Autor: Mejor Energía

PECOM anunció la puesta en marcha de una nueva Planta de Inyección de Polímeros (PIU) en el yacimiento El Trébol–Escalante, tras una inversión superior a US$ 8 millones. La instalación permitirá incrementar el factor de recuperación de petróleo mediante la inyección de polímeros, una técnica avanzada que optimiza el barrido del reservorio y contribuye a sostener e incluso aumentar la producción.

La PIU incorpora sistemas de operación y monitoreo remoto que mejoran la disponibilidad de la planta y la eficiencia de los recursos involucrados. Se trata de una tecnología de recobro secundario y mejorado ampliamente probada a nivel global, que en este caso se integra a la estrategia de PECOM para fortalecer la continuidad y productividad del yacimiento.

Desde que la compañía asumió el control de estos activos, adoptó una premisa clara: no limitarse a administrar la curva natural de declino, sino aplicar herramientas tecnológicas para hacer crecer la producción. En este sentido, la inauguración de la nueva planta constituye un hito para la firma.

“No vinimos a administrar la curva de declino natural de los yacimientos, sino a trabajar activamente para hacer crecer la producción mediante tecnologías avanzadas. La puesta en marcha de esta nueva planta es un ejemplo concreto de esa estrategia y de la convicción de la compañía en el potencial de la Cuenca del Golfo San Jorge. Forma parte de un plan de inversiones que en 2025 terminará totalizando más de US$ 70 millones”, destacó Jorge López Kesler, Director de Operaciones de Upstream en PECOM.

El proyecto sintetiza la integración del conocimiento técnico de tres áreas clave de la compañía:

• Exploración y Desarrollo: responsables de los planes de desarrollo y de identificar nuevas áreas con potencial para tecnologías EOR (Enhanced Oil Recovery).
• Ingeniería & Construcciones: a cargo del diseño, ingeniería y montaje de la nueva planta.
• Operaciones: encargados de la gestión del yacimiento y de la operación futura de la PIU.

La articulación entre estas áreas permitió diseñar y ejecutar un proyecto que impacta directamente en el rendimiento productivo, reflejando el know-how propio de PECOM para impulsar iniciativas de alto impacto técnico y operativo.

La construcción y montaje de la planta también fortaleció el vínculo con proveedores locales, un componente estratégico del modelo de operación de PECOM. Entre ellos, se destacó la participación de INCRO, empresa de la región que tuvo un rol central en la ingeniería y el montaje de la instalación.

PECOM es una empresa de energía dedicada a la operación, provisión de servicios, construcción y desarrollo de soluciones para los sectores de petróleo, gas, energía eléctrica y minería. Con más de 5.000 empleados, es la mayor compañía privada argentina de su tipo, con actividad en todas las cuencas hidrocarburíferas del país y presencia regional a través de filiales en Brasil y Colombia.

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La recuperación de la producción de petróleo y gas natural de los últimos años permitió, en una primera instancia, disminuir el nivel de importaciones y, posteriormente, alcanzar un salto sustantivo de las exportaciones. De este modo, desde 2024 el sector energético exhibe superávit, el que se prevé que tendrá una gravitación cada vez más significativa en el resultado de la balanza comercial del conjunto de la economía argentina.

El declino de la producción hidrocarburífera desde finales de la década de 1990 condujo a una progresiva disminución del superávit comercial del sector energético, agudizando la restricción externa estructural que presenta la economía argentina. Sin embargo, el desarrollo de la producción no convencional a lo largo de la última década modificó drásticamente la tendencia de la producción y, con ello, su impacto sobre el sector externo.

En los primeros diez meses del año, la variación del volumen de exportaciones respecto del mismo período del año previo fue de 69.000 barriles por día, lo que permitió que el valor de las exportaciones de petróleo en el año llegara a US$ 5.415 millones, un 19% superior al del año previo pese a la caída de los precios internacionales.

En cuanto al gas, el incremento de la capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina en los últimos años permitió reducir importaciones de GNL y combustibles líquidos por unos 21 MMm3/d, con lo cual la reducción del monto de las importaciones de gas natural y GNL durante los primeros diez meses del año, respecto de 2024, fue de US$ -628 millones.

Así, ante el crecimiento de las exportaciones y la disminución de las importaciones de productos energéticos, en 2024 se alcanzó un superávit comercial energético por primera vez desde 2020, por unos US$ 5.600 millones.

Durante los primeros diez meses del corriente año dicha tendencia se mantuvo, registrándose entre enero y octubre un superávit de US$ 6.067 millones, es decir, US$ 1.745 millones por encima de igual período del año pasado, lo que permite estimar que la balanza comercial energética finalizaría el año con un saldo en torno a US$ 7.600 millones.

La evolución de la producción de crudo a lo largo del próximo año 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.

A pesar de esta incertidumbre, para 2026 se espera que la balanza comercial energética continúe exhibiendo una mejora y alcance un superávit cercano a US$ 9.000 millones, como consecuencia del incremento en las exportaciones de crudo.

En efecto, para el próximo año se proyectan exportaciones energéticas por más de US$ 12.200 millones, de las cuales cerca de US$ 8.850 millones corresponderían a petróleo, mientras que el leve aumento en las importaciones responde a mayores volúmenes de GNL, naftas y gasoil, no compensados por la caída de precios.

En un eventual escenario más complejo para la industria, el estancamiento de la producción de petróleo en 2026 implicaría que el valor total de las exportaciones energéticas se ubique levemente por debajo de lo proyectado para este año, debido a la contracción de los precios internacionales.

De este modo, en 2026 el saldo de la balanza comercial energética se ubicaría en torno a US$ 7.400 millones, un valor similar al del corriente año. Aun en este escenario, la balanza del sector seguiría arrojando un superávit significativo.

Las exportaciones de petróleo se estiman como la diferencia entre la producción local y el volumen destinado al mercado interno, que se mantiene estable en 548 kbbl/d.

En un escenario tendencial, la producción total de petróleo crece un 13,1% en 2025 y un 15,6% en 2026. En un escenario más complejo, crecería 13% en 2025 y 7,2% en 2026. Para las proyecciones se mantuvo constante la relación entre el precio de exportación por cuenca y el valor del Brent de los últimos doce meses.

Para el análisis se utilizaron los precios futuros del Brent al 24/11, que arrojan un valor promedio de US$ 62/bbl para el próximo año, un 11% menos que en 2025. Asimismo, las proyecciones consideran el volumen promedio exportado durante los últimos doce meses.

En cuanto al gas natural, se contemplan exportaciones a través del gasoducto Gasandes de 4 MMm3/d en invierno y de 8 MMm3/d en el período estival, mientras que en las exportaciones a través del resto de los gasoductos se mantienen constantes en 2,7 MMm3/d.  En 2025 el precio de exportación a los mercados regionales promediaría los 6,0 USD/MMBTU y para el próximo año se asume que el precio de exportación varía en línea con el Brent (-11%).

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El mercado eléctrico argentino atraviesa uno de los procesos de transformación más relevantes de las últimas décadas.

Y esa hoja de ruta tuvo su presentación más exhaustiva en el webinar organizado por MEGSA, donde Juan Luchilo, gerente de Análisis y Control Global de CAMMESA, expuso durante más de una hora los pilares de la normalización del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y el alcance de la Resolución 400, que entrará en vigencia el 1° de noviembre de 2025.

“Tenemos que salir del esquema excepcional y volver a un mercado que genere señales reales”, afirmó Luchilo al abrir su presentación, marcando el tono de una exposición que dejó claro que la transición no será menor.

Uno de los ejes centrales del proceso es la retirada progresiva de CAMMESA de funciones que nunca fueron parte de su diseño original, como la compra centralizada de combustibles y contratos.

La normalización, explicó Luchilo, apunta a devolverle a los generadores la responsabilidad sobre su gestión comercial y operativa, permitiendo que la competencia por el despacho vuelva a jugar un rol determinante.

Este cambio incluye la descentralización de la gestión de combustibles, lo que obligará a las generadoras a negociar, financiar y administrar sus propios suministros. “La competencia se dará sobre el costo y la eficiencia, y eso recupera señales de mercado que estaban apagadas”, señaló.

El nuevo esquema introduce rentas diferenciadas entre generación preexistente y nueva oferta, con incentivos específicos para facilitar inversiones y ampliar la capacidad instalada. Los generadores pasarán de un rol pasivo, cobrando remuneraciones reguladas y despachando sin asumir riesgos a un rol abiertamente comercial, con premios y castigos basados en su eficiencia y en su competitividad dentro del despacho.

La declaración del Costo Variable de Producción (CBP) será obligatoria y se convierte en un parámetro clave para el despacho económico.

Otro de los ejes fuertes es el fortalecimiento del mercado bilateral, que volverá a ser la columna vertebral de la comercialización. Según Luchilo, el nuevo MEM tendrá como objetivo simplificar y ordenar los precios, reduciendo la dispersión actual y generando un “mercado único para la demanda”, donde los grandes usuarios y distribuidores operarán con mayor libertad, pero también con mayor responsabilidad.

Esto incluye un desarrollo ampliado del MATER, con contratos de energía y potencia coexistiendo con mecanismos nuevos para la reserva de confiabilidad en días críticos.

Para los grandes usuarios, la normalización implicará un escenario en el que deberán gestionar su riesgo de precios, optimizar compras y evaluar nuevas estrategias de cobertura.

Según Luchilo, la apertura del mercado “permitirá precios competitivos”, pero exigirá mayor profesionalización en la gestión energética.

Una parte clave del proceso será la mejora en la publicación de datos y métricas del mercado. CAMMESA incorporará nueva información accesible en su sitio web, incluyendo: evolución del costo monómico, curvas de costos spot de energía y potencia, información ampliada sobre combustible y sobre el despacho.

«La transparencia -insistió Luchilo- será condición necesaria para el funcionamiento de un mercado más competitivo».

La exposición de Luchilo en MEGSA dejó un mensaje claro: el MEM va hacia un modelo más libre, más competitivo y menos intervenido, y todos los actores deberán reconfigurar su rol. Generadores, distribuidores y grandes usuarios enfrentan una transición profunda que redefinirá incentivos, responsabilidades y riesgos.

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La demanda de energía eléctrica en octubre registró un descenso interanual del 0,9%, al totalizar 10.585,1 GWh en todo el país, según datos del MEM. Se trata del segundo consumo nominal más bajo del año, solo por encima de abril, cuando la demanda se ubicó en 9.823,1 GWh. En los primeros diez meses de 2025, el consumo acumula una ligera caída de 0,1%.

En la comparación mensual – de acuerdo con los datos de Fundelec- octubre mostró un retroceso del 0,5% respecto de septiembre, cuando la demanda había alcanzado los 10.633,5 GWh. La baja está asociada a temperaturas más moderadas: el mes promedió 19,5 °C, un grado menos que en octubre de 2024.

A pesar del retroceso general, las distribuidoras de Capital y GBA registraron un leve incremento conjunto del 0,1%. Dentro de ese total, la demanda de EDENOR cayó 0,3%, mientras que EDESUR creció 0,7%.

El récord histórico de demanda de potencia del SADI continúa vigente: el 10 de febrero de 2025, cuando se alcanzaron 30.257 MW a las 14:47, con una temperatura de 37,9 °C en el AMBA.

La demanda residencial representó 42% del total país y cayó 1,9% interanual. El consumo comercial, que aporta un 29% del total, bajó 1,1%, mientras que el segmento industrial —también con una proporción del 29%— mostró un leve crecimiento del 0,8% respecto del año anterior.

En los últimos doce meses, el consumo eléctrico registró siete meses en baja (diciembre 2024; marzo, abril, mayo, julio, agosto y octubre de 2025) y cinco en alza (noviembre 2024; enero, febrero, junio y septiembre de 2025). El año móvil presenta una caída acumulada de 0,3%.

Un repaso mensual de los consumos, según Fundelec, muestra variaciones significativas: desde los 13.606,2 GWh registrados en enero, pico anual estacional, hasta los 9.823,1 GWh de abril, el mes de menor demanda.

En octubre, 16 provincias o distribuidoras registraron caídas en el consumo. Entre las más pronunciadas se destacan Misiones (-21%), Formosa (-13%), Corrientes (-12%), Chaco (-12%) y Santa Fe (-6%). Por el contrario, 10 jurisdicciones mostraron subas, con Santa Cruz (+16%), Chubut (+9%) y Mendoza (+5%) liderando los incrementos.

Por su parte, la generación térmica siguió siendo la principal fuente para cubrir la demanda eléctrica y aportó 39,54% del total requerido en octubre.

Sin embargo, el mes mostró un ascenso relevante de la generación hidráulica, que pasó al segundo lugar con un aporte del 26,37%, desplazando a las energías renovables alternativas (eólica y solar), que representaron 24,52% del total.

En tanto, la generación nuclear contribuyó con 8,45%, mientras que la importación cubrió el 1,13% de la demanda.

En paralelo, el despacho térmico registró una disminución respecto del mismo mes del año pasado, acompañada por una caída del 34% en el consumo de combustibles. El gas natural representó más del 99% de la matriz de combustibles utilizados para generación.

La potencia instalada totalizó 43.887 MW, de los cuales el 57% corresponde a fuente térmica y el 39% a renovables (hidráulica y alternativas).

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El Gobierno nacional formalizó los aumentos en las tarifas de electricidad y gas natural que comienzan a aplicarse desde el 1° de diciembre, a través de un conjunto de resoluciones que abarcan a Edenor, Edesur y Metrogas.

Los incrementos responden a la necesidad de reflejar los costos reales de generación, transporte y distribución y forman parte de la política de corrección gradual de precios impulsada por el Ministerio de Economía y la Secretaría de Energía.

Las resoluciones 797/2025 y 798/2025 definen los ajustes en los componentes tarifarios para Edesur y Edenor. En Edesur, el Costo Propio de Distribución (CPD) sube 1,86%, mientras que el Precio Estabilizado de la Energía (PEE) aumenta 3,27% y el Precio Estacional de Transporte (PET) 5,87%.

Para Edenor, el CPD se incrementa 1,93%, complementado con los nuevos valores de PEE, PET, potencia y el ajuste ex post del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), equivalente a 0,200 $/kWh.

Los cuadros tarifarios actualizados alcanzan a todas las categorías residenciales N1, N2 y N3, con topes de consumo subsidiado para hogares de menores ingresos: 350 kWh/mes para Nivel 2 y 250 kWh/mes para Nivel 3.

Asimismo, se revisaron tarifas para usuarios-generadores, clubes de barrio y entidades de bien público, asegurando continuidad de beneficios en estos segmentos.

En el caso del gas, la resolución 917/2025 del Enargas actualiza los cuadros de Metrogas, combinando tres componentes:

1. Precios del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST).
2. Incrementos de la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT).
3. Ajustes mensuales establecidos en las Reglas Básicas de las Licencias.

Los nuevos valores se trasladan a las facturas mediante un factor de conversión técnico y considerando el tipo de cambio promedio del Banco Nación del periodo anterior. Mantienen beneficios los usuarios residenciales N2 y N3, aplicados sobre el precio mayorista del Nivel 1.

Además, el Enargas actualizó los cargos fijos y variables para categorías residenciales R1 a R4, segmentos comerciales SGP P1 a P3, subdistribuidores, industrias, grandes consumos y estaciones de GNC. También se fijaron importes máximos para servicios complementarios como reconexiones, inspecciones y certificaciones.

Estas medidas buscan armonizar los precios con los costos efectivos del sistema energético y garantizar que los incrementos se realicen de manera ordenada y previsible. Con la publicación en el Boletín Oficial, los nuevos cuadros tarifarios quedan vigentes desde diciembre y afectarán a todos los usuarios, manteniendo topes y beneficios para los sectores más vulnerables.

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Glencore confirmó la reactivación de las operaciones en Minera Alumbrera hacia fines de 2026, con la expectativa de iniciar la producción durante el primer semestre de 2028. La mina había ingresado en un esquema de Cuidado y Mantenimiento (C&M) en 2018, luego de finalizar su ciclo operativo.

Según informó la compañía, la decisión responde a “un régimen fiscal robusto que fortalece la inversión minera en Argentina”, junto con el sostenido incremento en los precios del cobre y el oro y sus proyecciones favorables a nivel internacional.

Durante el período de inactividad, la planta concentradora y la infraestructura asociada se conservaron bajo un programa estructurado de C&M, que incluyó la renovación y sustitución de equipos clave. A su vez, el proyecto continuó cumpliendo con las obligaciones ambientales de rehabilitación establecidas.

Una vez obtenidos todos los permisos y con la operación plenamente reactivada, la empresa estima que Alumbrera producirá aproximadamente 75.000 toneladas de cobre, 317.000 onzas de oro y 1.000 toneladas de molibdeno a lo largo de los primeros cuatro años de funcionamiento.

Sinergias con el proyecto MARA

Martín Pérez de Solay, CEO de Glencore Argentina, destacó que el reinicio de Alumbrera actúa como un “facilitador natural” para el proyecto MARA.

“Más allá de los resultados económicos del reinicio de Alumbrera considerado de manera independiente, el mismo resulta un facilitador natural para MARA. Por un lado, reduce el riesgo de la puesta en marcha de la planta concentradora y de la logística de transporte, y reentrena a la fuerza laboral antes de obtener el primer mineral del yacimiento Agua Rica. Además, mantiene en funcionamiento infraestructuras críticas, que pueden compartirse con el proyecto, generando sinergias operativas”, señaló.

El directivo también remarcó el rol de Catamarca en el desarrollo minero del país y recordó que el anuncio llega tras la presentación de las solicitudes de adhesión de los proyectos MARA y El Pachón al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). “Confío en que estos proyectos apoyarán la ambición del país de convertirse en uno de los principales productores mundiales de cobre”, afirmó.

Glencore es una de las mayores empresas globales de recursos naturales diversificados, con operaciones de producción, procesamiento, reciclaje, abastecimiento y comercialización de más de 60 materias primas esenciales.

Con más de 150.000 empleados y contratistas y presencia en más de 35 países, la compañía abastece a sectores como la automoción, la siderurgia, la generación de energía, la fabricación de baterías y la industria petrolera.

La firma es miembro de los Principios Voluntarios de Seguridad y Derechos Humanos, del Consejo Internacional de Minería y Metales (ICMM) y participa activamente en la Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas (EITI).

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La recuperación de la producción de petróleo y gas natural de los últimos años permitió, en una primera instancia, disminuir el nivel de importaciones y, posteriormente, alcanzar un salto sustantivo de las exportaciones. De este modo, desde 2024 el sector energético exhibe superávit, el que se prevé que tendrá una gravitación cada vez más significativa en el resultado de la balanza comercial del conjunto de la economía argentina.

El declino de la producción hidrocarburífera desde finales de la década de 1990 condujo a una progresiva disminución del superávit comercial del sector energético, agudizando la restricción externa estructural que presenta la economía argentina. Sin embargo, el desarrollo de la producción no convencional a lo largo de la última década modificó drásticamente la tendencia de la producción y, con ello, su impacto sobre el sector externo.

En los primeros diez meses del año, la variación del volumen de exportaciones respecto del mismo período del año previo fue de 69.000 barriles por día, lo que permitió que el valor de las exportaciones de petróleo en el año llegara a US$ 5.415 millones, un 19% superior al del año previo pese a la caída de los precios internacionales.

En cuanto al gas, el incremento de la capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina en los últimos años permitió reducir importaciones de GNL y combustibles líquidos por unos 21 MMm3/d, con lo cual la reducción del monto de las importaciones de gas natural y GNL durante los primeros diez meses del año, respecto de 2024, fue de US$ -628 millones.

Así, ante el crecimiento de las exportaciones y la disminución de las importaciones de productos energéticos, en 2024 se alcanzó un superávit comercial energético por primera vez desde 2020, por unos US$ 5.600 millones.

Durante los primeros diez meses del corriente año dicha tendencia se mantuvo, registrándose entre enero y octubre un superávit de US$ 6.067 millones, es decir, US$ 1.745 millones por encima de igual período del año pasado, lo que permite estimar que la balanza comercial energética finalizaría el año con un saldo en torno a US$ 7.600 millones.

La evolución de la producción de crudo a lo largo del próximo año 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.

A pesar de esta incertidumbre, para 2026 se espera que la balanza comercial energética continúe exhibiendo una mejora y alcance un superávit cercano a US$ 9.000 millones, como consecuencia del incremento en las exportaciones de crudo.

En efecto, para el próximo año se proyectan exportaciones energéticas por más de US$ 12.200 millones, de las cuales cerca de US$ 8.850 millones corresponderían a petróleo, mientras que el leve aumento en las importaciones responde a mayores volúmenes de GNL, naftas y gasoil, no compensados por la caída de precios.

En un eventual escenario más complejo para la industria, el estancamiento de la producción de petróleo en 2026 implicaría que el valor total de las exportaciones energéticas se ubique levemente por debajo de lo proyectado para este año, debido a la contracción de los precios internacionales.

De este modo, en 2026 el saldo de la balanza comercial energética se ubicaría en torno a US$ 7.400 millones, un valor similar al del corriente año. Aun en este escenario, la balanza del sector seguiría arrojando un superávit significativo.

Las exportaciones de petróleo se estiman como la diferencia entre la producción local y el volumen destinado al mercado interno, que se mantiene estable en 548 kbbl/d.

En un escenario tendencial, la producción total de petróleo crece un 13,1% en 2025 y un 15,6% en 2026. En un escenario más complejo, crecería 13% en 2025 y 7,2% en 2026. Para las proyecciones se mantuvo constante la relación entre el precio de exportación por cuenca y el valor del Brent de los últimos doce meses.

Para el análisis se utilizaron los precios futuros del Brent al 24/11, que arrojan un valor promedio de US$ 62/bbl para el próximo año, un 11% menos que en 2025. Asimismo, las proyecciones consideran el volumen promedio exportado durante los últimos doce meses.

En cuanto al gas natural, se contemplan exportaciones a través del gasoducto Gasandes de 4 MMm3/d en invierno y de 8 MMm3/d en el período estival, mientras que en las exportaciones a través del resto de los gasoductos se mantienen constantes en 2,7 MMm3/d.  En 2025 el precio de exportación a los mercados regionales promediaría los 6,0 USD/MMBTU y para el próximo año se asume que el precio de exportación varía en línea con el Brent (-11%).

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