Autor: Mejor Energía

  • Suben los biocombustibles y se suma otro factor alcista para naftas y gasoil

    Suben los biocombustibles y se suma otro factor alcista para naftas y gasoil

    El comienzo de 2026 llega con nuevos aumentos que vuelven a tensionar el precio de los combustibles. El Gobierno oficializó un incremento del 1,3% en los valores de los biocombustibles que se mezclan de manera obligatoria con la nafta y el gasoil, una decisión que se suma a la reciente actualización parcial de los impuestos nacionales y eleva la presión sobre los surtidores.

    La medida fue dispuesta por la Secretaría de Energía mediante resoluciones publicadas en el Boletín Oficial y alcanza tanto al bioetanol —utilizado en el corte de las naftas— como al biodiesel, que se mezcla con el gasoil.

    Aunque el ajuste es moderado en términos porcentuales, su impacto se amplifica por el esquema de mezclas obligatorias y por el contexto impositivo vigente.

    Desde enero, el precio del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar se fijó en $976,45 por litro, mientras que el producido a partir de maíz quedó en $894,94 por litro. En ambos casos, el incremento fue del 1,3%.

    Para el biodiesel, el valor destinado a la mezcla obligatoria con gasoil pasó a $1.797.881 por tonelada, también con una suba del 1,3% respecto del mes anterior.

    Estos valores inciden directamente en el costo de producción de los combustibles líquidos. Según la normativa vigente, las naftas deben contener un 12% de bioetanol, repartido entre caña y maíz, mientras que el gasoil incorpora un 7,5% de biodiesel.

    Cada ajuste en estos insumos renovables eleva la estructura de costos de las refinadoras y termina trasladándose, total o parcialmente, al precio final.

    El aumento de los biocombustibles se da, además, en paralelo a la entrada en vigencia de una nueva actualización parcial de los impuestos a los combustibles líquidos y al dióxido de carbono, que rige desde el 1° de enero de 2026.

    La suba fue establecida por decreto y forma parte del esquema de recomposición gradual que el Gobierno viene aplicando para evitar un salto brusco en los precios.

    En el caso de la nafta, el impuesto a los combustibles líquidos aumentó $17,29 por litro, mientras que el gravamen al dióxido de carbono sumó otros $1,06 por litro. Para el gasoil, el incremento fue de $14,39 por litro por el impuesto a los combustibles líquidos y de $1,64 por litro por el tributo al carbono, con un tratamiento diferencial para las provincias patagónicas y algunas zonas específicas del país.

    Si bien el Ejecutivo volvió a postergar parte de la actualización total prevista por la evolución del IPC, el impacto combinado de impuestos y biocombustibles elevó nuevamente el piso de costos del sector.

    En ese contexto, las petroleras deben definir cómo absorber o trasladar estos mayores costos, en un mercado donde los precios ya vienen acumulando varios ajustes consecutivos.

    Así, el arranque de 2026 encuentra a los combustibles bajo una presión creciente, con múltiples factores empujando al alza. Biocombustibles más caros, impuestos en aumento y una estructura de costos más exigente configuran un escenario en el que la nafta y el gasoil vuelven a ubicarse en el centro de la agenda económica y del bolsillo de los consumidores.

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  • Con Vaca Muerta como motor, la balanza comercial energética creció 43% interanual

    Con Vaca Muerta como motor, la balanza comercial energética creció 43% interanual

    La balanza comercial energética de la Argentina mostró una notable mejora en 2025, consolidándose como uno de los principales motores del superávit externo del país.

    En los primeros 11 meses del 2025, el superávit energético alcanzó los 6.911 millones de dólares, lo que representa un incremento interanual del 43% respecto del mismo período de 2024.

    Este resultado- según publicó el último reporte de la consultora Economía & Energía-  se explicó por una combinación de fuerte crecimiento de las exportaciones energéticas y una significativa reducción de las importaciones, en un contexto de mayor producción local y cambios en los precios internacionales.

    De hecho, en el mes de noviembre de 2025, el superávit comercial energético fue de 858 millones de dólares. Las exportaciones de combustibles y energía aumentaron un 53% interanual, mientras que las importaciones sólo crecieron un 13%, consolidando un resultado positivo para el sector.

    Este desempeño fue clave para el comercio exterior total del país. En noviembre, la balanza comercial argentina registró un superávit de 2.498 millones de dólares, un 96% superior al de igual mes de 2024. Las exportaciones totales crecieron un 24% interanual, mientras que las importaciones aumentaron apenas un 7%.

    El crecimiento de las exportaciones en noviembre se explicó principalmente por un aumento del 87% en los productos primarios, favorecido por la eliminación transitoria de las retenciones; y una expansión del 53% en las exportaciones de combustibles y energía, consolidando el rol estratégico del sector energético.

    Según el informe, en el acumulado de enero a noviembre de 2025, las exportaciones totales crecieron un 10%, mientras que las importaciones aumentaron un 27%, lo que dio como resultado un superávit comercial total de 9.357 millones de dólares. Sin embargo, este saldo fue 46% inferior al registrado en el mismo período de 2024, reflejando un mayor dinamismo de las compras externas.

    El superávit comercial energético explicó casi tres cuartas partes del superávit comercial total del país en los primeros 11 meses de 2025. Sin el aporte del sector energético, el resultado externo argentino habría sido considerablemente más débil.

    En ese período las exportaciones de combustibles y energía crecieron un 16% interanual, y las importaciones energéticas se redujeron un 19%, profundizando el saldo positivo.

    Dentro del complejo energético, el comportamiento fue heterogéneo:

    • El petróleo crudo fue el principal motor, con un crecimiento del 25% en las exportaciones, impulsado por un aumento del 45% en las cantidades exportadas.
    • En gas natural, naftas y bunker, si bien se registraron incrementos en los volúmenes exportados (+20%, +7% y +3%, respectivamente), estos no alcanzaron para compensar la caída de los precios internacionales, limitando el crecimiento en valores.

    En comparación con 2024, en 2025 se mostró una mejora sustancial en la balanza comercial energética, tanto por mayores exportaciones como por una menor dependencia de importaciones. Este desempeño- según esgrimen desde E&E- permitió amortiguar la caída del superávit comercial total, afectado por el fuerte aumento de las importaciones en otros rubros.

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  • Subsidios al gas caerían 44% en 2026 con nuevo esquema tarifario

    Subsidios al gas caerían 44% en 2026 con nuevo esquema tarifario

    La Resolución 484/2025 de la Secretaría de Energía abrió un proceso de consulta pública para avanzar en la modificación del esquema de subsidios energéticos, a través del nuevo programa de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).

    Esta iniciativa unifica los anteriores programas bajo un único registro (RESEF), reemplazando al sistema RASE vigente, e incorpora por primera vez a las garrafas de Gas Licuado de Petróleo (GLP).

    El esquema anterior, basado en una segmentación tarifaria de tres niveles según ingresos, se reemplaza por un criterio binario: solo serán beneficiarios los hogares con ingresos menores o iguales a tres Canastas Básicas Totales (CBT) del INDEC.

    Los usuarios con bonificación recibirán bloques de consumo subsidiados, mientras que el consumo que exceda estos bloques se cobrará al precio pleno, igual que para los usuarios no bonificados.

    En el caso de la energía eléctrica, la bonificación se aplicará como un descuento sobre el precio estacional para un bloque de consumo mensual.

    A diferencia del esquema anterior, los bloques serán variables a lo largo del año, implicando una reducción del bloque subsidiado anual del 32% para usuarios de ingresos bajos y del 5% para ingresos medios. Para mitigar el impacto de la transición, se aplicará una bonificación adicional del 25% durante el primer año, que irá disminuyendo progresivamente hasta diciembre.

    Bajo este esquema, los subsidios eléctricos se reducirían un 15%, alcanzando una cobertura de la demanda estacional residencial y comercial de 72%, superior al 67% registrado en 2025.

    En cuanto al gas natural, el precio del Plan Gas (PIST) se fijará en 3,79 USD/MMBTU, por debajo del costo promedio de abastecimiento (4,2 USD/MMBTU). Durante 2026, los bloques de consumo base se mantendrán según el esquema anterior, pero a partir de 2027 solo se subsidiarán los meses de invierno (mayo a septiembre).

    Los usuarios de ingresos medios y bajos recibirán un subsidio del 50% sobre el precio del gas durante esos meses, con una bonificación adicional de hasta 25%, decreciente a lo largo del año.

    Como consecuencia de estas medidas, las tarifas medias de gas natural subirían un 23% respecto de 2025, afectando más a los usuarios de ingresos bajos, quienes abonarán una mayor proporción del precio del PIST.

    En este marco, se proyecta una reducción de los subsidios de gas natural en torno al 44%, alcanzando un nivel de cobertura del 83% sobre el costo de abastecimiento.

    El nuevo esquema tarifario 2026 busca equilibrar sostenibilidad fiscal y focalización social, concentrando los subsidios en los hogares que realmente los necesitan y estableciendo un sendero gradual de reducción de beneficios, tanto en electricidad como en gas, para evitar impactos abruptos en los usuarios.

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  • PAE y Continental Resources se asocian para acelerar el desarrollo de cuatro bloques en Vaca Muerta

    PAE y Continental Resources se asocian para acelerar el desarrollo de cuatro bloques en Vaca Muerta

    Pan American Energy (PAE) y Continental Resources anunciaron un acuerdo estratégico para acelerar el desarrollo de cuatro áreas de shale oil en Vaca Muerta, una de las formaciones no convencionales más relevantes a nivel global. La operación contempla la adquisición por parte de Continental del 20% de la participación de PAE en los bloques Coirón Amargo Sureste, Bandurria Centro y Aguada Cánepa, en la provincia del Neuquén, y Loma Guadalosa, en Río Negro.

    PAE continuará como operador y socio mayoritario en todas las áreas incluidas en el acuerdo, cuyo cierre está sujeto a la aprobación de las transferencias de participaciones por parte de las autoridades provinciales de Neuquén y Río Negro.

    Con décadas de trayectoria en el desarrollo de recursos no convencionales en Estados Unidos, Continental Resources llega a la Argentina con un perfil técnico consolidado. La compañía proyecta para 2025 una producción diaria cercana a los 500.000 barriles de petróleo equivalente y cuenta con más de 5.200 pozos operados, respaldados por una estrategia centrada en la innovación tecnológica, la eficiencia operativa y la disciplina financiera. A nivel internacional, aplica el mismo enfoque de largo plazo en oportunidades como Vaca Muerta.

    Marcos Bulgheroni, Group CEO de Pan American Energy, destacó que “esta relación estratégica con una de las principales compañías independientes de petróleo y gas de Estados Unidos busca acelerar el desarrollo de las cuatro áreas en ambas provincias. Como socio no operador, Continental nos aportará su know-how en derisqueo, desarrollo y eficiencia de operaciones con el objetivo de poner en valor los enormes recursos no convencionales que tiene nuestro país”.

    Por su parte, Doug Lawler, presidente y CEO de Continental Resources, afirmó: “Vaca Muerta es una de las formaciones de shale más atractivas del mundo y estamos entusiasmados de continuar invirtiendo en Argentina y consolidar la posición de Continental a través de este acuerdo con Pan American Energy”.

    La empresa, pionera en el shale de Estados Unidos, acaba de formarlizar su llegada a Neuquén, con una conceción en Los Toldos II Oeste.

    Además, subrayó que PAE “es un operador altamente capacitado con una profunda experiencia en la cuenca”, y remarcó el interés mutuo por compartir conocimientos técnicos.

    PAE lleva más de 50 años invirtiendo en Neuquén y es uno de los protagonistas del desarrollo no convencional en la cuenca. Actualmente produce 12 millones de m³ diarios de gas y 40.000 barriles de petróleo por día, lo que equivale a cerca de 100.000 barriles de petróleo equivalente diarios (BOED). En la provincia opera siete áreas, seis de ellas en etapa de desarrollo, y participa como socio no operador en otras dos.

    En Río Negro, PAE opera Loma Guadalosa, la primera concesión de explotación no convencional otorgada por esa provincia, un antecedente relevante para la expansión del shale fuera del núcleo neuquino.

    Continental Resources, el mayor productor privado de petróleo y gas natural del mundo, posee una posición dominante en cuencas clave de Estados Unidos como Bakken, Anadarko, Powder River y Permian. En el plano internacional, participa además en un joint venture en Turquía y continúa consolidando su presencia en Vaca Muerta, que se perfila como uno de los pilares de su estrategia fuera de Norteamérica.

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  • La minería siguió rompiendo récords de exportaciones por más de US$ 5.400 millones

    La minería siguió rompiendo récords de exportaciones por más de US$ 5.400 millones

    Las exportaciones de minerales de noviembre totalizaron US$ 519 millones, acumulando un total de US$ 5.406 millones durante los primeros 11 meses de 2025 y superando en un 16% los niveles de exportaciones mineras de todo 2024, cuando aún resta por contabilizar los resultados de diciembre, de acuerdo con el último informe de la Secretaría de Energía.

    Dados estos montos, las exportaciones de productos mineros significaron el 7,6% de las exportaciones totales del país en noviembre y el 6,9% en el acumulado de los primeros 11 meses del año que acaba de cerrar. Esto es equivalente a una caída interanual del 0,2% en noviembre y un incremento interanual del 30,7% en el acumulado anual.

    Además, el acumulado de 2025 se sitúa un 56,6% por encima del nivel promedio de 2010–2024 para estos meses. Con estos datos, las exportaciones mineras del período enero-noviembre son récord histórico para el país, superando el nivel de 2011 (US$ 4.489 millones) para el acumulado de los primeros 11 meses del año.

    Del total exportado durante noviembre, US$ 434 millones correspondieron a minerales metalíferos, lo que representó un aumento interanual del 2,0% respecto al mismo mes de 2024. Esta clase de productos representó el 83,6% de las exportaciones mineras totales del mes, destacándose la participación del oro con US$ 365 millones (70% del total exportado) y la plata con US$ 58 millones (11% del total).

    De los restantes US$ 10 millones (2% del total exportado), fueron explicados por otros minerales metalíferos (principalmente plomo). En noviembre, el valor de las exportaciones de oro presentó un incremento interanual del 12,5% (US$ 41 millones más que en 2024), explicado por una suba de los precios internacionales y también por un aumento del 30% en los volúmenes exportados.

    Las exportaciones de plata en el mes analizado cayeron un 36,9% interanual (US$ 34 millones menos que en 2024), explicado por una disminución del 48% en los volúmenes exportados. En el acumulado de los primeros 11 meses del año, los minerales metalíferos sumaron exportaciones por US$ 4.458 millones.

    Esto implica un incremento interanual del 30,6%, donde el oro aportó US$ 3.700 millones (68% del total exportado), la plata US$ 675 millones (12%) y el resto de los minerales metalíferos US$ 83 millones (2%). Esto permitió que este rubro represente el 82,5% de las exportaciones mineras totales.

    De esta manera, en los primeros 11 meses de 2025, el oro muestra un crecimiento interanual del 34,4% en los montos exportados, mientras que la plata creció un 13,5% interanual.

    En el caso del litio, en noviembre se exportaron US$ 74 millones, lo que implicó una caída interanual del 8% en los montos exportados. En ese mes, el litio ocupó la segunda posición entre los minerales más exportados, manteniéndose respecto al mes anterior, y explicó el 14,3% de las exportaciones mineras totales.

    Esta caída interanual del valor exportado se explicó por una disminución del 9% en los volúmenes exportados y también por una baja en los precios internacionales. No obstante, en los primeros 11 meses de 2025, las exportaciones de litio alcanzaron los US$ 783 millones, con un crecimiento interanual del 37,1%, representando el 14,5% de las exportaciones mineras totales y marcando la mejor performance histórica para los primeros 11 meses de un año. En cuanto a las cantidades exportadas, se registró un incremento del 58,2% interanual.

    El resto de los productos mineros alcanzó los US$ 11 millones exportados en noviembre, lo que representa una disminución interanual del 20,9%. De ese total, US$ 8,3 millones correspondieron a minerales no metalíferos, destacándose boratos, ácido ortobórico y bentonita. Además, se exportaron US$ 2,6 millones de rocas de aplicación, donde las cales explicaron el 32% del rubro. En el acumulado de los primeros 11 meses de 2025, este segmento alcanzó US$ 165 millones, con un crecimiento interanual del 8,8%.

    Suiza, Estados Unidos, China y Canadá explicaron en noviembre el 78% (US$ 403 millones) de los destinos de las exportaciones mineras, mientras que en el acumulado del año este porcentaje alcanzó el 76% (US$ 4.098 millones).

    Las exportaciones mineras hacia estos cuatro países estuvieron explicadas mayoritariamente por los minerales metalíferos, que representaron el 84% de las ventas mineras tanto en noviembre como en el acumulado de los primeros 11 meses. A su vez, estos destinos explicaron el 77% de las exportaciones metalíferas totales del período. El 23% restante tuvo como destino principalmente a India, Corea del Sur, Alemania, Bélgica y Brasil.

    En el caso del litio, las exportaciones también se encuentran altamente concentradas. China y Estados Unidos representaron el 88% de las exportaciones de litio en noviembre y el 84% en el acumulado de los primeros 11 meses de 2025.

    Se destaca que Estados Unidos disminuyó su participación en las exportaciones de litio en un 22% interanual, mientras que Alemania incrementó su participación en un 39% durante el mismo período.

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  • Fracturas en Vaca Muerta: diciembre cerró con 1.791 etapas, por debajo del promedio anual y lejos del pico de mayo

    Fracturas en Vaca Muerta: diciembre cerró con 1.791 etapas, por debajo del promedio anual y lejos del pico de mayo

    Diciembre de 2025 cerró con 1.791 etapas de fractura en Vaca Muerta, un registro que sintetiza un final de año sin aceleración: estuvo por debajo del promedio mensual del 2025 y lejos de los meses de mayor intensidad operativa, tal como se preveía. Con todo, la actividad implicó un desempeño histórico si se toman los 12 meses acumulados. La cifra se desprende del relevamiento mensual que elabora NCS Multistage a partir del informe de Luciano Fucello, utilizado como termómetro del ritmo de completación de pozos no convencionales. Con

    El reparto por operadora fue el siguiente: YPF encabezó diciembre con 778 etapas (43% del total), seguida por Vista con 260 (15%) y Tecpetrol con 201 (11%). Detrás se ubicaron Pampa Energía (158), Chevron (124), Pluspetrol (124), Phoenix (87) y PAE (59), para completar las 1.791 etapas del mes.

    En la comparación con el resto del año, el cierre de diciembre quedó por debajo del promedio de 2025, que fue de 1.982 etapas por mes (sobre un total anual de 23.784). También se ubicó por debajo de los picos: el máximo del año fue mayo, con 2.588, y el segundo mejor registro fue abril, con 2.214. En el segundo semestre, los meses con mayor actividad fueron agosto (2.163) y octubre (2.020).

    Diez años de fracturas en Vaca Muerta y el pico del 2025.

     

    Tal como se viene informando, las principales operadoras con bloques no convencionales esperan un repunte de actividad sobre el segundo semestre del próximo año, en la antesala de la inaguración del VMOS (el oleoducto exportador en construcción entre Añelo y Sierra Grande, en Río Negro)

    En el otro extremo, el piso del año se registró en enero (1.761), mientras que noviembre (1.762) fue señalado como un mes “flojo” en el cierre del calendario. Así, diciembre quedó cerca del piso, apenas por encima de esos mínimos, y confirmó un último bimestre de actividad contenida respecto de los mejores meses de 2025.

    Las etapas de fractura funcionan como un indicador directo de la actividad de completación: a más etapas, mayor volumen de pozos terminados o puestos en condiciones de producir, y por lo tanto mayor “arrastre” potencial de producción para los meses siguientes. En ese marco, el número de diciembre sugiere un cierre de año con foco en sostener continuidad, pero sin el empuje que se vio en el primer semestre, cuando se concentraron los récords mensuales, y en algunos tramos del tercer trimestre.

    El balance anual igualmente fue expansivo: 2025 terminó con 23.784 etapas, un 34% más que en 2024 (casi 6.000 etapas adicionales), un crecimiento que consolida la industrialización del shale en la Cuenca Neuquina, que busca posicionarse como polo exportador en el Cono Sur y el mercado mundial, en este último caso con el gas natural licuado (GNL) como clave de la próxima década.

     

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  • El Gobierno redefine los subsidios a la energía y concentra la ayuda en los hogares de menores ingresos

    El Gobierno redefine los subsidios a la energía y concentra la ayuda en los hogares de menores ingresos

    El Gobierno nacional avanzó en una reconfiguración integral del esquema de subsidios energéticos con la puesta en marcha del Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), una herramienta que busca concentrar la asistencia estatal en los hogares de menores ingresos y simplificar la administración de los beneficios.

    La medida fue oficializada mediante el decreto 943/2025 y marca el fin del sistema de segmentación por niveles que rigió en los últimos años.

    A partir de esta nueva normativa, desaparece la clasificación de usuarios en tres niveles de ingresos y se establece una única categoría de beneficiarios residenciales que recibirán apoyo del Estado.

    El nuevo enfoque distingue, de manera más directa, entre quienes necesitan asistencia para afrontar el costo de la energía y quienes deberán pagar la tarifa plena, sin subsidios.

    El acceso al régimen estará determinado por el nivel de ingresos del hogar. Podrán ser beneficiarios aquellos cuyos ingresos totales no superen el equivalente a tres Canastas Básicas Totales para un hogar tipo, según los valores que publica el Indec.

    El sistema se gestionará a través de un nuevo registro, el ReSEF, que reemplaza al anterior RASE. Los usuarios que ya estaban inscriptos no deberán realizar un nuevo trámite, ya que sus datos serán migrados automáticamente, con posibilidad de actualización digital.

    En materia de consumo, el régimen fija límites claros a la energía subsidiada. En el caso de la electricidad, se establecieron bloques mensuales con bonificación parcial: 300 kWh durante los meses de mayor demanda y 150 kWh en el resto del año. Sobre esos volúmenes, el Estado cubrirá el 50% del costo, mientras que el consumo excedente se pagará a precio pleno.

    Para el gas natural, se mantienen los criterios regionales que contemplan las diferencias climáticas y estacionales. Los hogares subsidiados recibirán bonificaciones únicamente hasta los volúmenes máximos establecidos, y no se aplicarán descuentos sobre consumos adicionales. El esquema también se extiende al gas propano distribuido por redes, bajo las mismas reglas.

    En el caso de los usuarios que dependen de garrafas, el nuevo régimen prevé transferencias directas del subsidio a través de billeteras virtuales. El beneficio cubrirá el equivalente a media garrafa mensual durante todo el año, con un refuerzo adicional en los meses de invierno, con el objetivo de asegurar el acceso al gas en los hogares sin conexión a la red.

    La implementación del SEF será gradual. Durante el primer tramo se aplicará una bonificación extraordinaria que elevará transitoriamente el nivel de subsidio, para luego reducirse de forma progresiva y evitar aumentos bruscos en las facturas. En paralelo, el Gobierno avanzará en la convergencia de los precios mayoristas de la electricidad y el gas hacia valores de referencia definidos por la Secretaría de Energía.

    El nuevo régimen también incluye a entidades de bien público, clubes de barrio y organizaciones sin fines de lucro, que podrán acceder a los beneficios bajo criterios específicos. La Secretaría de Energía será la autoridad encargada de aplicar el esquema, revisar parámetros, actualizar bases de datos y coordinar su implementación con otros organismos del Estado.

    Con esta reforma, el Ejecutivo busca ordenar el sistema de subsidios, reducir distorsiones y focalizar el gasto público en los sectores que presentan mayores niveles de vulnerabilidad energética.

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  • Neuquén redujo su deuda un 36% impulsada por el crecimiento hidrocarburífero

    Neuquén redujo su deuda un 36% impulsada por el crecimiento hidrocarburífero

    El crecimiento sostenido de Vaca Muerta empezó a traducirse en números concretos para las finanzas de Neuquén. En apenas dos años, la provincia logró reducir su deuda en un 36%, una baja equivalente a 447 millones de dólares, apalancada en el aumento de regalías, una mayor autonomía fiscal y una política de ordenamiento del gasto.

    Durante este período, la gestión provincial canceló compromisos por 619 millones de dólares, que incluyeron intereses, amortización de capital y otros costos asociados.

    Según datos de la gobernación de Neuquén, el resultado fue una caída significativa del stock de deuda, que a noviembre de 2025 se ubicó en 816 millones de dólares, uno de los niveles más bajos de los últimos años en relación con los ingresos corrientes.

    El impulso de la actividad no convencional fue clave. La expansión de Vaca Muerta elevó la participación de los recursos propios por encima del 80% de los ingresos provinciales, reduciendo la dependencia de transferencias nacionales en un contexto de recorte generalizado.

    Ese cambio estructural fortaleció la caja provincial y permitió sostener el superávit, incluso en un escenario de caída del precio internacional del petróleo.

    El orden fiscal también tuvo impacto en el acceso al crédito. La agencia FIX SCR mantuvo la calificación de largo plazo de Neuquén en “BBB+(arg)”, destacando la administración de los gastos, la posición de liquidez y el bajo riesgo de refinanciación. Según el informe, la deuda total representa hoy apenas el 18,3% de los ingresos corrientes anualizados.

    Lejos de frenar la obra pública, la provincia combinó el desendeudamiento con mayores niveles de inversión. Más de 1.100 millones de dólares se destinaron a infraestructura y amortización, con prioridad en rutas, escuelas, salud y seguridad.

    Las inversiones superaron el 10% de los ingresos totales, en contraste con el parate nacional.

    El nuevo escenario financiero permitió además renegociar contratos, reactivar licitaciones estratégicas y coordinar proyectos con municipios y comisiones de fomento, a través de los Pactos de Gobernanza. La lógica fue clara: usar el efecto Vaca Muerta no solo para pagar deuda, sino para generar un círculo de obras, empleo y reinversión en el territorio.

    Así, el boom energético comenzó a reflejarse más allá de los yacimientos, consolidando un proceso de desendeudamiento que redefine el margen de maniobra de la provincia y su proyección económica a mediano plazo.

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  • La demanda eléctrica cayó 3,2% y marcó el nivel más bajo para noviembre desde 2021

    La demanda eléctrica cayó 3,2% y marcó el nivel más bajo para noviembre desde 2021

    La demanda de energía eléctrica en la Argentina registró en noviembre una caída interanual del 3,2% y totalizó 10.712,3 GWh a nivel nacional, convirtiéndose en el consumo más bajo para ese mes desde 2021.

    Según datos de Fundelec, el retroceso se explicó, principalmente, por temperaturas promedio inferiores a las del mismo período del año anterior y por una desaceleración del consumo en todos los segmentos de la economía.

    Con este resultado, el acumulado de los primeros once meses del año presenta una contracción del 0,4% en comparación con igual período de 2024. No obstante, en la medición intermensual se observó un leve incremento del 1,2% respecto de octubre, cuando la demanda había alcanzado los 10.585,1 GWh.

    En el Área Metropolitana de Buenos Aires, las distribuidoras de Capital Federal y Gran Buenos Aires —que concentran cerca del 30% del consumo del país— registraron en conjunto una baja del 3,9%. De acuerdo con los datos de CAMMESA, Edenor mostró un descenso interanual del 3%, mientras que Edesur presentó una caída más marcada, del 4,6%.

    El análisis por tipo de usuario evidencia un comportamiento contractivo generalizado. La demanda residencial, que representó el 43% del total país, cayó un 2,8% interanual. El consumo comercial, con una participación del 28%, fue el más afectado, al registrar una baja del 6,5%. En tanto, la demanda industrial explicó el 29% del consumo total y mostró un retroceso más moderado, del orden del 0,4%.

    A nivel regional, 16 provincias y distribuidoras marcaron descensos, con caídas especialmente pronunciadas en el NEA (-14,8%), el Litoral (-4,7%) y la región Metropolitana (-3,9%).

    También se registraron bajas en Cuyo (-3,5%), Buenos Aires interior (-0,8%) y el Centro del país (-0,7%). En contrapartida, se observaron incrementos en la Patagonia, donde el consumo creció 10,6%, en el Comahue (5,2%) y en el NOA (2,2%).

    En cuanto a la oferta, el reporte de Fundelec indica que la generación térmica continuó siendo la principal fuente utilizada para satisfacer la demanda eléctrica, con un aporte del 45,25% del total.

    Sin embargo, se destacó el ascenso de la generación hidráulica al segundo lugar, con una participación del 25,32% y una variación positiva del 6,4% interanual, desplazando a las fuentes renovables.

    Las energías alternativas —eólica y fotovoltaica— representaron el 21,12% de la generación, mientras que la energía nuclear aportó el 8,15%. Las importaciones tuvieron un peso marginal, del 0,16%.

    En términos de potencia, noviembre no presentó valores extremos, aunque el sistema continúa teniendo como récord histórico el registrado el 10 de febrero de 2025, cuando la demanda alcanzó los 30.257 MW en el SADI, superando la marca previa de febrero de 2024. Ese dato contrasta con el escenario actual de menor consumo y refleja la elevada sensibilidad del sistema eléctrico a las condiciones climáticas.

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  • Del consumo al ahorro: el EPEN empuja un nuevo modelo energético en Neuquén

    Del consumo al ahorro: el EPEN empuja un nuevo modelo energético en Neuquén

    Neuquén avanzó durante 2025 en una agenda energética de largo plazo que combina eficiencia, innovación y desarrollo territorial, con el Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) como uno de los principales articuladores de las políticas públicas del sector.

    En un contexto de crecimiento de la demanda y transformación del sistema eléctrico, la provincia comenzó a sentar las bases de una transición energética ordenada, con foco en la sostenibilidad y el fortalecimiento del entramado productivo local.

    La transición energética implica un cambio profundo en la forma de producir, distribuir y consumir energía. No se trata solo de incorporar fuentes renovables, sino de utilizar la energía de manera más eficiente, reducir pérdidas, modernizar las redes eléctricas y minimizar el impacto ambiental, sin resignar desarrollo económico ni calidad de vida.

    Para Neuquén, este proceso significa anticiparse al futuro, cuidar los recursos y garantizar un suministro confiable y accesible en todo el territorio provincial.

    Uno de los hitos más relevantes del año fue la realización del primer Congreso Neuquino de Transición Energética, organizado junto a la Legislatura provincial —sede del encuentro— y la cooperativa CALF. Allí se firmó el Acta Compromiso hacia 2030, un acuerdo que fija lineamientos comunes para diversificar la matriz energética, modernizar la infraestructura eléctrica, promover la eficiencia energética y fortalecer la coordinación entre el Estado, las empresas y las instituciones.

    En paralelo, el EPEN dio un paso histórico en materia de generación distribuida al habilitar al primer usuario-generador de la provincia, con la instalación del primer medidor bidireccional. Este avance marca el inicio de un modelo energético más descentralizado, en el que hogares, comercios y empresas pueden generar energía renovable para su propio consumo e inyectar los excedentes a la red.

    La generación distribuida es considerada una herramienta estratégica porque reduce pérdidas en el transporte, alivia la demanda del sistema eléctrico, fomenta inversiones privadas en energías limpias y democratiza el acceso a la producción de energía.

    Además, permite que los usuarios se conviertan en actores activos del sistema, acompañando el crecimiento de la demanda sin necesidad de grandes obras de infraestructura.

    Otro eje central de la política energética provincial fue la puesta en marcha del Programa Provincial de Incentivo al Uso Racional y Eficiente de la Energía. La iniciativa introduce el concepto de “subsidios conscientes”, orientados a acompañar a los sectores productivos y agroindustriales más expuestos al costo energético, al tiempo que promueve la eficiencia, desalienta consumos innecesarios y refuerza la sostenibilidad del sistema eléctrico.

    De cara a 2026, el organismo proyecta profundizar este rumbo, con más eficiencia energética, mayor desarrollo de la generación distribuida y políticas públicas que acompañen el crecimiento de la provincia con una mirada integral y de largo plazo.

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