para desarrollar conjuntamente los proyectos Josemaría y Filo del Sol refleja el interés de las principales compañías mineras por invertir en las riquezas cupríferas de Argentina.

La consultora identificó los grandes proyectos de cobre podrían ver la luz a finales de la década, impulsados por proyectos greenfield. Entre estos desarrollos, el más notable es que solo MARA (Minera Agua Rica Alumbrera) de Glencore podría considerarse un proyecto brownfield, aunque se trata de un yacimiento greenfield con capacidad de procesamiento e infraestructura existentes, a diferencia de Chile y Perú, donde las expansiones brownfield dominan la cartera.

Además de BHP y Lundin Mining, otros actores incluyen a Glencore, First Quantum y el desarrollador junior McEwen Mining. En conjunto, la puesta en marcha de las distintas operaciones tendría un impacto económico acumulado en condiciones de sumar unos u$s 47.000 millones de dólares a la economía argentina para 2040. Si bien gran parte del debate se centra en los pagos de impuestos y regalías, en CRU se definió el impacto total en la economía local como el Flujo de Caja del País Anfitrión (HCCF, por sus siglas en inglés).

Esto tiene en cuenta no sólo los impuestos, sino también la parte de los costos operativos (opex) y las inversiones (capex) que quedan en la economía local. Algunos ejemplos de esto son los empleos directos y la fracción de suministros generados dentro de la economía local, y por lo tanto, el HCCF es más representativo del impacto agregado en la economía de una operación minera e incorpora las particularidades de cada activo específico.

Para estos cálculos, se supone que entra en vigor el régimen RIGI promovido por la administración del presidente Javier Milei y aplicable a las grandes inversiones relacionadas con la minería. En virtud del régimen, el impuesto corporativo se fija en el 25% -en contraste con el régimen regular del 35%- y permanece invariable durante 30 años.

La consultora estima que el flujo de caja de Argentina comienza a aumentar en la etapa de construcción de las minas, siendo la participación del gasto de capital HCCF el componente más relevante hasta 2029.

A medida que las minas comienzan la producción, los impuestos y las participaciones del gasto operativo se vuelven más relevantes a partir de 2030 en adelante. En los últimos años del período de pronóstico, el componente de gasto operativo HCCF comienza a tener un mayor impacto, vinculado al aumento de los costos a medida que los primeros años de operación se benefician de mayores grados y menores costos relacionados con el transporte minero.

En resumen, para el período de diez años entre 2031 y 2040, se prevé que la contribución anual promedio a la economía sea de aproximadamente u$s 4.000 millones por año. Los análisis muestran que el componente más significativo son los impuestos, de los cuales el impuesto a las ganancias corporativas representa el 52% del componente impositivo total.

A continuación se encuentran los impuestos a las exportaciones y las regalías, estas últimas particularmente relevantes para los gobiernos provinciales locales, ya que las mismas se recaudan directamente a la provincia y no al gobierno federal.

Para Cru, el flujo de caja de Argentina comienza a aumentar en la etapa de construcción de las minas.

Además, el HCCF no solo considera los impuestos que son una entrada directa de capital al Estado, sino otros dos componentes directos que podrían desencadenar más efectos multiplicadores y vínculos entre sectores de la economía. Esta es una característica de la industria minera intensiva en capital que ha demostrado ser fundamental en la actividad económica de los países ricos en recursos de América del Sur.

La consultora advierte que para las empresas mineras, el país plantea múltiples factores de riesgo específicos de la industria y riesgos a nivel de país (por ejemplo, la incapacidad de repatriar dividendos) que, en conjunto, se traducen en condiciones perjudiciales para los inversores externos. Es en este contexto que se reconoce que el RIGI puede ser un mecanismo eficaz para atraer inversiones y permitir el desarrollo de estos grandes proyectos cupríferos.

El rápido crecimiento de la industria del litio en Argentina en los últimos cinco años es un ejemplo positivo de cómo se pueden desarrollar proyectos mineros greenfield en el país. Sin embargo, las intensidades de capital, infraestructura, mano de obra, servicios y proveedores de bienes –así como la escala general– de las principales minas de cobre son significativamente mayores.

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04/03/2025

Cammesa insistirá con los barcos turcos para aliviar el sistema eléctrico de los próximos veranos

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) acaba de presentar a la Secretaría de Energía un estudio preliminar con la idea de avanzar para el próximo verano con la instalación en el Puerto de Buenos Aires de un buque generador eléctrico que permita aliviar el pico de demanda con un aporte de 500 Mw.

La idea ya había sido analizada, pero luego descartada por su costo, a fines del año pasado y ahora las autoridades técnicas de Cammesa insisten en la necesidad de avanzar en una de las pocas alternativas disponibles de corto plazo para evitar cortes masivos en el verano de 2026 y de 2027, fechas hasta las cuales ninguna obra de generación y transporte importancia podría estar lista.

El informe propone una generación offshore base de 500 Mw a cargo de dos unidades flotantes de la compañía turca Karpowership, la única en el mundo que en estos momentos puede contar con disponibilidad para cerrar un contrato con la Argentina de 24 meses.

Es un modelo conceptualmente similar al buque regasificador que actualmente opera en la terminal de Escobar, al norte bonaerense, que inyecta a la red gas natural a partir de GNL importado para abastecer el requerimiento de las distribuidoras en las semanas de pico invernal.

Para las autoridades de Cammesa si bien el presente verano pasó sin mayores sobresaltos por el auxilio que ofreció el clima -que fue menos cálido de lo esperado y con menos días de permanencia de las olas de calor-, con el sistema al límite y un incremento de la demanda por mayor actividad económica para el año obliga a anticipar las próximas temporadas.

Karpowership es miembro de Karadeniz Energy Group, dedicado al desarrollo de proyectos de energía desde 1996 y es el primer exportador privado de electricidad en Turquía. Hoy, el grupo posee y opera con más de 7000 MW de capacidad instalada a nivel mundial, con la operación de una flota de 40 Powerships, regasificadores y barcos transformadores.

La compañía turca desarrolló un plan similar en Brasil, en la bahía de Sepetiba ubicada al sur de Río de Janeiro, donde desde 2022 opera con 4 Powerships y 1 FSRU (Unidad de Regasificación y Almacenamiento Flotante), generando 560 MW de electricidad.

La energía generada se prevé pueda ser inyectada en volúmenes repartidos a través de las centrales eléctricas de Dock Sud, desde 2023 operada por YPF Luz, y Central Costanera operada por la empresa Central Puerto, en la costa porteña del Río de la Plata, desde donde se inyectaría al nodo crítico de distribución de la región del Área Metropolitana Buenos Aires (Amba).

Ese adicional energético daría respaldo a la demanda pico que registran en verano las distribuidoras Edenor y Edesur, lo que contribuiría no sólo a evitar posibles cortes masivos cuando se alcance el umbral de los 11.000 Mw que en la actualidad colocaría al sistema al borde del colapso, sino también que aliviaría la situación del NEA.

El reporte analiza cinco instalaciones posibles del buque generador que requerirá el abarloado -instalación en paralelo- de un segundo buque regasificador que le permita inyectar gas natural para la generación de energía eléctrica como realiza una central térmica onshore.

La llegada de al menos un buque de Karpowership es la principal alternativa que se encuentra ante la crisis del sistema, junto a la posibilidad de avanzar en un contrato de abastecimiento en firme de energía eléctrica por unos 1.000 Mw provenientes de Brasil, lo cual también es recomendado por la compañía administradora pero resistido por las autoridades económicas.

En este caso, Cammesa insistirá con la necesidad de contar con esa energía adicional sin posibilidad de cortes por eventualidades que pueda ocurrir en el vecino país, aunque será parte de la negociación saber si Brasil estará en condiciones de garantizar ese suministro, una decisión que queda en manos de ANEEL, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica.

Ambas soluciones se plantean ante un escenario que se considera dado por al menos los próximos dos o tres años en los cuales no se prevé la posibilidad de instalar nuevas plantas de generación, para lo cual en los próximos meses se lanzará una nueva licitación por parte del Gobierno nacional, pero que no podrá estar disponible al menos hasta el período 2027/2028.

Si bien en el país se lograron desarrollos de nuevas centrales térmicas en menos de dos años, en este caso la limitación está dada por la falta de disponibilidad de turbinas generadores en el mercado internacional, para lo cual se asegura las grandes marcas tienen una espera de 3 a 4 años por la demanda de muchos mercados que avanzan en la electrificación de sus matrices.

El actual gobierno a mediados del año pasado derogó la adjudicación de los proyectos de Abastecimiento de Confiabilidad de Generación Térmica (TerConf), adjudicada en noviembre de 2023, con inversiones y obras previstas por unos US$ 4.000 millones, con el objetivo de incorporar unos 3.000 Mw para mejorar el suministro eléctrico de 1,3 millones de hogares.

Se asegura que por entonces “se dejó pasar la oportunidad” de avanzar en un fortalecimiento prioritario del sistema cuando aún había disponibilidad de equipos en el mercado.

En cambio, se asegura que en breve se logrará avanzar en la licitación de las obras de transmisión eléctrica clave que conforma el proyecto AMBA I, una obra que demandará la construcción de una nueva Estación Transformadora y más de 500 kilómetros de tendido eléctrico de alta y extra alta tensión, con una inversión de US$ 1.100 millones y que es considerada la mayor de este tipo en la región de los últimos 30 años.

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04/03/2025

IAPG y OLADE firman alianza para impulsar la integración regional y Vaca Muerta

El Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) firmaron un convenio marco de cooperación técnica para promover el desarrollo y la integración energética en la región, con un enfoque especial en la industria de los hidrocarburos.

Este acuerdo busca fomentar la colaboración entre ambos organismos en diversas áreas, incluyendo la investigación, la capacitación, la formulación de políticas energéticas y la promoción de proyectos conjuntos que contribuyan al crecimiento y la sostenibilidad de la industria energética.

La firma del acuerdo tuvo lugar en las oficinas del IAPG en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y contó con la presencia de Ernesto López Anadón, Presidente del IAPG, y Andrés Rebolledo Smitmans, Secretario Ejecutivo de OLADE.

El acuerdo establece una serie de iniciativas que permitirán a ambas instituciones colaborar en el diseño, la estructuración y la ejecución de programas y proyectos energéticos, con un énfasis particular en el desarrollo de los hidrocarburos.

Asimismo, busca fortalecer la cooperación en áreas como la asistencia técnica, el intercambio de información y buenas prácticas, la elaboración de estudios técnicos y la promoción de políticas energéticas en los países miembros de OLADE.

El presidente del IAPG, Ernesto López Anadón, expresó su satisfacción por la firma de este convenio en un momento clave para la industria energética argentina, que atraviesa un periodo de crecimiento impulsado por el potencial de Vaca Muerta.

“Es interesante trabajar con OLADE en momentos en que los hidrocarburos en Argentina están viviendo un momento de crecimiento sin precedentes, con Vaca Muerta contribuyendo más que nunca a nuestra matriz energética nacional y con grandes posibilidades para la región”, afirmó López Anadón.

Este acuerdo, subrayó López Anadón,»también resulta clave para fortalecer la posición de Argentina en el contexto latinoamericano, ya que permitirá compartir experiencias y conocimientos que potenciarán el desarrollo de los recursos energéticos en toda la región».

Por su parte, Andrés Rebolledo Smitmans, Secretario Ejecutivo de OLADE, destacó que la firma de este Memorando de Entendimiento consolida una alianza estratégica que fortalecerá la cooperación energética entre Argentina y otros países latinoamericanos.

“Este acuerdo refleja el compromiso de OLADE con la integración energética regional, permitiéndonos avanzar en estudios técnicos, eventos especializados y acciones conjuntas para abordar los retos del sector energético en América Latina”, señaló Rebolledo Smitmans.

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03/03/2025

Plan Andes: Mendoza prorrogó por 10 años cuatro concesiones petroleras

En el marco del Plan Andes, el Gobierno de Mendoza aprobó la prórroga por 10 años de las concesiones de explotación de hidrocarburos de la Cuenca Cuyana, que abarcan las áreas Barrancas, Vizcacheras, La Ventana y Río Tunuyán.

Esta medida se enmarca dentro de un proceso en el cual el Ministerio de Energía y Ambiente autorizó la cesión de las seis áreas que componen el Cluster Norte del Plan Andes de YPF a la empresa Petróleos Sudamericanos S.A.

La prórroga de las concesiones se produce en un contexto estratégico, con el compromiso de una inversión aproximada de 600 millones de dólares, lo que será clave para el desarrollo hidrocarburífero de Mendoza.

Este acuerdo es un hito fundamental para la provincia, ya que las áreas involucradas representan alrededor del 25% de la producción de hidrocarburos de Mendoza, consolidando la importancia de la Cuenca Cuyana en el mapa energético nacional.

“Hemos culminado con el proceso de cesión de las áreas del Cluster Norte, aprobando la prórroga de aquellas que estaban por vencer. Este proceso valora especialmente los compromisos de inversión asumidos por los adquirentes, dado el impacto que tendrá en la producción y en la economía regional”, expresó la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre.

Latorre destacó que uno de los principales criterios para la selección de la empresa encargada de estas áreas fue su capacidad técnica y experiencia, asegurando que Petróleos Sudamericanos S.A. tiene la estructura necesaria para aumentar la producción.

Este paso marca un punto de inflexión para la industria hidrocarburífera de la provincia. La propuesta de inversión de Petróleos Sudamericanos no solo revitaliza la industria en la Cuenca Cuyana, sino que también pone de manifiesto las oportunidades que aún existen en estos activos maduros.

Estas inversiones permitirán la perforación de nuevos pozos, la reactivación de pozos inactivos, trabajos de workover y mejoras en las instalaciones de superficie, asegurando una explotación más eficiente de los recursos. Además, se contempla la modernización de la infraestructura clave, con mejoras en el transporte y almacenamiento de hidrocarburos, lo que optimizará la producción.

La decisión de prorrogar estas concesiones busca consolidar un marco de estabilidad y previsibilidad para la industria, lo cual es esencial para atraer inversiones a largo plazo.

En este sentido, la provincia implementó una reducción de regalías del 7%, una medida estratégica que busca atraer capital privado a sectores clave. Esta política de incentivos busca fomentar la actividad hidrocarburífera en campos convencionales, generando un impacto significativo en la economía de la región y asegurando el desarrollo sostenido del sector.

Por otro lado, las prórrogas fueron otorgadas bajo un esquema que exige al concesionario cumplir con estrictos estándares medioambientales, realizar auditorías periódicas, llevar a cabo planes de saneamiento de pasivos y garantizar el cumplimiento de las inversiones comprometidas.

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03/03/2025

Por la ola de calor, la demanda eléctrica creció un 4%

Durante el mes de enero de 2025, Argentina experimentó un incremento significativo en la demanda de energía eléctrica, impulsado por las altas temperaturas que superaron los niveles históricos.

Según los datos de la Fundación para el Desarrollo Eléctrico (Fundelec), el consumo alcanzó los 13.606,2 GWh, lo que representa un aumento del 4% en comparación con enero del año anterior, consolidándose como el segundo mayor consumo de la historia, solo detrás de marzo de 2023, cuando se registraron 13.996,3 GWh.

Este aumento en la demanda estuvo acompañado de un nuevo récord de potencia máxima en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI). El 10 de febrero de 2025, se alcanzaron los 30.257 MW, superando la marca previa de 29.653 MW registrada el 1 de febrero de 2024. La temperatura en el área metropolitana de Buenos Aires (GBA) ese día llegó a los 37.9°C, lo que contribuyó significativamente al pico de demanda.

El aumento en la demanda no solo afectó a los hogares, sino también a los sectores comerciales e industriales. Las distribuidoras de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA) y el Gran Buenos Aires (GBA) experimentaron un crecimiento del 3,2% en enero de 2025.

A nivel nacional, la demanda residencial creció un 4,2%, representando la mitad del consumo total del país. En tanto, la demanda comercial aumentó un 6,2%, y la industrial subió un 0,5%.

El análisis de los últimos doce meses muestra una mezcla de subas y bajas en el consumo. De los últimos doce meses (incluido enero de 2025), se registraron cinco meses de baja (con caídas de hasta el 14,6% en marzo de 2024) y siete meses de crecimiento, destacando un 7,9% de aumento en febrero de 2024. En términos interanuales, el consumo aumentó un 0,3% en el año móvil.

A nivel regional, 22 provincias y/o empresas mostraron aumentos en el consumo. Entre las de mayor crecimiento se encuentran Corrientes (15%), Entre Ríos (10%), y Córdoba (9%). Por otro lado, cinco provincias reportaron descensos en la demanda, destacándose San Juan con un -7%.

Las regiones más afectadas por el aumento de la demanda fueron el Litoral (Entre Ríos y Santa Fe, con un 8,4% de aumento), y el NEA (Chaco, Formosa, Corrientes y Misiones, con un 9,6%). Las áreas de Cuyo (San Juan y Mendoza) registraron una caída en el consumo del -3,4%.

En términos de generación eléctrica, la energía térmica sigue siendo la principal fuente para satisfacer la demanda, con un aporte del 59,11%. Le siguen las centrales hidroeléctricas con 17,17%, las centrales nucleares con 6,21%, y las energías las energías renovables (fotovoltaica y eólica) que contribuyeron con un 15,26% del total

A pesar de la suba de la demanda, señaló Fundelec, la capacidad instalada de generación se mantiene estable, con un total de 43.474 MW, de los cuales 58% corresponde a fuentes térmicas y 38% a fuentes renovables. Sin embargo, la generación hidráulica sufrió una caída del 35% en comparación con enero de 2024.

De cara al futuro, el desafío estará en la capacidad del sistema de generar y distribuir energía suficiente para satisfacer las demandas, que podrían seguir creciendo debido a las altas temperaturas y a la tendencia creciente en el consumo de electricidad.

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03/03/2025

Figueroa destacó la inversión en infraestructura y el rol de la obra pública

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, abrió el 54º período de sesiones ordinarias de la Legislatura de la provincia. En su discurso, hizo hincapié en la política de transparencia de su gestión, la eliminación de gastos innecesarios y la necesidad de priorizar la inversión en infraestructura.

Figueroa destacó que uno de los pilares de su gestión es la infraestructura, un área en la que se ha invertido significativamente a pesar de las restricciones financieras. «Estamos convencidos de que el Estado debe estar presente y que la obra pública es fundamental», subrayó el gobernador. En este sentido, señaló que pocas provincias de Argentina cuentan con la cantidad de obras públicas que tiene Neuquén.

El gobernador también se comprometió a seguir invirtiendo en este sector durante su mandato. Para este año, adelantó que la provincia destinará 1.000 millones de dólares en obras, lo que representa el 18% del presupuesto, un porcentaje récord.

«Ya tenemos 100 obras finalizadas y 156 en ejecución, y para este año tenemos 412 obras en marcha. En total, en los próximos dos años, ejecutaremos 885 obras prioritarias», detalló.

Un tema central del discurso fue la eliminación de gastos innecesarios y el esfuerzo por ordenar el Estado. Figueroa resaltó que su gobierno ha sido inflexible en la lucha contra la corrupción, recordando que desde el inicio de su mandato impulsó el proyecto para eliminar las jubilaciones de privilegio y exigió a los funcionarios la presentación de sus declaraciones juradas.

«Hemos recibido casi 3.000 declaraciones, el triple de lo que se presentó desde 1991», señaló, y advirtió que aquellos funcionarios que no presenten sus declaraciones antes del 25 de marzo quedarán afuera del gobierno.

En cuanto a la política de reducción de gastos, mencionó que su gestión ha despedido «ñoquis» y reducido en un 87% la planta política externa. Además, se revisaron los contratos de la obra pública, se eliminaron los alquileres de camionetas, los sobreprecios y los intermediarios en los planes sociales.

El gobernador también abordó la difícil situación económica heredada al inicio de su mandato, señalando que la provincia presentaba un déficit presupuestario, social y de infraestructura superior a los 4.000 millones de dólares.

Además, destacó que durante los próximos cuatro años, Neuquén tendrá que afrontar pagos de deuda por más de 1.270 millones de dólares. Sin embargo, Figueroa aseguró que su gobierno ha tomado medidas para reducir el gasto, logrando un ahorro de 1.000 millones de dólares, lo que permitió mantener los pagos de la deuda, realizar obras y garantizar el pago de salarios.

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03/03/2025

Un grupo energético retoma las importaciones de gasoil premium para demanda minorista e industrial

El grupo Kalpa retomó luego de cinco años la importación de combustibles premium para abastecer la demanda local a través de distintos canales de comercialización, y como parte de la expansión de sus operaciones a países de la región.

La operación que lleva adelanta el grupo de capitales nacionales se da en el marco de un acuerdo con firmas internacionales que le permitió la descarga de la primera carga de Gas Oil Grado 3 (EURO), procedente de Estados Unidos, explicó a Mejor Energía Bernabé Mayor, Gerente de Downstream de Kalpa.

La Argentina es deficitaria de este tipo de combustibles cuya diferencia principal con el Grado 2 es el menor contenido de azufre, y que por norma tiene que tener menos de 10 partes por millón de azufre, lo que resulta menos contaminante para el ambiente y facilita la vida útil de los motores.

Este es el primer paso del acuerdo que firmó Kalpa para sus empresas RefiPampa, la refinería ubicada en 25 de Mayo, La Pampa; Fox Energía Pura, la otra refinería que el grupo tiene en Senillosa, Neuquén; y Voy con Energía, la red de estaciones de servicio que ya cuenta con casi 60 bocas en todo el país.

A través de esos canales, el grupo busca abastecer a la demanda minorista que volvió a crecer luego de un declino muy fuerte de 2024, y posicionarse en la provisión de la industria del Oil & Gas desde Neuquén, acompañar el desarrollo del sector minero con presencia en Tucumán como nodo logístico, Salta, Jujuy, Catamarca y San Juan, además de proveer al transporte de carga, las empresas de colectivos y la maquinaria para el agro.

Mayor señaló que a partir del crecimiento del mercado y de las mejores condiciones normativas y disponibilidad de divisas para la importación, la empresa prevé la compra de un buque de combustible cada dos meses, tanto para la comercialización local como en Paraguay, donde destina parte de la carga con una asociación comercial en ese país.

Kalpa realizaba esta operatoria de importación directa de manera regular hasta 2019, pero tras la pandemia y las dificultades que atravesó la economía con la consecuente restricción de divisas, desde entonces pasó a depender de su producción y de la compra a los tres grandes operadores que concentraron las operaciones de comercio exterior por volúmenes y capacidad financiera.

El vocero del grupo también explicó que “hoy con el crecimiento en el mercado retail y en venta a grandes clientes tiene sentido retomar la importación directa, sin restricciones financieras ni normativas, y a un costo menor que se puede trasladar al cliente final ganando en competitividad”.

Tras un 2024 recesivo que afectó de manera directa la comercialización de combustibles, el ajuste de la demanda de 1,8 millones de m3 de productos premium bajó a 600.000 m3, lo que se reflejó en la fuerte caída de las importaciones y el mismo nivel de producción de las refinerías.

Para este año desde la compañía se espera un comportamiento de la demanda muy vinculada al crecimiento del PBI, estimado en un alza del 4,7%, más un incremento orgánico del sector que permitiría retomar los niveles de 2023.

Sobre el desempeño de Voy, la red de estaciones de servicios que cuenta al inicio de este 2025 con 60 bocas de expendio, Mayor resaltó que “las ventas del grupo no tuvieron relación con el mercado que cayó en todos los segmentos un -5% y en el de estaciones de servicio se retrajo un -9%, a pesar de lo cual Voy creció 22% en sus ventas producto de la ampliación de la refinería que permitió con mayor volumen de combustible disponible y pasar de un share de 0,7% a 1% del mercado”, largamente dominado por cuatro jugadores.

Así, Voy creció en 2024 un 7,7% respecto al año previo y ya en enero de este año registró un salto de los productos premium de un 25,3% en nafta y un 3,7% en diesel Grado 3, a tono con la tendencia reciente del mercado.

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%.

La menor demanda de combustibles premium durante 2024 también contribuyó a una reducción de las importaciones junto al menor requerimiento de gas natural, como de los combustibles líquidos para generación de electricidad.

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03/03/2025

El Gobierno avanza en la licitación para ampliar el Gasoducto Perito Moreno

El gobierno nacional continúa dando pasos firmes en el proceso de ampliación del Gasoducto Perito Moreno (GPM), anteriormente conocido como Gasoducto Néstor Kirchner, con el objetivo de incrementar la capacidad de transporte de gas natural desde Vaca Muerta.

A través de una resolución del Ministerio de Economía, se ha formalizado la delegación del proceso de licitación a la Secretaría de Energía, encabezada por María Tettamanti. La ejecución estará a cargo de Energía Argentina S.A. (Enarsa), que será responsable de llevar adelante el procedimiento licitatorio.

La ampliación del GPM, impulsada por el proyecto privado presentado por Transportadora de Gas del Sur (TGS), busca aumentar la capacidad de transporte de gas en 14 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), con la posibilidad de incluir un volumen adicional de 6 MMm3/d. La inversión total estimada para este proyecto es de aproximadamente 700 millones de dólares.

La Resolución 169, publicada esta semana en el Boletín Oficial, establece que la Secretaría de Energía supervisará el proceso licitatorio y aprobará la adjudicación final.

TGS, la empresa que co-controlan Pampa Energía y la familia Sielecki, presentó la iniciativa en junio del año pasado. El proyecto fue rápidamente declarado de interés público, un paso fundamental que asegura su avance dentro del marco de las políticas energéticas nacionales.

El proceso de licitación permitirá que empresas interesadas compitan por la ejecución de la obra. Enarsa será la encargada de realizar la convocatoria formal, con una licitación que será tanto nacional como internacional. El adjudicatario no solo deberá ejecutar la ampliación, sino también operar y mantener el gasoducto y sus instalaciones complementarias.

La ampliación del Gasoducto Perito Moreno tiene como objetivo optimizar el transporte de gas hacia el nodo Litoral para el invierno de 2026, sustituyendo importaciones de gas natural licuado (GNL) y gasoil por la producción local de Vaca Muerta.

Esta medida será clave para reducir la dependencia de fuentes externas de energía, a la vez que se potenciará el uso de los recursos nacionales.

El proyecto de ampliación se llevará a cabo en dos tramos con marcos regulatorios diferentes. El primer tramo, que abarca el recorrido Tratayén – Salliqueló, contará con una inversión de 500 millones de dólares y estará regulado por la Ley de Hidrocarburos.

Incluirá tres nuevas plantas compresoras para asegurar el transporte de gas. El segundo tramo, que forma parte del sistema regulado por TGS, requerirá una inversión de 200 millones de dólares.

Este tramo incluirá la construcción de 20 kilómetros de cañerías adicionales y una planta de compresión en el Gasoducto Neuba II, permitiendo que el gas llegue al Gran Buenos Aires y al Litoral.

Para Vaca Muerta este proyecto es crucial para el desarrollo de la infraestructura energética de Argentina y para asegurar el abastecimiento de gas natural, un recurso fundamental para la generación de energía eléctrica, industrias y hogares.

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28/02/2025

Autor: Mejor Energía