Autor: Mejor Energía

  • Javier Martínez Álvarez: “Recursos naturales más industria son la clave para el desarrollo de una Argentina integrada”

    Javier Martínez Álvarez: “Recursos naturales más industria son la clave para el desarrollo de una Argentina integrada”

    El vicepresidente institucional del Grupo Techint analizó la coyuntura nacional y destacó el rol estratégico del agro, Vaca Muerta y la minería para duplicar las exportaciones por habitante hacia 2030. Reclamó una integración internacional inteligente y un modelo industrial asociado a los recursos naturales.

    La Argentina transita un ciclo de transformaciones que, para Javier Martínez Álvarez, abre la posibilidad de pensar un sendero de desarrollo más sólido. Durante el 24 Seminario ProPymes, la convocatoria que congrega a buena parte de la cadena de valor del Grupo Techint, el vicepresidente institucional del holding sostuvo que el país está en condiciones de proyectar una nueva etapa si consolida la estabilidad macro y aprovecha el potencial de sus sectores productivos más dinámicos.

    “Hay que reconocer el mérito del gobierno para resetear, hacer el primer ajuste de la economía nacional: baja del gasto público, reducción de la inflación, caída de los niveles de pobreza y del riesgo país”, planteó el directivo en la apertura del evento, que cuenta con la cobertura de Mejor Energía. Según afirmó, estos cambios sientan “una base de apoyo donde podemos soñar con una Argentina diferente”.

    Martínez Álvarez identificó tres motores estratégicos capaces de impulsar el crecimiento sostenido: el agro, con su “histórica fuerza y potencia”; la expansión de Vaca Muerta, que consolida su aporte de petróleo y gas; y la minería, a la que definió como “un gran proyecto de crecimiento del país” en la próxima década.

    En su exposición, con todo, comparó el desempeño argentino con países ricos en recursos. “Canadá exporta 7 mil dólares por habitante en recursos naturales; Australia, algo menos de 14 mil. ¿Cuántos tiene Argentina hoy? Algo menos de mil”, precisó. A partir de ese punto, planteó un ejercicio prospectivo: “Hacemos un viaje al futuro, se desarrolla Vaca Muerta, nos llenamos de petróleo, exportamos gas y minería. Le sacamos una foto al 2030 y llegamos de mil a dos mil dólares”.

     

    Más allá del potencial exportador, el directivo remarcó que la clave no reside solo en la disponibilidad de recursos naturales, sino en la capacidad de articular industria, tecnología y cadenas de valor locales. “Argentina requiere de un desarrollo industrial alrededor de los recursos naturales”, afirmó, al enfatizar que esta integración es indispensable para consolidar empleo, competitividad y contenido nacional.

    En ese sentido, destacó que el concepto de Argentina integrada supone tres dimensiones: la vinculación estratégica con el mundo, la inserción del país en cadenas de valor donde pueda escalar capacidades industriales y un desarrollo social inclusivo. “Cómo y con quién nos integraremos es absolutamente clave”, subrayó.

    Martínez Álvarez planteó que el país debe orientar su política productiva hacia un modelo que aprenda de las experiencias de economías avanzadas y que aproveche los ciclos de inversión vinculados al petróleo, el gas, los minerales críticos y el complejo agroindustrial. “Una Argentina integrada como cadena de valor que aprende del desarrollo industrial para el uso de recursos naturales y, finalmente, una Argentina desarrollada socialmente”, resumió.

    De cara a los próximos años, el desafío pasa por garantizar condiciones de estabilidad, reglas previsibles y una estrategia que combine exportaciones, industria y tecnología. En ese marco, el vicepresidente de Techint sostuvo que el país se encuentra ante una oportunidad histórica si logra convertir sus recursos en mayor valor agregado, empleo calificado y una inserción internacional más sólida.

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  • Empleo energético en alza: crece la demanda, pero la falta de personal calificado amenaza el futuro

    Empleo energético en alza: crece la demanda, pero la falta de personal calificado amenaza el futuro

    El empleo en el sector energético mundial volvió a crecer con fuerza durante 2024, impulsado por inversiones récord en infraestructura, según el informe World Energy Employment 2025 presentado por la Agencia Internacional de Energía (IEA).

    El documento advierte, sin embargo, que la falta de trabajadores calificados se está convirtiendo en un obstáculo crítico para sostener ese impulso en los próximos años.

    La IEA detalla que 76 millones de personas trabajaron en energía en 2024, más de cinco millones por encima de los niveles de 2019. En los últimos cinco años, el sector aportó el 2,4% de todos los nuevos empleos generados en la economía global.

    El sector eléctrico encabeza la creación de empleo, con tres cuartos del crecimiento registrado en 2024. Energías como la solar fotovoltaica continúan expandiéndose, mientras que la contratación en nuclear, redes eléctricas y almacenamiento también avanza a gran velocidad. La electrificación de industrias y transporte está dejando su huella: los puestos vinculados a la fabricación de vehículos eléctricos y baterías crecieron en casi 800.000 durante 2024.

    El empleo en combustibles fósiles también mostró resiliencia. La actividad carbonífera repuntó en India, China e Indonesia, llevando los niveles de empleo un 8% por encima de 2019, pese al retroceso en economías avanzadas.

    En petróleo y gas, la mayoría de los trabajos perdidos en 2020 ya se recuperaron, aunque en 2025 se registran nuevos recortes asociados a precios bajos y mayor incertidumbre económica. Con datos preliminares, la IEA estima que el crecimiento del empleo energético se moderará al 1,3% en 2025.

    El informe revela que más del 50% de 700 empresas, sindicatos e instituciones educativas consultadas identifican serios problemas para contratar personal. Estas dificultades ponen en riesgo la expansión de infraestructura energética, elevan los costos y retrasan proyectos clave.

    La energía ha sido uno de los motores más consistentes de creación de empleo en la economía global, incluso en tiempos inciertos”, afirmó el director ejecutivo de la IEA, Fatih Birol. “Pero este impulso no está garantizado. El mundo necesita suficientes trabajadores calificados para construir la infraestructura energética del futuro”.

    Las profesiones técnicas son las más afectadas: electricistas, montadores de tuberías, linieros, operadores de plantas y especialistas nucleares. Desde 2019, estos oficios sumaron 2,5 millones de nuevos empleos y hoy representan más de la mitad de la fuerza laboral energética global, el doble que en el resto de la economía.

    A esto se suma una presión demográfica creciente. En las economías avanzadas, por cada trabajador joven que ingresa al sector hay 2,4 que se acercan a la jubilación. Las áreas nuclear y de redes eléctricas enfrentan las mayores brechas: las salidas superan a los nuevos ingresos por ratios de 1,7 y 1,4 a 1, respectivamente.

    La oferta de nuevos trabajadores calificados no alcanza para cubrir la demanda del sector. Para evitar que la brecha de habilidades continúe ampliándose hacia 2030, la IEA estima que los ingresos de profesionales recién formados deberían aumentar un 40%. Esto requeriría una inversión adicional global de 2.600 millones de dólares anuales, menos del 0,1% del gasto educativo mundial.

    Entre los principales obstáculos para que más personas ingresen a formaciones energéticas se destacan el costo de los estudios, los salarios dejados de percibir y la falta de información sobre programas disponibles.

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  • El Senado mendocino habilita el mayor proyecto de cobre de la provincia y abre una nueva etapa para la minería

    El Senado mendocino habilita el mayor proyecto de cobre de la provincia y abre una nueva etapa para la minería

    Tras más de quince años de idas y vueltas judiciales, tensiones políticas y un prolongado debate público, Mendoza habilitó finalmente la explotación del proyecto PSJ Cobre Mendocino en Uspallata.

    El Senado provincial aprobó la Declaración de Impacto Ambiental con 29 votos a favor, 6 en contra y una abstención, abriendo el camino para que la iniciativa avance hacia la fase de factibilidad.

    La medida implica el inicio formal de un megaproyecto que prevé una inversión de U$S 559 millones, un período de construcción de hasta dos años y la generación de unos 3.900 empleos en la etapa inicial, además de 2.400 puestos directos e indirectos en operación.

    La decisión legislativa supone un giro significativo en la política minera mendocina, tradicionalmente limitada por marcos normativos restrictivos y por una fuerte sensibilidad social vinculada al cuidado del agua.

    El proceso incluyó una audiencia pública que se extendió durante diez días y reunió más de 9.500 aportes, reflejando la centralidad del tema en la agenda provincial. Con la aprobación, la empresa podrá avanzar en la elaboración del plan técnico definitivo, que deberá cumplir con estándares locales e internacionales de sostenibilidad.

    En este contexto, la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) expresó un respaldo contundente. Desde la entidad calificaron la votación como un “hito” que posiciona a Mendoza en una nueva etapa de diversificación productiva.

    Sostienen que el desarrollo del cobre —un mineral clave para la transición energética global— puede convertir a la provincia en un actor relevante dentro de los mercados de minerales críticos, atrayendo inversiones y fortaleciendo el entramado de pymes locales.

    CAEM enfatizó que el avance del proyecto PSJ y de otros emprendimientos exploratorios, como el MDMO II en Malargüe, constituye una señal de previsibilidad regulatoria que favorece la instalación de nuevas iniciativas.

    La cámara también destacó que Mendoza demuestra que “es posible compatibilizar desarrollo económico, cuidado ambiental y bienestar social” siempre que existan reglas claras, procesos participativos y controles rigurosos.

    En ese sentido, celebró que la provincia mantenga un esquema de diálogo con comunidades e instituciones, y remarcó que la minería moderna incorpora tecnologías de control y prácticas de manejo responsable del agua. El proyecto PSJ, según sus impulsores, prevé la recirculación de más del 80% del recurso hídrico, utiliza reactivos biodegradables y emplea relaves espesados para minimizar la huella ambiental.

    Sin embargo, las lecturas no son unánimes. Organizaciones ambientales y referentes sociales reiteraron su preocupación por los riesgos potenciales sobre los acuíferos de Uspallata y el impacto acumulado que podría generar un eventual desarrollo minero más amplio en la zona.

    Mientras avanza hacia un horizonte de al menos 16 años de vida útil, el emprendimiento continuará bajo monitoreo ambiental y social con participación comunitaria, según lo anticipado por la empresa.

    Para CAEM, este esquema es central para demostrar que la minería puede desarrollarse con transparencia y estándares de calidad internacional. Y, a la vez, es un paso clave para que Mendoza —históricamente rezagada en materia minera— pueda integrarse más plenamente al mapa productivo del país.

    Con la votación en el Senado y el respaldo explícito del sector empresarial, la provincia entra en una etapa definitoria: un período en el que el desafío será sostener la confianza pública, garantizar el cumplimiento de los compromisos ambientales y, al mismo tiempo, consolidar las oportunidades económicas que la minería del cobre promete para los próximos cien años.

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  • ¿La Argentina puede llegar a su próxima meta del millón de barriles de petróleo a fines de 2026?

    ¿La Argentina puede llegar a su próxima meta del millón de barriles de petróleo a fines de 2026?

    La trayectoria que recorra el precio internacional del crudo durante el próximo año puede ser el condicionante principal para el nivel de inversiones de la industria de los hidrocarburos y, en consecuencia, de la producción. Pero de mantenerse la tendencia que se viene registrando en lo que va del año, ya hay proyecciones que prevén que la Argentina podría alcanzar la meta del millón de barriles diarios hacia fines de 2026 o comienzos de 2027.

    De acuerdo a un informe de la consultora especializada Economía y Energía (EyE), de mantenerse la tendencia tanto de la producción convencional como de la no convencional, la producción total de petróleo promediaría los 937 kbbl/d en 2026, alcanzando los 987 kbbl/d a finales de ese año, es decir al borde del millón hacia diciembre.

    Acorde a este escenario, la producción de shale oil promediaría los 642 kbbl/d en 2026 y las exportaciones totales de crudo alcanzarían 389.000 barriles diarios por unos US$8.846 millones, a un nivel de precios levemente inferior al actual planteado en torno a los US$62 por barril, aun cuando otros análisis arriesgan que el precio podría oscilar también en los US$55 dólares.

    Esta proyección se da a poco de que la Argentina alcanzara en octubre los 859.500 barriles diarios, superando los 853.000 de 1998. La clave de este crecimiento fue el crudo no convencional, ya que la formación neuquina aportó cerca del 66% del total mensual, con una producción de aproximadamente 567.500 barriles diarios, consolidando una nueva era de la industria.

    En el análisis de EyE se reseña que a lo largo de los últimos años, la producción de petróleo crudo mostró una significativa expansión en un contexto macroeconómico local sumamente ácido, pero en el marco de precios internacionales relativamente elevados. Dicho escenario internacional comenzó a modificarse a finales del año pasado y las proyecciones de fuentes internacionales indican que la prevalencia de bajos precios se mantendría durante el próximo año.

    Si bien los costos de desarrollo de la producción no convencional pueden ser competitivos a los precios actuales, la disminución de los precios internacionales redujo el flujo de caja de las compañías, comprimiendo la posibilidad de sostener la expansión de la inversión sin que ello se traduzca en un aumento sensible en los niveles de endeudamiento.

    Si bien el ordenamiento macroeconómico local podría disminuir los costos de financiamiento, los balances de las principales compañías, así como las perspectivas de un precio deprimido durante el próximo año, seguramente dificultarán la posibilidad de financiar volúmenes incrementales de inversión.

    A su vez, la contracción de los precios internacionales supuso una drástica disminución de los niveles de inversión en la producción convencional, dado su escasa competitividad a nivel internacional, proceso que podría ser mitigado parcialmente a través de las medidas instrumentadas en las últimas semanas de eliminación de retenciones y reducción de regalías.

    En este contexto, el sostenimiento de las tasas de crecimiento de la producción de crudo a lo largo del próximo año requeriría de un nivel de inversión en la producción no convencional más elevado, tanto para mantener su tasa de expansión (34,8% interanual en octubre de 2025), como para compensar un mayor declino de las cuencas convencionales.

    De esta forma, la evolución de la producción de crudo a lo largo de 2026 dependerá de diversos factores, siendo la evolución de los precios internacionales y la capacidad de endeudamiento de las compañías determinantes en los niveles de inversión que se alcancen.

    Pero también hay un factor importante que, si bien se presenta bajo control, fue un condicionante de la actividad no convencional de los últimos años. Se trata de la capacidad de evacuación de las exportaciones desde la Cuenca Neuquina, que este 2025 tuvo un hito importante al completarse las obras de ampliación del sistema de Oleoductos del Valle (Oldelval), con una inversión de US$1.400 millones mediante el proyecto Duplicar+.

    La aceleración de la producción de Vaca Muerta que permitió esa obra provocó que el adicional de capacidad de Oldelval inaugurado hace 9 meses ya esté cubierto en un 85%, y que la compañía prevea que estará a tope hacia abril o mayo del año próximo. Es decir, se abriría allí un gap de unos 8 meses hasta que se pueda contar con el Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).

    Ante este escenario, Oldelval está iniciando nuevas obras para asegurar una mayor disponibilidad y responder a la demanda que seguirá en aumento durante 2026, mediante trabajos en la capacidad de compresión del ducto, lo que permitiría sobrellevar la transición con una oferta al mercado de unos 200.000 barriles diarios adicionales a los 540.000 barriles hoy disponibles.

    El VMOS tiene fecha de inauguración de la primera etapa de 180.000 barriles para el último bimestre de 2026, con lo cual la capacidad del sistema superaría cómodamente el millón de barriles, para luego seguir una progresión incremental con al menos otras dos etapas para llevar el oleoducto a unos 720.000 barriles si la demanda exportadora así lo justifica.

    En los últimos días, se sumó un dato a este escenario con la firma de contratos de la chilena Enap con un conjunto de petroleras nacionales que significará la exportación adicional de unos 70.000 barriles diarios a través del Oleoducto Trasandino (Otasa), que estará así al límite de su capacidad de 110.000 barriles prevista al momento de su puesta en marcha en 1994.

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  • La expansión del gas de Vaca Muerta recorta US$ 628 millones en importaciones de GNL y gas

    La expansión del gas de Vaca Muerta recorta US$ 628 millones en importaciones de GNL y gas

    La evolución del sector energético argentino continúa mostrando señales de un cambio estructural profundo. Impulsado por la expansión sostenida de la producción no convencional, especialmente en Vaca Muerta, el país redujo en US$ 628 millones el costo de las importaciones de gas natural y GNL durante los primeros diez meses de 2025 en comparación con igual período de 2024.

    Este recorte se apoya en el incremento de 21 MMm³/día de capacidad de transporte desde la cuenca neuquina, un factor decisivo para sustituir volúmenes antes abastecidos con compras externas, según señaló el informe de Economía & Energía (E&E).

    La práctica eliminación de las importaciones de gas desde Bolivia —hoy reemplazado casi por completo por gas local— explica buena parte de la caída. A ello se suma la reducción del 16% en las importaciones de gasoil, vinculada a una menor utilización de combustibles líquidos en las usinas térmicas, que ahora operan crecientemente con gas nacional y con un aporte más relevante de fuentes renovables.

    En paralelo, la mayor disponibilidad de gas permitió disminuir también la dependencia del GNL en los meses de mayor demanda. Con la infraestructura recientemente ampliada, el sistema energético evitó compras de emergencia y estabilizó los costos, incluso en un contexto internacional volátil.

    Esta recomposición se produjo mientras las importaciones energéticas consolidan un sendero descendente iniciado en 2023, lo que contribuye al superávit comercial del sector.

    Del lado del petróleo, la producción mantuvo su trayectoria expansiva—con un crecimiento interanual del 34,8% en octubre—y permitió sostener un fuerte incremento exportador.

    Entre enero y octubre, las ventas externas de crudo alcanzaron US$ 5.415 millones, impulsadas por un aumento del 38% en las cantidades que incluso compensó la baja de los precios internacionales. El volumen exportado creció en 69 mil barriles diarios, aportando divisas clave en un año de menor dinamismo económico.

    El superávit energético acumulado entre enero y octubre llegó a US$ 6.067 millones, 40% por encima del registrado en 2024. En octubre, este equilibrio positivo explicó el 89% del superávit total de la balanza comercial. Solo en combustibles y energía, las exportaciones aumentaron en 1.023 millones interanual durante los primeros diez meses, en tanto que las importaciones se redujeron un 20%.

    Aunque la caída internacional de precios limita el flujo de caja de las compañías y desafía la continuidad de los niveles de inversión, el ordenamiento macroeconómico y los incentivos recientes —como la eliminación de retenciones y la reducción de regalías— buscan sostener el dinamismo productivo.

    En el caso del gas, el reporte de E&E prevé estabilidad en los volúmenes gracias a la nueva capacidad de transporte, aun cuando la menor rentabilidad relativa del gas seco podría generar importaciones puntuales en invierno sin alterar de manera sustantiva el saldo comercial.

    Con la futura infraestructura de licuefacción proyectada en el Golfo San Matías y nuevas ampliaciones del sistema troncal de gas, el país se encamina a profundizar este proceso. La combinación de mayor producción, ahorro de importaciones y crecimiento exportador consolida a Vaca Muerta como un pilar estratégico del equilibrio externo argentino.

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  • Continental Resources avanza en Neuquén: reunión con Figueroa tras la compra de un bloque a Pluspetrol

    Continental Resources avanza en Neuquén: reunión con Figueroa tras la compra de un bloque a Pluspetrol

    El desembarco de Continental Resources en la Cuenca Neuquina sumó este martes un nuevo capítulo político y empresarial. El gobernador Rolando Figueroa confirmó que se reunió con integrantes de la compañía estadounidense, que “está evaluando opciones para invertir en nuestra Neuquén”, en un contexto en el que la provincia se propone consolidar un clima de negocios competitivo para el desarrollo de Vaca Muerta.

    La petrolera, uno de los mayores productores independientes de hidrocarburos de Estados Unidos y referente en el desarrollo de recursos no convencionales, acordó a mediados de noviembre la compra del 90% de la participación de Pluspetrol en la concesión Los Toldos II Oeste, un bloque shale ubicado en la ventana de petróleo de Vaca Muerta. El 10% restante seguirá en manos de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), la empresa provincial. La operación, que aún requiere aprobaciones regulatorias, marca el ingreso de un nuevo jugador de peso al upstream argentino.

    En su cuenta de X, Figueroa enmarcó el encuentro en la estrategia de Neuquén de atraer capitales de largo plazo. “Nos reunimos con integrantes de la empresa Continental Resources, que está evaluando opciones para invertir en nuestra Neuquén. Es una compañía con amplia experiencia en la operación de no convencionales y potencial para aportar significativamente al desarrollo de nuestra cuenca”, señaló el mandatario.

    El gobernador también puso el foco en las condiciones que la provincia busca ofrecer a las operadoras. “Neuquén ofrece estabilidad, certidumbre y previsibilidad a quienes deciden invertir. En ese camino, el diálogo es fundamental para generar confianza y afianzar los lazos que necesita nuestra provincia para su desarrollo”, afirmó, alineando el mensaje político con las señales regulatorias que su administración viene impulsando para sostener el flujo de inversiones.

    La llegada de Continental Resources, fundada por el magnate Harold Hamm y protagonista de la expansión del shale en Estados Unidos, se suma a un proceso más amplio de reconfiguración del mapa inversor en Vaca Muerta. En las últimas semanas, el reordenamiento de activos de Pluspetrol abrió la puerta al ingreso de nuevos actores internacionales, como GeoPark y Fluxus, que también concretaron adquisiciones en la cuenca.

    Al mismo tiempo, el gobierno neuquino viene tejiendo una agenda de competitividad que combina promoción de inversiones y alivio fiscal. Figueroa firmó recientemente con la Nación un acuerdo para eliminar las retenciones a la exportación de petróleo convencional, medida que se suma a incentivos tributarios provinciales como la reducción de regalías y la eliminación de Ingresos Brutos sobre la actividad hidrocarburífera. 

    El encuentro con Continental se inscribe, además, en la estrategia internacional que el propio Figueroa viene desplegando desde el inicio de su gestión, con misiones a Estados Unidos para reunirse con empresas e instituciones financieras y promover proyectos de infraestructura vinculados al crecimiento de Vaca Muerta. El gobernador ha insistido en la necesidad de acelerar el desarrollo de la formación, bajo la premisa de que la “ventana” de los hidrocarburos es acotada y requiere planificación y rapidez en la toma de decisiones.

    Hacia adelante, la definición del plan de trabajo de Continental Resources en Los Toldos II Oeste y la eventual evaluación de nuevas áreas serán seguidas de cerca por el mercado, en un contexto en el que Neuquén busca consolidar una nueva ola de inversiones para apuntalar las exportaciones de crudo y gas, y preparar el terreno para los proyectos de GNL y ampliación de infraestructura midstream.

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  • OLACDE impulsa la modernización regulatoria y el diálogo energético regional

    OLACDE impulsa la modernización regulatoria y el diálogo energético regional

    En el marco del Future Energy Summit Southern Cone 2025, realizado en Santiago de Chile, el Secretario Ejecutivo de OLACDE, Andrés Rebolledo, encabezó y moderó dos paneles estratégicos centrados en la construcción de una mirada de futuro para la política energética regional, con especial énfasis en la modernización regulatoria, la integración y la sostenibilidad.

    El organismo anteriormente se llamaba OLADE (Organización Latinoamericana de Energía) y desde diciembre de 2025 su denominación oficial pasó a ser OLACDE — Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía.

    El primer panel, titulado “Prioridades de política pública en materia energética para el futuro Gobierno”, reunió a autoridades, especialistas y representantes del sector privado en un diálogo transversal orientado a proyectar una hoja de ruta moderna y coherente. Rebolledo destacó la necesidad de consolidar “espacios de conversación que permitan articular visiones, anticipar desafíos y alinear la acción pública con los procesos de transformación energética que ya están en marcha en la región”.

    Durante la conversación, los participantes coincidieron en que la región enfrenta un ciclo de reformas ineludibles, especialmente en distribución, transmisión y modelos de generación. Subrayaron la importancia de marcos regulatorios más flexibles, actualizados y adaptados a un escenario donde confluyen nuevas tecnologías, mayor electrificación, desafíos de seguridad de suministro y exigencias de descarbonización.

    Entre los consensos surgidos del panel se destacaron:

    • La urgencia de fortalecer la confianza institucional y la coordinación público–privada.
    • La necesidad de contar con regulaciones simplificadas, modernas y predecibles.
    • La importancia de mejorar la comunicación con la ciudadanía sobre costos e impactos de la transición.
    • La incorporación de políticas de formación y capital humano especializado para acompañar las nuevas demandas tecnológicas y climáticas.

    En el segundo día del encuentro, Rebolledo moderó el panel de apertura “La visión energética de los gobiernos en el Cono Sur”, donde los países de la región presentaron sus principales prioridades y desafíos.

    Allí, OLACDE puso en valor la importancia de entender de primera mano la planificación y regulación energética para promover una toma de decisiones coherente con los objetivos de largo plazo.

    Paraguay expuso la necesidad de diversificar su matriz ante el crecimiento acelerado de la demanda impulsado por nuevas industrias, centrando sus esfuerzos en marcos normativos que fomenten la autogeneración y cogeneración.

    Chile, por su parte, reafirmó sus metas de lograr una matriz más renovable al 2030 y carbono neutral al 2050, destacando la relevancia de la integración regional, la armonización regulatoria, el fortalecimiento de la transmisión y el impulso al hidrógeno verde y la electromovilidad.

    Argentina presentó su proceso de normalización del mercado energético tras años de distorsiones, avanzando hacia un esquema más competitivo basado en generación térmica y renovable, junto con una gestión más eficiente de la demanda para fortalecer la seguridad energética.

    La participación de OLACDE en el Future Energy Summit Southern Cone 2025 reafirma su compromiso con promover el diálogo técnico, impulsar reformas regulatorias modernas y fortalecer la cooperación entre los países de América Latina y el Caribe.

    El organismo destaca que la región cuenta con un potencial energético único, pero que solo podrá desarrollarse plenamente mediante reglas claras, instituciones sólidas y una visión compartida de modernidad, eficiencia y sostenibilidad.

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  • Empujadas por el gasoil, las ventas de combustible al público caen 1,2% interanual en octubre

    Empujadas por el gasoil, las ventas de combustible al público caen 1,2% interanual en octubre

    Las ventas de combustibles al público en octubre de 2025 acumularon 1.446.396 metros cúbicos, según el informe elaborado por la consultora Politikon Chaco. Si bien el total refleja un descenso interanual del 1,2%, el sector exhibió un repunte del 5,1% respecto de septiembre, lo que indica cierto nivel de recomposición luego de meses de volatilidad.

    Sin embargo, el comportamiento de los combustibles fue divergente, ya que las naftas avanzaron mientras el gasoil profundizó su caída, configurando un escenario mixto en la demanda energética del país.

    En cuanto a la composición del mercado, las naftas representaron el 58% del total vendido, mientras que el gasoil aportó el 42% restante. No obstante, el desempeño de cada segmento fue muy diferente.

    Por un lado, las naftas crecieron 1,7% interanual, impulsadas principalmente por la fuerte expansión del segmento premium (+7,0%), al tiempo que la nafta súper mostró estabilidad (0,0%).

    Este comportamiento refleja una tendencia consistente: un mayor consumo entre los sectores con vehículos de mayor gama y una estabilidad en los segmentos masivos.

    Por el contrario, el gasoil registró una caída del 5,0%, afectado sobre todo por el desplome del gasoil común (-11,2%), que no logró ser compensado por el crecimiento del gasoil premium (+6,2%). Este retroceso se asocia a la retracción de sectores productivos clave como la logística, el transporte pesado y la actividad agropecuaria.

    Al analizar el desempeño por empresas, el informe muestra que YPF mantuvo su amplia ventaja con un 55,1% del mercado y un crecimiento interanual del 3,5%, consolidando su predominio en todas las regiones. En contraste, Shell, con 22,3% del total, sufrió una pronunciada caída del 11,6%, ubicándose como la compañía con peor desempeño del mes.

    A su vez, Axion participó con el 12,4% y mostró una leve mejora del 0,7%, mientras que Puma Energy, con 5,5%, retrocedió 5,8%. En el segmento de menor participación, Gulf marcó un avance significativo del 17,5%, seguido por DAPSA (-0,4%) y Refinor, que cerró con la caída más marcada del grupo (-15,8%).

    El análisis subnacional evidencia un panorama claramente contractivo. Solo seis de las 24 jurisdicciones registraron subas interanuales: Neuquén (+4,5%), Buenos Aires (+3,9%), San Juan (+3,5%), Santiago del Estero (+1,8%), San Luis (+1,7%) y Río Negro (+0,6%). Estas excepciones contrastan con las 18 provincias que mostraron descensos, entre las que Misiones y Corrientes registraron bajas de dos dígitos.

    En cuanto a la preferencia por tipo de combustible, la nafta predominó en 22 de 24 provincias, con un récord en la Ciudad de Buenos Aires (77,8%). Solo Mendoza y La Pampa presentaron una mayor participación del gasoil, reflejando su matriz productiva particular.

    Al profundizar en el desglose por tipo de producto, surge nuevamente una fuerte segmentación. En el caso de las naftas, 14 provincias mostraron alzas interanuales, lideradas por Buenos Aires (+5,9%), Neuquén (+4,4%) y San Juan (+2,9%). Sin embargo, la nafta súper solo creció en seis provincias, mientras que la premium lo hizo en veinte, con Jujuy a la cabeza (+17,5%).

    Por otro lado, el gasoil exhibió un panorama más restrictivo: únicamente siete distritos reportaron incrementos, siendo los principales Neuquén (+4,7%), San Juan (+4,3%) y Formosa (+4,1%).

    En sentido opuesto, Tucumán se ubicó como la provincia de mayor caída (-16,2%). A esto se suma un dato elocuente: ninguna provincia registró subas en el consumo de gasoil común, mientras que 17 sí mostraron mejoras en el gasoil premium.

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  • TotalEnergies y Neuquén ratifican su compromiso de colaboración en Gestión Social

    TotalEnergies y Neuquén ratifican su compromiso de colaboración en Gestión Social

    TotalEnergies renovó su compromiso con la comunidad de Aguada San Roque relanzando el programa “Aguada San Roque Activa 2025” junto al Gobierno del Neuquén y la Comisión de Fomento de la localidad.

    La continuidad del programa por un segundo año consecutivo fue anunciada esta mañana con la firma de un Convenio Marco de Colaboración entre el gobernador Rolando Figueroa, el Director General de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina, Sergio Mengoni, y Andrea Jaquelina Campo, presidenta de la Comisión de Fomento de Aguada San Roque.

    También participaron del encuentro el ministro jefe de Gabinete, Juan Luis “Pepé” Ousset, el intendente de Añelo, Milton Morales, y la Gerente de Gestión y Estrategia Social de TotalEnergies en Argentina, Claudia Borbolla.

    A su vez, la empresa ratificó su alianza estratégica con el Gobierno de la provincia del Neuquén dando continuidad a una serie de programas de gestión social que abordan ejes prioritarios para la provincia: la seguridad vial, la educación, el desarrollo local y el acceso a la energía.

    “TotalEnergies está presente en Neuquén desde hace más de 30 años y siempre ha buscado ser un socio activo de la provincia, promoviendo el desarrollo económico, social y cultural, y generando un impacto positivo para todas las comunidades y actores con los que trabajamos”, señaló Sergio Mengoni.

    La primera edición del programa reunió en 2024 a la comunidad de Aguada San Roque en talleres de prevención de la violencia familiar y búsqueda de soluciones para fortalecer la cohesión social y promover la participación.

    Esta segunda edición está llevando adelante en la localidad de Aguada San Roque y consta de 17 talleres comunitarios con temáticas clave como prevención de violencias, inclusión digital, sostenibilidad ambiental, educación financiera y desarrollo local, promoviendo al mismo tiempo valores transversales como el respeto, la empatía y la equidad de género.

    La ejecución del programa esta nuevamente a cargo de la Asociación Civil MOIRU, una organización comprometida con el desarrollo comunitario y la promoción de los derechos humanos. El rol de gobierno ha sido brindar acompañamiento institucional, mientras que

    la Comisión de Fomento de Aguada San Roque aporta el soporte logístico y territorial necesario para garantizar el desarrollo de las actividades.

    Otras acciones 

    A través de su Estrategia de Gestión Social, TotalEnergies acompaña a la provincia del Neuquén en el abordaje de temáticas sociales prioritarias como los derechos humanos, la seguridad vial, la educación y la inclusión de las juventudes, el desarrollo local y el acceso a la energía.

    En torno a este eje, TotalEnergies – junto a la Asociación Civil Minu y con el apoyo del Ministerio de Educación del Neuquén – viene implementando ininterrumpidamente desde 2021 el Programa VIA para la concientización y educación en seguridad vial y movilidad sustentable entre estudiantes de escuelas secundarias de la provincia, particularmente en la Ciudad de Neuquén, Añelo y Región de Los Lagos.

    Además, la compañía dio inicio este año a un nuevo programa junto a Red de Innovación Local y los municipios de Añelo, San Patricio del Chañar, Centenario y Vista Alegre, con el objetivo de contribuir al diagnóstico de problemáticas de seguridad vial en el corredor Vaca Muerta y al diseño de respuestas locales e integrales.

    También con el objetivo de mejorar la seguridad vial, TotalEnergies participa junto a otras operadoras en la financiación de la pavimentación de 51 kilómetros del bypass de Añelo, conectando las Rutas Provinciales 8 y 17 lo cual ayudará a mejorar la conectividad de una ruta muy transitada por la industria.

    También con foco en la educación y las juventudes y en alianza con el Ministerio de Educación de la provincia, TotalEnergies continuará el programa Energía Joven, a través del cual se brindan en escuelas secundarias de la provincia charlas formativas y didácticas sobre los distintos tipos de energías y la matriz energética.

    Por último, la empresa también participa desde hace dos años en el programa de Becas Gregorio Álvarez, una iniciativa del Gobierno de Neuquén que apunta a fortalecer la permanencia, el egreso y la reinserción educativa de jóvenes neuquinos de entre 4 y 35 años, tanto en los niveles obligatorios como en la formación técnica, profesional y laboral.

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  • PCR incursiona en Estados Unidos con una adquisición estratégica en la Súper Cuenca Anadarko

    PCR incursiona en Estados Unidos con una adquisición estratégica en la Súper Cuenca Anadarko

    La histórica empresa PCR, en su proceso de expansión internacional, marcó un hito al concretar su primera adquisición de activos no convencionales en Estados Unidos. La compañía, a través de su subsidiaria PCR ENERGY OK LLC, adquirió una participación promedio del 15% en el proyecto de desarrollo de hidrocarburos Cherokee, ubicado en el condado de Roger Mills, Oklahoma.

    La verdadera importancia de esta movida reside en su ubicación, porque la Cuenca Anadarko, una de las formaciones geológicas más prolíficas y menos conocidas desde estas latitudes dentro del no convencional estadounidense, es lo que algunos expertos denominan una “súper-supercuenca”.

    El proyecto Cherokee está orientado a la producción de shale oil y shale gas, y es operado por la compañía estadounidense Upland Exploration LLC, tal como explicó PCR en su comunicación a la Comisión Nacional de Valores (CNV).

    Fuentes de la petrolera señalaron que PCR no será operadora en Anadarko, la cual destacan como una cuenca importante en Oklahoma —aunque no es Pérmica, que es la de mayor boom actualmente—, pero sí muy conocida por su larga historia de perforación convencional, con casi un siglo de actividad para la industria de ese país.

    Para PCR, esta participación representa hoy sumar unos 520 barriles de petróleo equivalente/día (BOE/d) —entre gas y petróleo— de un total de casi 21.000 BOE/d que tiene hoy la compañía entre Argentina y Ecuador. Además, existe un plan de perforación importante, por lo que se espera que la producción continúe creciendo en los próximos años.

    El activo total comprende unas 66.700 acres minerales, con siete pozos iniciales (seis perforados y uno en perforación) y un plan de desarrollo ambicioso que prevé la perforación de 60 pozos adicionales en los próximos cuatro años. Para PCR, esta adquisición permite acceder a un activo de calidad geológica en una zona con abundante infraestructura, consolidando su estrategia de crecimiento en el exterior.

     

    El diferencial de la llegada de la compañía argentina se encuentra en el valor de la Cuenca Anadarko. Este reservorio, que se extiende por más de 50.000 millas cuadradas a través de Oklahoma, Kansas y Texas, es reconocido por la industria como una de las áreas con mayor volumen de hidrocarburos de la historia de Estados Unidos.

    La región ya produjo cerca de 50.000 millones de barriles equivalentes de petróleo (bep) y alberga 46 yacimientos gigantes. Pero lo más relevante para PCR es su futuro potencial: la cuenca, conocida por recursos no convencionales altamente productivos como SCOOP, STACK y Cana-Woodford, aún conserva una inmensa cantidad de reservas.

    Las proyecciones técnicas indican que podrían descubrirse otros 50.000 millones de bep mediante perforación horizontal. Además, Anadarko cumple un rol estratégico a nivel nacional, siendo un productor clave de helio y la única fuente comercial de yodo en Estados Unidos.

     

    El potencial remanente en el universo de los no convencionales posiciona a Anadarko como una de las grandes cuencas productoras, que compite con otras como la Cuenca Pérmica, la Bakken y Eagle Ford. Aunque la Pérmica está más enfocada en petróleo, Anadarko históricamente se orientó al gas y tuvo un resurgimiento gracias a la fracturación hidráulica.

    Se la define como una cuenca madura con abundante infraestructura, que sigue ofreciendo oportunidades en zonas menos desarrolladas (acreage) y en nuevos horizontes, como el no convencional de Woodford, lo que explica su vigencia para inversiones de mediano y largo plazo.

    En Argentina, PCR cuenta con una producción neta de 21.000 barriles equivalentes por día y es la principal productora de petróleo en La Pampa desde hace 30 años. También opera en Mendoza y maneja cuatro áreas en Ecuador, donde es la tercera empresa privada de petróleo del país.

    A fines de 2024, PCR formalizó la compra a YPF de dos áreas maduras en el sur de Mendoza: Llancanelo y Llancanelo R, ambas pertenecientes a la Etapa I del Plan Andes, el programa de desinversiones de la petrolera nacional. Estas áreas integran un proyecto de desarrollo que superará los US$ 100 millones en los próximos años.

    El enfoque de esta inversión es la producción de crudo extrapesado, un recurso que, por su alta viscosidad, requiere tecnologías de extracción y procesamiento específicas. El plan contempla perforación de nuevos pozos —incluidos horizontales— y la construcción de infraestructura crítica como plantas de tratamiento y nuevos oleoductos.

    Además, la compañía es líder en producción de cemento en la Patagonia y una de las principales generadoras de energía eólica del país, con cuatro parques que suman 527,4 MW entre Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis. En esta última provincia acaba de marcar un hito con el primer parque híbrido eólico-solar, desarrollado junto a ArcelorMittal Acindar, con 130 MW de capacidad.

    También junto a ArcelorMittal Acindar avanza en una inversión de US$ 275 millones para la construcción de un parque eólico en Olavarría, un proyecto de 180 MW que ingresó al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Con unos 30 generadores, permitirá abastecer con energía limpia a 340.000 hogares.

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