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Autor: Mejor Energía

  • YPF y Eni avanzan en la exploración offshore con un acuerdo clave en Uruguay

    YPF y Eni avanzan en la exploración offshore con un acuerdo clave en Uruguay

    YPF y Eni firmaron un acuerdo para desarrollar en conjunto la exploración del bloque OFF-5, en aguas profundas del Atlántico Sur, un área prioritaria para Uruguay por su potencial hidrocarburífero. El entendimiento marca un nuevo capítulo en la expansión offshore de la petrolera argentina, que continúa fortaleciendo alianzas estratégicas en la región.

    El área OFF-5 se extiende sobre aproximadamente 17.000 km² y se ubica a 200 kilómetros de la costa uruguaya, con profundidades marinas que alcanzan los 4.100 metros. Se trata de una zona donde estudios recientes identificaron similitudes geológicas con la cuenca Orange, del margen africano en Namibia, una región que en los últimos años registró descubrimientos significativos de petróleo y gas.

    Los análisis técnicos revelan que ambos márgenes, el africano y el americano,  compartieron una misma evolución geológica antes de la separación continental. Esa continuidad, sumada a las configuraciones observadas tras la apertura del Atlántico, sostiene la expectativa de un alto potencial exploratorio en el margen americano. Este tipo de correlaciones geológicas es determinante en el diseño de estrategias de exploración en aguas ultra profundas.

    En ese contexto, el acuerdo permite a YPF profundizar su incursión offshore de la mano de un actor global con amplia experiencia. “Este acuerdo con Eni nos permite dar un paso hacia la exploración offshore. Incorporamos conocimiento global y capacidades que nos posicionan para aprovechar oportunidades en una región con gran potencial, reafirmando nuestra visión de crecimiento y liderazgo en proyectos innovadores”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

    Según lo estipulado, Eni Uruguay Ltd. adquirirá una participación del 50% en el bloque OFF-5 y asumirá la operación del proyecto una vez concluido el proceso administrativo, el cual requiere aprobación de las autoridades uruguayas. Para YPF, el acuerdo representa una diversificación geográfica relevante, mientras que para Eni implica consolidar presencia en una cuenca emergente con alto grado de interés internacional.

    Ambas compañías destacaron que el entendimiento refuerza su compromiso con el desarrollo energético regional y se inscribe en una agenda de cooperación que se viene profundizando en los últimos años. La relación entre YPF y Eni se fortaleció recientemente con la firma del contrato para avanzar en la ingeniería de la etapa más grande del proyecto Argentina LNG, una iniciativa considerada estratégica para la futura capacidad exportadora de gas natural licuado del país.

    El ingreso de YPF al offshore uruguayo se da en un momento en que varios países de Sudamérica, incluidos Brasil, Guyana y Surinam, aceleran su actividad exploratoria en aguas profundas y ultra profundas, un segmento que concentra algunas de las mayores incorporaciones de reservas a nivel global. Para Uruguay, que retomó en los últimos años la adjudicación de bloques marítimos, el avance del OFF-5 suma un nuevo impulso a su estrategia energética.

    Si bien el bloque se encuentra en una etapa preliminar, la combinación de geología favorable, experiencia operativa global y sinergias regionales plantea un escenario de alto interés para la industria. La apuesta de YPF y Eni abre un capítulo que podría redefinir la dinámica exploratoria del Atlántico Sur y profundizar la integración energética entre Argentina y Uruguay.

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  • La COP30 concluye con avances en transición justa y controversias en financiamiento

    La COP30 concluye con avances en transición justa y controversias en financiamiento

    La COP30 concluyó con una mezcla de logros y frustraciones. Si bien la cumbre dejó un avance político relevante en torno a la transición justa, organizaciones de la sociedad civil de América Latina y el Caribe —articuladas en Climate Action Network Latinoamérica (CANLA)— señalaron que la conferencia no dio respuestas a la escala de la crisis y que el multilateralismo vuelve a salir debilitado.

    Para CANLA, la falta de definiciones claras en áreas centrales como financiamiento, combustibles fósiles y pérdidas y daños impide hablar de una cumbre ambiciosa.

    El punto más crítico para la región fue el financiamiento climático. La COP30 no logró consolidar una discusión sustantiva sobre financiamiento público y de calidad bajo el artículo 9.1 del Acuerdo de París, pese a ser una demanda histórica del Sur Global.

    En materia de adaptación, la adopción de los primeros indicadores fue vista como un avance técnico necesario, aunque con inconsistencias que deberán corregirse antes de 2027.

    La decisión de triplicar el financiamiento para la adaptación hacia 2035 llegó sin claridad sobre responsabilidades, montos ni mecanismos de seguimiento. Para las organizaciones, la ambición fue mínima y los compromisos siguen siendo vagos e insuficientes.

    El mayor logro político de la COP30 fue la creación del Mecanismo de Acción de Belém, en el marco del Programa de Trabajo de Transición Justa. Por primera vez, se reconoce que la transición debe centrarse en derechos humanos, trabajadores, comunidades locales y pueblos indígenas.

    El mecanismo invita a los países a desarrollar rutas nacionales y reconoce la necesidad de financiamiento concesional. Sin embargo, quedó sin salvaguardas y su operacionalización se pospuso hasta la COP31, con entrega final en la COP32.

    Otro retroceso significativo fue la falta de una decisión formal sobre la transición fuera de los combustibles fósiles y sobre la ruta global para detener la deforestación hacia 2030.

    Aunque la presidencia de Brasil lanzó iniciativas en esa dirección, ninguna quedó incorporada en los textos. Para CANLA, este vacío político es alarmante: lo que más se necesita —señales vinculantes sobre la eliminación progresiva del petróleo, gas y carbón— quedó fuera del documento final.

    La postura contrasta, señalaron, con países como Colombia, que defendieron de manera firme una hoja de ruta global para poner fin a los fósiles, y con la advertencia de la Corte Internacional de Justicia, que indicó que seguir expandiendo estos combustibles podría violar el derecho internacional.

    La situación también evidencia tensiones crecientes entre ciencia, derecho y diplomacia. La revisión del Mecanismo Internacional de Varsovia dejó un sabor agridulce: algunos avances en derechos humanos, pero sin transformaciones estructurales para garantizar reparación y financiamiento adecuado para pérdidas y daños.

    En mitigación, la omisión explícita de los combustibles fósiles dentro del Programa de Trabajo fue considerada por organizaciones de la región como “una alerta roja”.

    En la sesión final, la juventud logró visibilizar su reclamo y cuestionó la falta de ambición de los gobiernos. CANLA reiteró su llamado a declarar la Amazonía como zona de exclusión de combustibles fósiles, una señal que, según la coalición, enviaría al mundo un mensaje político de coherencia climática.

    La COP30 se cierra, pero la disputa por una acción climática justa, ambiciosa y basada en derechos continúa. La cumbre dejó avances importantes, pero también deudas que deberán afrontarse con urgencia en la COP31.

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  • Tecpetrol y su apuesta al crudo: avanza en Los Toldos II Este con un pico de empleo de 2800 personas

    Tecpetrol y su apuesta al crudo: avanza en Los Toldos II Este con un pico de empleo de 2800 personas

    La compañía Tecpetrol, brazo petrolero del Grupo Techint, avanza con la obra de desarrollo de su nuevo yacimiento no convencional de petróleo en la Cuenca Neuquina Los Toldos II Este, ubicado en el norte neuquino cerca de Rincón de los Sauces, el que está demandando una inversión de US$ 2.000 millones para meter de lleno a la compañía en el segmento hasta hoy poco explorado.

    El proyecto de construcción se despliega en el área de 78 kilómetros cuadrados y se postula como el segundo gran desarrollo shale de la compañía, siguiendo los pasos de su exitoso yacimiento de gas, Fortín de Piedra, el que se convirtió en la primera área de producción en todo el país, con picos de hasta 25 MMm3 en el último invierno.

    Volcados a la ventana del crudo que resulta de más fácil e inmediato aprovechamiento por las facilidades de transporte, Tecpetrol tiene el objetivo final para el bloque Los Toldos II Este de alcanzar una producción diaria de 70.000 barriles de petróleo.

    El proyecto se estructura en torno a dos etapas de producción definidas para el año 2027. La primera en lograr una producción de 35.000 barriles de petróleo por día durante el primer trimestre de 2027, para luego alcanzar la capacidad máxima de 70.000 barriles diarios para mediados de ese mismo año, cuando se supone ya estará en marcha la primera etapa del Vaca Muerta Oil Sur.

    La compañía informó, al dar cuenta del avance de obras, que el proyecto integra la construcción de toda la infraestructura necesaria para la explotación, incluyendo construcción de pozos y pads, instalación de sistemas de captación, la construcción de la Instalación Central de Procesamiento (CPF) y los ductos de exportación de gas y crudo.

    También se prevé la ejecución de las instalaciones para la gestión de agua de fractura, con los sistemas de recolección correspondientes, las líneas destinadas a la reinyección de agua y los tanques. Con más de 2.800 personas en obra en su pico de actividad, este desarrollo integra tecnología y eficiencia, se destacó desde la compañía Techint Ingeniería.

    Una de las principales innovaciones del proyecto es la modularización de los trenes de tratamiento de crudo y gas, que son el corazón de la planta, junto al parral de interconexión que los vincula.

    La envergadura de la iniciativa impone organizacón logística y de ejecución. Martín Bengochea, vicepresidente de la Cuenca Neuquina y Vaca Muerta destacó que “el desafío principal está en coordinar que todos los sectores de Tecpetrol y proveedores avancen al mismo ritmo y cumplan con los objetivos”, y para ello, enfatizó la necesidad de una “buena planificación, comunicación, control de gestión y ser muy dinámico y flexible para ajustar el rumbo cuando es necesario”.

    La clave de la estrategia es la aplicación de las lecciones aprendidas, ya que le emrpesa cuenta con el conocimiento y la experiencia adquiridos en el diseño y ejecución de Fortín de Piedra, y hoy está aplicando todo ese aprendizaje en este nuevo proyecto.

    El yacimiento Los Toldos II Este tiene una historia previa. Tecpetrol tomó el control del área a fines de 2016 con la adquisición de la canadiense Americas Petrogas, donde ya existía un pozo vertical. Entre 2017 y 2021, cuando se decidió darle una segunda oportunidad al área, ya con técnicas modernas de fractura y conocimiento.

    Tras diversos estudios y la confirmación del potencial geológico, la compañía definió avanzar con el desarrollo masivo desde cero. La inversión total requerida para el desarrollo de Los Toldos II Este asciende a 2 mil millones de dólares.

    Esta cifra subraya la apuesta de Tecpetrol por escalar su posición en la producción de crudo de Vaca Muerta. De hecho, el proyecto es considerado una de las Grandes Inversiones que podría ingresar al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), con la parte de la inversión destinada a las obras de tratamiento y transporte para la exportación.

    Para financiar parte de esta ambiciosa iniciativa, la compañía ha recurrido al mercado internacional de capitales, logrando una exitosa colocación de deuda con un bono internacional que le permitió levantar unos US$750 millones en Obligaciones Negociables (ONs) a un plazo de cinco años y una tasa de interés anual del 7.625%

    Esta emisión que forma parte de un programa global autorizado por la CNV de hasta US$2.000 millones y realizada bajo ley de Nueva York, fue destinada específicamente a robustecer los planes de crecimiento de la compañía, con un foco principal en el desarrollo de Los Toldos II Este.

    La empresa también trabaja en el foco de reducción de costos y eficiencias para ganar competitividad, tal como describió recientemente en un evento Guillermo Murphy, Vice President Supply Chain de Tecpetrol, al confrontar la realidad operativa local con el play de Permian en Estados Unidos, sentenciando que la diferencia de costos en Vaca Muerta es, en realidad, superior al 30%, acercándose al 40% en muchos rubros.

    Esta brecha es crítica, pues si bien Tecpetrol logró mejoras en la productividad física (reduciendo el tiempo de perforación de 30-35 a 22 días), los costos aún no reflejan esa mejora, lo que genera una vulnerabilidad: «El barril vale siempre lo mismo, el costo no puede tener 30% de diferencia porque condena mucho a que cualquier sensibilidad en el precio estás abajo del agua».

    Para achicar esa brecha, la estrategia de Tecpetrol se basa en la adopción urgente del «modo factoría», un modelo de mejora continua que implica hacer un pozo detrás de otro de manera consistente, pero siempre innovando con la incorporación de nueva tecnología.

    Murphy también propuso un «quick landing» de tecnología extranjera, buscando aumentar la oferta y la competencia en servicios clave, como la perforación direccional, que actualmente está concentrada.

    La solución, a largo plazo, pasa por resolver los déficits de infraestructura (como el transporte de arena, donde propuso «hacer una vía» en vez de depender de las rutas) y el training del personal, con la visión de que el gran boom de la exportación petrolera se confirmará en 2027/2028.

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  • «Estamos convencidos de que el futuro de Vaca Muerta se construye con Pymes locales»

    «Estamos convencidos de que el futuro de Vaca Muerta se construye con Pymes locales»

    Con una importante impronta de las pymes locales, se llevará a cabo mañana en el Hotel Howard Johnson el encuentro “Forjando Vaca Muerta: donde la metalmecánica y el Oil & Gas se juntan”, organizado por el Centro PyME-ADENEU, con el apoyo de FECENE y ADINEU.

    La jornada, orientada a pymes industriales y proveedores del sector energético, busca consolidar vínculos, identificar oportunidades y mejorar la competitividad de la industria local frente al crecimiento acelerado del yacimiento no convencional.

    En una entrevista con Modo Shale, el presidente de la Asociación de Industriales de Neuquén (ADINEU), Roberto Enríquez, señaló que “Vaca Muerta necesita a las empresas neuquinas para seguir creciendo y estamos convencidos de eso.  Somos quienes conocemos el territorio, el personal, los sindicatos y la dinámica productiva de la región. Pero para sostener esta curva de crecimiento, necesitamos herramientas reales para competir y escalar”.

    Enríquez destacó que hoy ADINEU representa a más de 550 empresas, muchas de ellas metalmecánicas y proveedoras directas de servicios industriales, pero advirtió que persisten brechas para que puedan capturar de manera efectiva las oportunidades del shale.

    “Existe una tensión estructural: Vaca Muerta crece más rápido que la capacidad de nuestras pymes para subirse a esa ola. Eso nos obliga a trabajar en conjunto, vencer barreras culturales y potenciar la integración local, porque la industria neuquina quiere y puede ser protagonista”, sostuvo.

    El directivo puso especial énfasis en la necesidad de reforzar la Ley 3338 de Fortalecimiento y Desarrollo de la cadena de Valor Neuquina, una herramienta que obliga a las operadoras y empresas de servicios a invitar a proveedores locales a sus procesos de licitación y que otorga una preferencia competitiva a las firmas neuquinas.

    “El Compre Neuquino no es un privilegio; es una compensación lógica por los mayores costos operativos que enfrentan las empresas de Neuquén. Ese margen del 6% al 9% es lo que permite equilibrar la cancha y que la industria local pueda competir con grandes jugadores externos”, afirmó Enríquez.

    El mecanismo funciona aplicando un “descuento normativo” sobre la oferta local en caso de otra propuesta más económica, buscando asegurar adjudicaciones que mantengan el beneficio económico dentro de la provincia.

    Para Enríquez, su fortalecimiento es indispensable en el actual contexto. “No queremos que Vaca Muerta se convierta en una economía extractiva sin impacto en la matriz productiva neuquina. La riqueza del subsuelo tiene que traducirse en empleo, industria y desarrollo local”, subrayó.

    Y agregó: «Las empresas neuquinas conocen el sector, a los trabajadores, la dinámica productiva local y al propio gobierno provincial. Tienen un conocimiento profundo de la industria; ahora el desafío es ayudarlas a capitalizar ese saber y llevarlo a su máxima expresión«.

    Para eso -explicó Enriquez- «se necesitan convenios con otras empresas, articulación con cámaras sectoriales y más espacios de vinculación que potencien las oportunidades que hoy ofrece Vaca Muerta, que son inmejorables. Apenas estamos en el 10% del desarrollo del yacimiento: la expansión que viene es enorme. La pregunta es cómo lograr que la industria neuquina sea protagonista de ese crecimiento».

    Enríquez enumeró los principales retos que enfrentan las pymes y la industria metalmecánica: presión creciente sobre la mano de obra especializada, costos laborales y logísticos más altos que la media nacional, y la necesidad de acuerdos para mejorar capacidades técnicas y de gestión.

    Roerto Enriquez, presidente de Adineu.  

     

    “Las empresas neuquinas necesitan apoyo para escalar. Eso implica transferencia tecnológica, alianzas estratégicas y trabajo conjunto con quienes ya tienen experiencia en operación de gran porte. No se trata solo de competir, sino de cooperar y complementarnos”, expresó.

    El evento incluye rondas de vinculación, paneles sobre demanda futura del sector Oil & Gas, oportunidades para la industria metalmecánica, financiamiento, certificaciones y la presentación de casos de éxito empresarial de la región.

    Forjando Vaca Muerta se plantea como un espacio para vincular al sector energético con proveedores industriales, con el objetivo de fortalecer la participación neuquina en las próximas etapas del desarrollo shale.

    Desde el Centro PyME–ADENEU, FECENE y ADINE, insisten en la importancia de construir un ecosistema donde la industria local gane escala y protagonismo.

    “Tenemos el conocimiento, el talento y el compromiso. Lo que necesitamos ahora es que la integración local sea una política sostenida en el tiempo. Vaca Muerta debe ser una oportunidad para Neuquén, no solo un enclave productivo. Y eso se garantiza con industria neuquina fuerte”, concluyó Enríquez.

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  • Minerales críticos, IA y petróleo: los factores que reconfiguran la seguridad energética global

    Minerales críticos, IA y petróleo: los factores que reconfiguran la seguridad energética global

    La seguridad energética vuelve a ubicarse en el centro de la agenda internacional. Según la edición 2025 del World Energy Outlook (WEO), la publicación insignia de la Agencia Internacional de Energía (IEA), los países enfrentan simultáneamente riesgos crecientes en petróleo, gas, minerales críticos, electricidad y nuevas tecnologías, en un contexto global donde la energía se ha transformado en un factor decisivo de estabilidad geopolítica y económica.

    En este marco, la IEA subraya la urgencia de que los gobiernos profundicen la diversificación de suministros y refuercen la cooperación internacional para navegar un escenario dominado por incertidumbres, competencia estratégica y nuevas vulnerabilidades.

    El WEO-2025 se apoya en tres escenarios prospectivos —no como pronósticos, sino como trayectorias alternativas— que permiten evaluar el impacto de las decisiones de inversión, políticas y tecnologías sobre la seguridad, la asequibilidad y las emisiones.

    En todos ellos, la demanda global de servicios energéticos continúa creciendo a partir de necesidades urbanas, industriales y digitales: movilidad, climatización, iluminación, manufactura, y especialmente, datos y servicios asociados a inteligencia artificial.

    El centro de gravedad del consumo se desplaza hacia economías emergentes. India, el Sudeste Asiático, regiones de Medio Oriente, África y América Latina comienzan a ocupar un rol determinante en la configuración de los mercados energéticos globales, tomando la posta de China, país que impulsó más de la mitad del crecimiento de la demanda de petróleo y gas desde 2010.

    En paralelo, el sistema eléctrico adquiere un protagonismo central. La demanda eléctrica crece más rápido que el consumo energético total en todos los escenarios y ya representa la mitad de las inversiones globales del sector.

    El auge de los centros de datos y el despliegue acelerado de IA hacen que incluso las economías avanzadas enfrenten un incremento inédito del consumo. Para 2025, la inversión mundial en data centers alcanzará los U$S 580.000 millones, superando por primera vez el gasto destinado al petróleo.

    Sin embargo, la expansión de redes eléctricas y almacenamiento no avanza al mismo ritmo que la generación renovable. Desde 2015 la inversión en generación aumentó un 70%, pero el gasto en redes creció menos de la mitad, creando cuellos de botella que ya comprometen la seguridad del suministro.

    Aun así, las renovables lideran el crecimiento en todas las trayectorias: la energía solar impulsa la expansión y, hacia 2035, el 80% del incremento global del consumo se dará en zonas con alta irradiación solar. El informe también describe un resurgimiento nuclear, con incrementos previstos de al menos un tercio en capacidad instalada para 2035.

    Respecto a hidrocarburos, el WEO prevé suministros abundantes en el corto plazo, aunque alerta que esto no debe traducirse en complacencia. Para 2030 se sumarán 300.000 millones de m³ de capacidad de exportación de GNL, la mitad en Estados Unidos y otro 20% en Qatar. Pero tanto el petróleo como el gas continúan expuestos a shocks geopolíticos y variaciones de demanda.

    Pese a los avances tecnológicos, el mundo sigue lejos de sus metas climáticas y de acceso universal. Hoy, 730 millones de personas no cuentan con electricidad y cerca de 2.000 millones cocinan con métodos peligrosos para la salud. El informe reconoce que, aun en los escenarios más ambiciosos, el planeta superará temporalmente los 1,5°C de calentamiento, aunque la trayectoria de cero emisiones permitiría una reducción posterior.

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  • Exportaciones de crudo: por la caída de precios se perdieron ingresos por u$s1.000 millones en 2025

    Exportaciones de crudo: por la caída de precios se perdieron ingresos por u$s1.000 millones en 2025

    La fuerte caída que experimentó el precio internacional del barril de crudo desde comienzos de enero amenazaba con afectar seriamente este 2025 el saldo de la balanza comercial energética, pero la creciente actividad de Vaca Muerta y su performance exportadora en continua alza permitió no sólo sostener el superávit de 2024 sino cubrirlo aún faltando dos meses para el cierre del actual ciclo y encaminarse a otro récord histórico.

    Luego de un 2024 con un saldo de balanza energética por encima de los u$s5.668 millones, el nuevo año arrancó con un precio del crudo que a mediados de enero alcanzaba el pico de u$s82,04 el barril de Brent. A partir de entonces se produjo un marcado declive que en los primeros diez meses del año alcanzó una baja del 31%, cuando se compara con los u$s62,56 del viernes último.

    La caída pronunciada de precios obligó a analistas del sector y al propio Gobierno a recalcular las previsiones del superávit energético del año. De hecho, en lo que va de 2025, el efecto precio en las exportaciones de petróleo generó menores ingresos por US$1.010 millones, de acuerdo con el análisis que realizó el economista Nadin Argañaraz, sobre datos del Intercambio Comercial Argentino.

    No obstante, el acumulado de los primeros diez meses arrojó un superávit de US$6.067 millones, producto de exportaciones por US$9.019 millones e importaciones por US$2.951 millones, por lo que se estima que, de seguir esta tendencia, el año cerrará entre US$7.500 y US$7.700 millones favorables, casi US$2.000 millones por encima del último período.

    Pero el mismo titular del Instituto Argentino de Análisis Fiscal (IARAF) explicó cómo los mayores volúmenes de exportación, por la aceleración de la actividad de Vaca Muerta a partir de la mayor capacidad de transporte, permitieron contener el efecto precio e incluso alcanzar un nuevo récord de balanza energética dos meses antes de que finalice 2025.

    Es que en octubre el intercambio del sector explicó el 89% del saldo de la balanza comercial del país en el mes, con un saldo positivo de US$708 millones. Esto ocurrió de la mano de exportaciones por US$913 millones e importaciones por US$205 millones, constituyéndose en el segundo mayor saldo positivo del año, luego del pico de US$767 millones de septiembre.

    En ese sentido, el menor superávit se registró en julio, con apenas US$999 millones a favor de la balanza, en coincidencia con el mes de pico de demanda de gas por las bajas temperaturas y, en consecuencia, mayor nivel de importaciones de Gas Natural Licuado (GNL), el principal rubro de compras energéticas a lo largo del año para el país.

     

    Al descomponer la variación de la balanza de dólares de la energía de octubre, se tiene que el efecto precio generó una caída de US$36 millones. En lo que va del año, el saldo es una caída de US$431 millones. En relación con el efecto cantidades, en octubre el saldo extra fue positivo por US$134 millones y en lo que va del año fue positivo por US$2.176 millones.

    De la combinación de un efecto cantidades positivo y un efecto precio negativo, surgió el efecto neto positivo de US$1.745 millones. En tanto, por el menor precio de la energía importada se ahorraron US$579 millones y por la menor cantidad de energía importada se ahorraron US$143 millones. La suma da un total de US$722 millones.

    El análisis continúa indicando que, en materia de exportaciones, el efecto precio acumulado hasta octubre generó una pérdida de US$1.010 millones respecto al mismo período de 2024. Dado un efecto cantidad positivo de US$2.033 millones extras, el saldo fue positivo por US$1.023 millones.

    Así, del ahorro de US$722 millones por menores importaciones y del mayor ingreso de US$1.023 millones por mayores exportaciones, surge el saldo incremental de US$1.745 millones en lo que va del año respecto al mismo período de 2024.

    Finalmente, los destinos de exportación también registraron durante el año oscilaciones importantes respecto al año pasado. En ese sentido, los embarques de energéticos a Brasil en el acumulado suman US$621 millones, con una caída de 29,1%, mientras que con China las ventas sumaron US$322 millones, con un alza de 461%.

    En cuanto a la relación con Estados Unidos, el mismo rubro de combustibles y energía llegó de enero a octubre a los US$2.965 millones, con un crecimiento de 64,5%. Con Chile se mantuvo estable en US$2.995 millones, con una variación negativa de 0,7%, mientras que con India, si bien las exportaciones fueron de apenas US$115 millones, el crecimiento porcentual superó el 563%.

    El precio del barril Brent en 2025 experimentó oscilaciones debido a la tensión entre el aumento de la producción de la OPEP+ y la debilidad de la demanda mundial. Además, los conflictos geopolíticos en Oriente Medio, como el enfrentamiento entre Israel e Irán, provocaron picos temporales en el precio, mientras que las tensiones comerciales y el aumento de la producción en Estados Unidos generaron presiones a la baja.

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  • Marcelo Álvarez fue elegido nuevo presidente de la Cámara Argentina de Energías Renovables

    Marcelo Álvarez fue elegido nuevo presidente de la Cámara Argentina de Energías Renovables

    Marcelo Álvarez fue elegido presidente de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) para el periodo 2026-2027.

    Su designación se produjo durante la Asamblea Ordinaria de socios de la entidad, en la que también se aprobó la memoria, el balance y los informes de gestión de la directiva saliente, correspondiente al ejercicio cerrado al 30 de junio de 2025.

    Junto con Álvarez, quedaron conformados los otros cargos clave: Vicepresidente, Agustín Siboldi; Secretario, Martín Dapelo, y Tesorero, Alejandro Parada

    La designación de Álvarez al frente de la CADER llega en un momento estratégico para el sector renovable argentino: mientras las renovables marcan records de participación en la demanda eléctrica, la cámara debe liderar la consolidación del crecimiento, fomentar la inversión y acompañar la transición energética con una visión sostenible y de largo plazo

    Según datos de CAMMESA, el 19 de octubre de 2025 se registró un pico histórico: el 44,28% de la demanda eléctrica del SADI fue abastecida por energías renovables.

    De ese total renovable, 3.495 MW provinieron del viento, 2.015 MW de la solar fotovoltaica, 233 MW de pequeños aprovechamientos hidráulicos y 154 MW de bioenergía

    Además, las fuentes variables (eólica y solar) cubrieron 41,4% de la demanda nacional en ese instante, otro hito para la matriz limpia del país.

    En el primer semestre de 2025, la generación renovable acumulada alcanzó 12.440 GWh, lo que representa un crecimiento del 17% interanual con respecto al mismo período del año anterior.

    En cuanto a capacidad instalada, Argentina ya superó los 7 GW en renovables: según Cammesa, de ese total 4.476 MW son eólicos, 2.192 MW solares, 333 MW provienen de bioenergía y 113 MW de mini hidroeléctricas (menos de 50 MW).

    Con la nueva Comisión Directiva, CADER debe seguir jugando un rol clave en la articulación entre empresas, gobierno y reguladores para sostener el ritmo de crecimiento renovable. «Aumentar la participación renovable implica también resolver barreras administrativas, impulsar nuevas licitaciones y mejorar los marcos regulatorios», explican desde el sector.

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  • Vaca Muerta sigue haciendo historia desde el presente y el futuro del shale oil

    Vaca Muerta sigue haciendo historia desde el presente y el futuro del shale oil

    La llegada de Continental Resources a Los Toldos II Oeste, el nuevo plan de inversión de Vista Energy, el salto de Phoenix Global Resources en Río Negro y el doble récord histórico de producción de petróleo en Neuquén y a nivel nacional marcaron una semana donde el crudo volvió a ordenar la agenda de Vaca Muerta. 

    El shale oil tuvo una noticia de magnitud con la confirmación de que Pluspetrol acordó ceder el 90% del bloque Los Toldos II Oeste a Continental Resources, que desembarcará, cuando la provincia lo apruebe, en Neuquén con una nueva filial local. El 10% restante sigue en manos de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP). La operación suma a uno de los actores emblemáticos del shale estadounidense, con antecedentes en Bakken y la cuenca Anadarko, a la competencia por el petróleo en el norte de la formación neuquina.

    En términos políticos, el ingreso de Continental refuerza el mensaje que la gestión neuquina viene enviando a los mercados: que la ventana de crudo de Vaca Muerta está abierta a jugadores capaces de acelerar pilotos y llevarlos a desarrollo masivo. Para el gobierno provincial, la llegada de un operador de referencia global también funciona como una nueva señal de validación del marco local.

    La semana previa había sumado también para la aceleración del petróleo. Tras el Investor Day de Vista Energy, el CEO de la compañía, Miguel Galuccio, ratificó que la empresa ya está financiada para un salto de producción: “El plan es subir de donde estamos ahora, que son 115.000 barriles, a 180.000 barriles en tres años”, explicó. La apuesta se apoya en más equipos de perforación, pozos largos de entre 2.800 y 3.000 metros y una reducción de costos que apunta a pozos de US$ 11 millones hacia 2028. Eso sí, puso en perspectiva parte de lo que es un dilema para la siguiente expansión: Vaca Muerta sigue siendo entre 30% y 35% más cara que las grandes cuencas de Estados Unidos por una cuestión de escala y logística.

    En paralelo, Phoenix Global Resources terminó de consolidarse como principal productor de petróleo de Río Negro. La compañía puso en marcha a fines de octubre el primer PAD de cuatro pozos horizontales en Confluencia Sur, con ramas laterales de 3.000 metros y 105 etapas de estimulación de alta intensidad. La producción inicial del bloque supera los 5.000 barriles diarios en período de pruebas, que sumados a Confluencia Norte llevan la operación conjunta a más de 7.000 bbl/d.

    Con este desempeño, Phoenix ya explica más del 25% del petróleo de Río Negro y se apoya en un plan de inversiones que supera los US$ 110 millones, entre perforación de siete pozos y 228 km² de sísmica 3D. Sus desarrollos no convencionales alcanzan los 19.000 barriles diarios, y confirman que la roca de Vaca Muerta mantiene continuidad hacia el sureste, ampliando el mapa político-energético más allá de Neuquén y obligando a Río Negro a acelerar su propia agenda de infraestructura, regulaciones y beneficio local.

    El escenario de fondo de estos movimientos es el dato más contundente de la semana: en octubre, Argentina alcanzó un nuevo máximo histórico de producción de petróleo con 859.500 barriles diarios, superando el récord que se mantenía desde 1998. De ese total, Vaca Muerta aportó 587.190 barriles diarios, cerca del 68% de la producción nacional.

    El mismo número resume el segundo récord: la provincia de Neuquén también llegó a su máximo histórico, al pasar de 566.967 barriles diarios en septiembre a 587.190 bbl/d en octubre, con un crecimiento intermensual de más de 20.000 barriles y una suba interanual superior al 30%. En los hechos, Neuquén y Vaca Muerta son hoy casi sinónimos en materia de petróleo, con un perfil cada vez más orientado a la exportación a través de Oldelval, Otasa y el futuro oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que tendrá una capacidad proyectada de transporte de 700.000 barriles diarios hacia la costa atlántica.

    La combinación de más infraestructura y reglas fiscales específicas, como la eliminación reciente de retenciones al crudo convencional, que apuntala las cuencas maduras mientras el shale crece, completa un cuadro donde el petróleo argentino recupera un rol central en la balanza comercial energética, que tuvo un saldo positivo de US$ 708 millones en octubre.

    Mientras tanto, en el frente del gas se juega la próxima etapa de la historia de Vaca Muerta. YPF, Eni y el brazo inversor de ADNOC (XRG) avanzaron este mes en un Framework Agreement para el plan LNG Argentina, que prevé al menos dos unidades flotantes de licuefacción frente a la costa de Río Negro, alimentadas por gas de la Cuenca Neuquina.

    Según detalló YPF, la petrolera espera cerrar el acuerdo definitivo con Eni y ADNOC en un plazo del orden de 30 días, lo que abriría la fase de búsqueda de financiamiento para una inversión estimada en US$ 35.000 millones en los primeros cuatro años y un volumen de exportaciones proyectado en US$ 200.000 millones en 20 años.

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  • La generación eléctrica en América Latina creció 4,5% y repuntaron la energía nuclear y el gas natural

    La generación eléctrica en América Latina creció 4,5% y repuntaron la energía nuclear y el gas natural

    La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) informó que América Latina y el Caribe generaron 161 TWh de electricidad en julio de 2025, lo que representa un crecimiento interanual del 4,5%.

    El incremento estuvo impulsado principalmente por una mayor producción de energía nuclear y gas natural, en un mes marcado por la reducción de los aportes hidroeléctricos debido a condiciones de sequía en varias cuencas de la región.

    A pesar de que la hidroelectricidad continúa siendo la columna vertebral de la matriz eléctrica—con un 45,7% del total generado—su participación disminuyó respecto de junio por un menor caudal en zonas andinas y amazónicas. OLADE aclaró que las variaciones no pueden atribuirse de manera uniforme al fenómeno de La Niña, dado que su impacto difiere entre regiones: mientras algunas áreas enfrentan déficit hídrico, otras registran lluvias por encima de lo normal.

    En paralelo, la generación con gas natural mantuvo su tendencia ascendente, tanto por la mayor necesidad de respaldo ante la intermitencia de la energía eólica y solar, como por el incremento de la capacidad instalada en plantas térmicas.

    Asimismo, la energía nuclear registró un crecimiento destacado del 26,9%, impulsada por la reincorporación de unidades que habían estado fuera de servicio por mantenimiento programado.

    En contraste, las fuentes alternativas como la bioenergía y el petróleo y sus derivados mostraron fuertes caídas interanuales del 15,5% y 10,7%, respectivamente. La recuperación de la hidroelectricidad frente a julio de 2023 refleja también el alivio respecto de las sequías provocadas por El Niño, que aquel año llevaron a uno de los niveles más bajos de generación hídrica del período.

    El análisis de OLADE sobre el período julio 2023–2025 muestra que la nuclear es la fuente con mayor crecimiento acumulado (+26,9%), seguida por la hidroelectricidad (+12,6%). En cambio, la bioenergía y los derivados del petróleo registraron los mayores descensos.

    Al comparar julio de 2025 con el mismo mes de 2024, la hidroenergía continúa siendo el recurso con mayor aporte adicional en términos absolutos, con 10,2 TWh más, seguida del petróleo y derivados (+4,1 TWh) y del carbón (+1,8 TWh). Esta dinámica confirma la persistente volatilidad asociada a la disponibilidad hídrica y la necesidad de respaldo térmico.

    El informe detalla que el índice de renovabilidad regional cayó al 65% en julio, frente al 71% de junio, debido a la menor generación hidroeléctrica y al incremento de la producción con fuentes fósiles. Aunque la generación renovable totalizó 104 TWh, la expansión de las fuentes no renovables (57 TWh) redujo el indicador.

    A nivel nacional, diez países superaron el promedio regional. Paraguay y Costa Rica encabezaron la lista con una matriz 100% renovable, seguidos por Uruguay (97%), Venezuela (94%), Colombia y Ecuador (90%), Brasil (88%), Panamá (83%), Belice (77%) y El Salvador (68%). Esta dispersión evidencia las profundas diferencias en infraestructura eléctrica y grados de avance en la transición energética dentro de la región.

    Según OLADE, el seguimiento mensual de la generación es fundamental para orientar políticas públicas y decisiones de inversión en un escenario caracterizado por la variabilidad climática, la necesidad de diversificar fuentes y el avance de la transición energética en América Latina.

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  • YPF y Toyota extienden por cuatro años su alianza estratégica durante una visita a Vaca Muerta

    YPF y Toyota extienden por cuatro años su alianza estratégica durante una visita a Vaca Muerta

    YPF y Toyota anunciaron la renovación por cuatro años de la alianza estratégica que mantienen desde hace siete años, en el marco de una visita conjunta a Vaca Muerta, donde directivos de ambas compañías recorrieron operaciones y destacaron los resultados obtenidos en materia de eficiencia, innovación y sostenibilidad.

    La firma del acuerdo estuvo a cargo del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y del presidente de Toyota Argentina, Gustavo Salinas.

    Durante la recorrida, los ejecutivos pudieron observar el punto de origen de los combustibles YPF, que la automotriz utiliza en la producción de sus vehículos y recomienda a sus clientes bajo la certificación internacional TOP TIER, un estándar que evalúa la calidad y el desempeño de combustibles premium.

    Al formalizar la renovación, Marín afirmó que “la asociación con una empresa como Toyota y la relación que generamos en los últimos años es un ejemplo de lo que buscamos con cada uno de nuestros socios: trabajar como si fuéramos uno, con el objetivo común de transformar a YPF en una empresa más eficiente, innovadora y de clase mundial”.

    Por su parte, Salinas destacó que “es un orgullo trabajar junto a una compañía icónica para todos los argentinos, que nos permite seguir creando soluciones de movilidad para cada vez más personas. Los combustibles y lubricantes YPF que usamos durante la producción de nuestros vehículos en Zárate se exportan a 22 países de América Latina, lo que muestra el potencial de nuestra industria y de esta asociación”.

    En el marco de la visita, los directivos conocieron la implementación del TOYOTA WELL, una adaptación del Toyota Production System (TPS) aplicada por YPF en su negocio petrolero. Esta metodología —reconocida globalmente por su foco en la mejora continua y la eficiencia— está contribuyendo a optimizar los procesos en Vaca Muerta y en otras operaciones clave de la compañía.

    A lo largo de estos años, ambas empresas consolidaron una agenda compartida en diferentes áreas estratégicas. En materia de energía renovable, YPF Luz provee electricidad 100% renovable para la producción de los modelos Hilux, SW4 y Hiace en la planta de Toyota en Zárate, abastecida por parques eólicos y solares.

    En cuanto a eficiencia operativa, la automotriz acompañó la aplicación del TPS en operaciones de YPF en Vaca Muerta y en el Complejo Industrial de Lubricantes y Especialidades (CILE) en La Plata. Este intercambio permitió optimizar tiempos, reducir desperdicios y mejorar la productividad en distintos procesos.

    Además, ambas compañías colaboraron en el desarrollo de combustibles TOP TIER y lubricantes destinados a la producción de vehículos Toyota, los mismos que la marca recomienda para sus clientes en todo el país.

    En el ámbito del motorsport, la alianza se profundizó a través del equipo Toyota Gazoo Racing YPF INFINIA, que compite en el TC2000, combinando ingeniería automotriz con el combustible premium YPF INFINIA Turbo Clean.

    La cooperación también se extendió a la movilidad urbana mediante la instalación de estaciones de Kinto, la plataforma de movilidad a demanda de Toyota, en estaciones de servicio de YPF de todo el país.

    Finalmente, ambas compañías sostienen iniciativas conjuntas en el plano social y educativo junto a la Fundación YPF, entre ellas el programa Aula Móvil, que promueve la formación técnica en comunidades de distintas provincias.

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