Autor: Mejor Energía

  • Sudamérica necesita invertir 500.000 millones de dólares anuales para alcanzar la transición energética

    Sudamérica necesita invertir 500.000 millones de dólares anuales para alcanzar la transición energética

    Sudamérica necesita elevar su inversión anual en energía limpia hasta 500.000 millones de dólares para cumplir los objetivos de transición energética hacia 2050, advirtió la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) en su último informe presentado durante la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP30), que se celebra en Brasil.

    El organismo señaló que la región solo atrajo 58.000 millones de dólares en 2024, lo que representa apenas el 2,5% de los 2,4 billones de dólares invertidos globalmente en el sector.

    Esta brecha, indicó IRENA, refleja la urgencia de movilizar capital público y privado, mejorar la planificación energética regional y establecer marcos regulatorios más previsibles para atraer inversiones sostenibles.

    “América del Sur tiene un potencial extraordinario en recursos renovables, pero necesita una visión compartida y una arquitectura financiera capaz de canalizar las inversiones a la escala requerida”, subraya el informe.

    Según las proyecciones, acelerar la transición energética podría incrementar el PIB regional en un 1,1% anual adicional entre 2023 y 2050 respecto de los escenarios actuales, además de crear más de 12 millones de empleos en el sector energético.

    En 2024, el mundo agregó un récord de 582 gigavatios (GW) de capacidad renovable, de los cuales Sudamérica aportó 23 GW, consolidando su posición como una de las regiones más competitivas en costos para la generación solar e hidroeléctrica. Sin embargo, para alcanzar las metas de descarbonización, el continente deberá instalar 55 GW adicionales por año, más del doble de la tasa actual.

    IRENA estima que el 98,5% de la electricidad regional podría provenir de fuentes renovables hacia 2050, con la energía solar y eólica liderando la expansión. Para lograrlo, recomienda fortalecer seis factores clave: la estrategia regional, la gobernanza, las capacidades laborales, el financiamiento, la infraestructura y la planificación energética.

    En las últimas cumbres climáticas, la cuestión del financiamiento ha sido un eje recurrente.
    Durante la COP28 (Dubái, 2023), IRENA ya había advertido que América Latina y el Caribe recibían menos del 4% del flujo mundial de inversiones en energías renovables, pese a disponer de algunos de los recursos naturales más abundantes del planeta.

    En tanto, en la COP29 (Bakú, 2024), los países latinoamericanos reclamaron mayor acceso a fondos de transición justa y mecanismos de compensación por la pérdida de biodiversidad y vulnerabilidad ante eventos climáticos extremos.

    La COP30, primera en realizarse en Sudamérica desde la COP20 en Lima (2014), reaviva el debate sobre el papel estratégico de la región en la descarbonización global, no solo como proveedora de materias primas críticas —litio, cobre, hidrógeno verde— sino también como potencial líder en energía limpia y manufactura verde.

    IRENA advierte que, sin una acción concertada, el riesgo es quedar rezagados en la carrera tecnológica y financiera que impulsa la nueva economía energética mundial.

    El informe concluye que la transición energética en Sudamérica no es solo un desafío ambiental, sino una oportunidad económica y social sin precedentes.
    “Cada dólar invertido en energías limpias puede generar retornos múltiples en crecimiento, empleo y resiliencia climática”, sostiene el organismo.

    El llamado de IRENA llega en un momento clave, cuando los países de la región buscan definir una agenda común de transición justa, que combine sostenibilidad, competitividad e inclusión social.

    , , , , , , , , , , ,

  • Marín y el LNG Argentina: “Eni y ADNOC van a ser offtakers del GNL que se va a producir en Río Negro»

    Marín y el LNG Argentina: “Eni y ADNOC van a ser offtakers del GNL que se va a producir en Río Negro»

    El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, aseguró que el proyecto Argentina LNG “ya es una realidad” tras la adhesión de ADNOC, la cuarta petrolera más grande del mundo, al consorcio que lidera junto a la italiana ENI.

    Estoy muy contento porque Argentina LNG es una realidad. En Emiratos Árabes firmamos la adhesión de ADNOC al proyecto, que junto con ENI producirá 12 millones de toneladas anuales de GNL”, afirmó Marín en diálogo con Radio Mitre.

    El directivo subrayó que el plan “implicará una inversión de 35.000 millones de dólares en cuatro años y generará 200.000 millones en exportaciones en las próximas dos décadas, es decir, 10.000 millones de dólares por año”.

    Marín explicó que tanto ENI como ADNOC serán los principales offtakers del gas natural licuado que se producirá en Río Negro, lo que —según dijo— otorga “una base muy sólida al proyecto y facilita el acceso al financiamiento internacional”.

    Debe ser la inversión extranjera más grande de la historia del país, y lo más importante es que será mayoritariamente financiada con capitales internacionales, en una proporción de dos tercios”, precisó.

    El titular de YPF adelantó además que el desarrollo implicará la construcción de un nuevo gasoducto, un oleoducto, un poliducto, plantas de separación de líquidos y un puerto de exportación, obras que comenzarán hacia 2027.

    “Va a haber muchísimo trabajo. Estamos frente a un proyecto de una magnitud que todavía no terminamos de dimensionar”, sostuvo.

    En cuanto al desempeño operativo de la compañía, Marín destacó los resultados del tercer trimestre de 2025, en los que YPF alcanzó un récord histórico de producción shale, con 190.000 barriles diarios en octubre, y un EBITDA ajustado de 1.357 millones de dólares, un 21% superior al trimestre anterior.

    A pesar de una caída de 650 millones de dólares en los ingresos por precios, logramos mantener los resultados gracias a la eficiencia y la salida de los campos maduros”, señaló.

    También resaltó el crecimiento en refinación: “La refinería de La Plata, que en 2023 estaba entre las de menor rentabilidad, hoy fue reconocida como la mejor de América Latina. Pasó de procesar 96.000 a casi 200.000 barriles diarios”.

    Finalmente, Marín aseguró que su misión al frente de YPF es “generar valor y mantener el foco”. “Si logramos exportar 30.000 millones de dólares para 2031, será la mejor contribución que podamos hacer al país”, concluyó.

    , , , , , , , , , , , ,

  • El sector petroquímico confía en que los no convencionales y las exportaciones aportarán mayor valor agregado

    El sector petroquímico confía en que los no convencionales y las exportaciones aportarán mayor valor agregado

    La Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP) participó en el Argentina Commodity Insights Briefing 2025, organizado por S&P Global Commodity Insights. El encuentro reunió a referentes de los sectores energético, petroquímico y financiero para analizar las perspectivas del mercado y los desafíos de la transición energética en Argentina y América Latina.

    El evento, realizado en el Sheraton Buenos Aires Hotel, contó con la presencia de analistas internacionales, ejecutivos de empresas líderes y representantes del sector público. Entre los temas destacados se abordaron las oportunidades de desarrollo de Vaca Muerta y su impacto en la industria química y petroquímica nacional.

    Durante su exposición, el Ing. Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la CIQyP, presentó la ponencia titulada El gas natural como vector de desarrollo industrial: de Vaca Muerta a la petroquímica argentina”. Allí, subrayó el potencial del país para transformar sus recursos energéticos en productos de mayor valor agregado, generando empleo calificado, exportaciones y crecimiento sostenible.

    Consultado sobre la situación del sector, De Zavaleta señaló que el desempeño petroquímico refleja la evolución general de la economía y las cadenas de valor que abastece.

    Además, explicó que la sobreoferta global de productos ha comprimido los precios, afectando la rentabilidad, aunque persisten señales de mejora gracias al aumento de la producción de gas y líquidos del gas natural (NGLs).

    “La potencial disponibilidad de gas natural y NGLs en forma abundante y competitiva nos permite ser optimistas respecto a su monetización a través del valor agregado que aporta la petroquímica”, afirmó el directivo.

    De Zavaleta destacó que la evolución del sector podría seguir la misma tendencia que en Estados Unidos, donde el desarrollo de los hidrocarburos no convencionales impulsó una fuerte expansión de las exportaciones de petróleo, GNL y líquidos de gas natural (etano, propano y butano), acompañada por una notable expansión de la industria petroquímica.

    En este contexto, el orador enfatizó que “no hay que preocuparse por exportar gas y petróleo, porque eso significa mayor competitividad y más materias primas para la petroquímica”, una declaración que marcó la orientación pro mercado del encuentro.

    A lo largo de la jornada, los distintos paneles abordaron la dinámica del mercado energético, las perspectivas de inversión en exploración y producción, el desarrollo del gas natural licuado (GNL) y los líquidos del gas natural (LGN), además de las estrategias de refinación y downstream. También se discutieron los avances tecnológicos y regulatorios necesarios para fortalecer la competitividad del sector frente a los desafíos globales de la descarbonización.

    , , , , , , , , , ,

  • La Angostura Sur, el nuevo bloque estrella de YPF que generará U$S 500 millones anuales

    La Angostura Sur, el nuevo bloque estrella de YPF que generará U$S 500 millones anuales

    YPF resaltó ante inversores los resultados que viene recogiendo su estrategia de desarrollo no convencional, enfocándose en expandir su presencia en Vaca Muerta más allá de sus áreas históricamente centrales. Durante la reciente call de presentación de resultados del tercer trimestre, la compañía dio a conocer detalles del desarrollo del bloque La Angostura Sur, que emerge como un activo de rendimiento excepcional, consolidándose como el nuevo foco de la operación en el extremo de la formación.

    Este activo es de vital importancia estratégica, dado que es propiedad al cien por ciento de YPF bajo una concesión no convencional con una vigencia que se extiende hasta el año 2059, lo cual subraya el potencial a largo plazo que la compañía asigna a esta región austral de Vaca Muerta.

    Los datos de producción más recientes confirman el acierto de esa apuesta: La Angostura Sur experimentó un crecimiento vertiginoso en la producción de petróleo no convencional, y en los últimos doce meses el volumen de extracción se multiplicó por un factor de 17, al pasar de apenas 2.000 barriles diarios en octubre de 2024 a superar los 35.000 barriles en octubre último. Hasta el momento, la compañía desarrolló el 15% de los 350 pozos de inventario.

    El impacto financiero de este desempeño es igualmente contundente, ya que se estima que el bloque La Angostura Sur se proyecta como un campo capaz de generar un EBITDA anual superior a los US$500 millones, reconfirmando la capacidad de Vaca Muerta para albergar proyectos de alta rentabilidad, lo que otorga gran competitividad al momento de ganar mercados.

    Las proyecciones a futuro refuerzan el optimismo porque se espera que el área alcance una producción máxima de más de 80.000 barriles diarios en los próximos años. Esta expansión se basa en una estructura de costos eficiente, con un precio de equilibrio (break-even) inferior a 40 dólares por barril. Este bajo costo operativo no solo garantiza la rentabilidad del proyecto, sino que también lo posiciona con una significativa resiliencia frente a la evolución de la dinámica global del mercado energético.

    La compañía destacó que la etapa inicial de desarrollo del play ya demostró la alta calidad del reservorio. Los pozos perforados exhibieron niveles de productividad prometedores, con una recuperación final estimada de alrededor de 1,3 millones de barriles equivalentes de petróleo (BOE). Esta cifra de recuperación incluye tanto el petróleo como el gas natural asociado, proyectando un potencial sostenido a largo plazo.

    El éxito puntual de La Angostura Sur es un driver clave dentro del desempeño general del segmento de exploración y producción (E&P) de YPF. La producción total de shale oil de la compañía registró un fuerte crecimiento del 35% interanual y un 17% con respecto al trimestre inmediatamente anterior.

    Esta expansión del no convencional resultó fundamental, ya que logró neutralizar casi por completo la disminución en la producción convencional. Dicha disminución fue el resultado directo de la estrategia de salida o desinversión de campos maduros, representando un volumen de solo 14.000 barriles por día en el trimestre analizado. Esta transición subraya la migración estratégica de YPF hacia activos más jóvenes y rentables en el shale.

    En la call se resaltó que YPF no solo está creciendo, sino que está consolidando su liderazgo en Vaca Muerta, siendo responsable de aproximadamente un tercio de la producción nacional de petróleo. El tercer trimestre de 2025 confirmó un sólido desempeño general, impulsado por los principales activos centrales, sumado a las contribuciones significativas de los bloques centrales Norte y Sur.

    La tasa de crecimiento trimestral del petróleo de shale fue del 55% en comparación con los tres trimestres anteriores. Las cifras preliminares de octubre marcan un máximo histórico de 190.000 barriles diarios, y este nivel, que representa un fuerte incremento del 70% con respecto a noviembre de 2023, se adelantó a lo previsto en el guidance anual.

    A partir de estos resultados, la compañía espera cumplir con el objetivo de producción promedio anual anunciado para todo 2025, que ronda los 165.000 barriles diarios, y se prevé superar la tasa de 190.000 barriles diarios a partir de diciembre, lo que marca un cierre de año con perspectivas de crecimiento superiores a las estimadas inicialmente.

    En cuanto al gas natural, la producción totalizó 38,4 millones de metros cúbicos por día. Este volumen refleja una disminución del 3% con respecto al trimestre anterior, causada por una contracción del 18% en la producción convencional de campos maduros. Sin embargo, el impacto fue mitigado por una expansión del 5% en la producción de shale gas, reafirmando la tendencia del no convencional como amortiguador de la declinación natural del upstream maduro.

    En el análisis de precios, un factor determinante para la rentabilidad del segmento E&P, el precio de realización del crudo promedió 60 dólares por barril durante el tercer trimestre. Este valor se mantuvo prácticamente sin cambios con respecto al trimestre anterior, aunque registró una contracción del 12% interanual, siguiendo de cerca las variaciones observadas en las tendencias internacionales.

    Los precios del gas natural mostraron una dinámica diferente, aumentando un 6% con respecto al trimestre anterior, hasta un promedio de 4,3 dólares por MBU (Mil BTU). Este incremento fue impulsado por la estacionalidad incluida en el Plan Gas, que abarca los meses de mayo a septiembre, donde los precios se ajustan para reflejar la mayor demanda invernal.

    , , , , , , , , , , , ,

  • Líderes mundiales piden acelerar la transición verde en la COP30 de Brasil

    Líderes mundiales piden acelerar la transición verde en la COP30 de Brasil

    Líderes  internacionales coincidieron en que el cambio climático redefine el crecimiento y la seguridad energética mundial. La cumbre se desarrolló en un momento crítico: 2025 se perfila entre los años más calurosos jamás registrados y la meta de limitar el aumento de temperatura a 1,5 °C parece más lejana que nunca.

    El presidente brasileño Luiz Inácio Lula da Silva abrió la cumbre destacando que “discutir la Amazonía en la Amazonía” representa un acto simbólico y político. El mandatario busca posicionar a Brasil como líder climático global, impulsando la creación del Fondo Bosques Tropicales para Siempre, que recompensará a los países que preserven sus selvas.

    El fondo, con una meta inicial de 125.000 millones de dólares, ya cuenta con promesas por 5.500 millones —incluidos 3.000 millones de Noruega y 1.000 millones de Brasil—.

    Sin embargo, el gesto contrasta con la reciente aprobación de exploraciones petroleras en la región amazónica, lo que generó críticas de ambientalistas y organizaciones indígenas.

    Por su parte, el secretario general de las Naciones Unidas, António Guterres, lanzó un mensaje contundente: “Podemos elegir liderar o ser llevados a la ruina. Hemos fracasado a la hora de garantizar mantenernos por debajo de 1,5 grados. Esto es un fracaso moral y una negligencia mortal.”

    Guterres criticó a la industria de los combustibles fósiles y a los gobiernos que, según dijo, “siguen cautivos de intereses petroleros en lugar de proteger el interés público”.

    Entre los discursos destacados, el primer ministro británico, Keir Starmer, sostuvo que avanzar hacia energías limpias es también una estrategia de independencia política. “La energía autóctona —eólica y nuclear en el caso del Reino Unido— nos permite liberarnos de dictadores como Putin·, agregó.

    El presidente de Finlandia, Alexander Stubb, calificó la inversión climática como “el plan de prosperidad del siglo XXI”, mientras que el príncipe Guillermo destacó el potencial de la transición ecológica para crear empleo y desarrollar nuevas tecnologías.

    En tanto, el vice primer ministro chino, Ding Xuexiang, presentó la “ruta verde” de China como motor de crecimiento, alentando a “eliminar barreras comerciales” que limiten la expansión global de tecnologías limpias.

    Diez años después del Acuerdo de París

    La COP30 marca una década desde el histórico Acuerdo de París, que comprometió a los países a reducir emisiones y apoyar financieramente a las naciones más vulnerables.
    Hoy, la brecha entre metas y acciones sigue siendo amplia: los compromisos actuales colocan al planeta rumbo a 2,7 °C de calentamiento, según la ONU.

    El financiamiento es uno de los temas más tensos. Los países en desarrollo reclaman recursos estables y previsibles para financiar la adaptación y la transición energética.

    El Fondo de Pérdidas y Daños, aprobado en la COP28, aún no cuenta con los aportes prometidos, mientras que sigue sin cumplirse la meta de movilizar 100.000 millones de dólares anuales.

    Brasil y Azerbaiyán —sede de la COP31— deberán presentar una hoja de ruta hacia los 1,3 billones de dólares anuales necesarios para transformar las economías globales en bajas en carbono.

    Según la Organización Meteorológica Mundial, 2025 podría convertirse en el segundo o tercer año más caluroso jamás registrado, dentro de una década récord. Los fenómenos extremos —huracanes, incendios y sequías— ya cuestan al mundo unos 1,4 billones de dólares anuales.

    “Ahora es el momento de dejar atrás la inercia”, advirtió el diplomático brasileño André Corrêa do Lago, presidente de la COP30.

    , , , , , , , , , , , ,

  • Shale gas: Neuquén impulsa el frente paulista y analiza las nuevas concesiones del LNG Argentina

    Shale gas: Neuquén impulsa el frente paulista y analiza las nuevas concesiones del LNG Argentina

    El gobierno de Neuquén avanza en la agenda exportadora con foco en Brasil y Estados Unidos, mientras delinea su posición ante posibles escenarios de precios más bajos en el corto y mediano plazo. “Si el precio se mantiene igual o baja un poco, nuestra variable de incremento tiene que ver con la producción”, afirmó Gustavo Medele, el ministro de Energía y Recursos Naturales, al remarcar que la provincia busca “exportar más” y así compensar eventuales caídas de cotización con mayor volumen.

    En una entrevista en Modo Shale, por Mitre Patagonia, Medele se refirió a las chances de Neuquén de llegar con más gas a Brasil. Planteó que sectores empresarios brasileños podría financiar las infraestructura necesaria.

    De hecho, una de las novedades de los últimos días es el trabajo directo con consumidores de gas industrial en Brasil.

    “Entre el año pasado y este año vimos un cambio: ya pudimos poner en la mesa de financiación a los consumidores finales”, señaló Medele, en referencia al empresariado paulista, corazón industrial del vecino país, luego de la visita que hizo el gobierno neuquino días atrás al vecino país.

    En San Pablo, sostuvo, más de 30 empresas conformaron un consorcio para articular demanda y acelerar proyectos de transporte y suministro. El paso siguiente, sostuvo el ministro, será cerrar financiamiento con bancos y avanzar con distribuidoras, transportistas y operadoras.

    Esto en lo que tiene que ver con el gas que podría llegar por el sistema de ductos troncales hasta el norte, en medio de la caída de la producción de Bolivia, hasta hace poco el principal socio estratégico en la región para la potencia sudamericana.

    Medele dijo que las empresas podrían ser parte de ese esquema de financiamiento en la construcción de infraestructuras que pudiera permitir el envío de más volúmenes a Brasil.

    Mientras tanto, Neuquén explora rutas existentes para sumar volumen. En el corto plazo, la opción concreta es aprovechar capacidad ociosa de infraestructura de Bolivia, como sucedió en el comienzo del año, durante el período de menor demanda en Argentina.

    En el caso del petróleo, la provincia pone todo el foco en la finalización del oleoducto Vaca Muerta Sur, que “pondría 350–380 mil barriles adicionales” cuando entre en funcionamiento “en un poco más de un año”. 

    Medele fue parte de la comitiva neuquina en Brasil.

    El interés de nuevos jugadores de Estados Unidos continúa. Medele se refirió a la visita de una delegación encabezada por AmCham y la empresa Brigham Exploration.Hay compañías que ya participaron en las últimas licitaciones (de áreas), algunas de origen norteamericano, que estuvieron compitiendo con operadoras tradicionales”. Explicó que, aunque no resultaron adjudicatarias, “sirvió para que empiecen a entender cómo funciona el mercado local y qué niveles de oferta se requieren”.

    El ministro destacó que esa presencia norteamericana “aportó una mirada distinta, muy enfocada en la eficiencia y en la reducción de costos logísticos”, un punto clave para sostener la competitividad de la cuenca.

    Brigham Exploration es una jugadora independiente de EE.UU. con interés en invertir en la provincia. «Nos contaron que mueven más de 20 millones de toneladas por año de arena de fractura; eso es el doble de lo que Neuquén consume en un año como este, que ronda los 10 millones de toneladas”, describió Medele.

    En ese sentido, sostuvo que el desafío de la provincia pasa por atraer ese tipo de conocimiento. “Queremos que vean en Neuquén un lugar donde se puede aplicar innovación para bajar costos. Cada dólar que ahorramos en logística o servicios nos hace más competitivos frente a otros productores del mundo”, remarcó.

    Neuquén avanza en las concesiones de nuevas áreas que se adecuen a los proyectos de gas natural licuado (LNG Argentina) encabezados por YPF, ENI y ADNOC. En la empresa argentina adelantaron que ya están negociando con la provincia esos permisos, una de las claves administrativas para el proyecto exportador de máxima del país.

    “Claramente no hay grandes cambios respecto de lo que venimos planteando en las recientes CENCH (concesiones no convencionales). El eje es asegurarnos de que cada molécula que asignamos tenga un destino: si asignamos una CENCH, necesitamos saber que esa molécula por los próximos 30 años va a ir a algún lado y que tiene un proyecto detrás”, explicó el ministro en diálogo con Modo Shale.

    El volumen de concesiones vigente alcanza para cubrir la demanda local durante tres décadas, “pero todavía falta asignar algunas concesiones para poder ya asegurar proyectos de largo plazo”, puso en contexto.

    En esa línea, la provincia realiza un trabajo técnico para determinar cuáles áreas se adecuan mejor a los requerimientos de LNG Argentina, evaluando infraestructura disponible, conectividad con los gasoductos troncales y la factibilidad de integración con plantas de licuefacción. “Ese es el trabajo que estamos haciendo ahora: entender el camino y definir cuáles son esas áreas”, sintetizó Medele.

    , , , , , , , , , , ,

  • La Secretaría de Energía fijó nuevos precios de biocombustibles

    La Secretaría de Energía fijó nuevos precios de biocombustibles

    La Secretaría de Energía de la Nación, mediante las Resoluciones 443/2025 y 445/2025, fijó los nuevos precios de adquisición de biocombustibles que regirán durante noviembre de 2025, hasta la publicación de un nuevo cuadro tarifario.

    El bioetanol elaborado a partir de caña de azúcar tendrá un valor mínimo de $918,025 por litro, mientras que el bioetanol de maíz se fijó en $841,394 por litro.
    Estos valores corresponden al producto destinado a la mezcla obligatoria con nafta, según lo establecido por la Ley 27.640 de Biocombustibles.

    El plazo máximo de pago para las operaciones de bioetanol será de 30 días corridos desde la emisión de la factura.

    Por su parte, el precio del biodiésel destinado a su mezcla con gasoil se estableció en $1.688.961 por tonelada, valor que regirá durante el mismo período.
    El pago de estas operaciones no podrá exceder los siete días corridos desde la fecha de facturación.

    La resolución, firmada por la secretaria María Tettamanti, indica que las adecuaciones responden a los incrementos recientes en los costos de elaboración, transporte y materias primas, particularmente por el aumento del aceite de soja, insumo principal del biodiésel.

    De manera complementaria, Energía dispuso reducir de forma transitoria el porcentaje de mezcla de biodiésel en el gasoil, que pasa del 7,5 % al 7 % en volumen.

    Según un informe técnico del 7 de noviembre de 2025, elaborado por la Subsecretaría de Combustibles Líquidos, la decisión busca “morigerar el impacto del incremento en el precio del aceite de soja en el costo del gasoil en surtidor y en la logística general de la economía”.

    La medida se aplicará hasta tanto se defina un nuevo valor de corte, con el objetivo de estabilizar los precios de los combustibles y garantizar el abastecimiento.

    Contexto normativo

    La Ley 27.640 establece que los combustibles líquidos comercializados en el país deben contener un 5 % mínimo de biodiésel, aunque faculta a la Secretaría de Energía a elevar o reducir ese porcentaje en función de variables económicas o de abastecimiento.

    Desde 2022, por la Resolución 438/2022, el corte obligatorio se encontraba en 7,5 %, porcentaje que ahora se ajusta temporalmente.

    Fuentes del área energética indicaron que la decisión apunta a preservar la rentabilidad de los productores, sin trasladar completamente los aumentos internacionales al precio del gasoil.

    La política de precios busca mantener un equilibrio entre sostenibilidad ambiental y estabilidad económica, en un contexto de alta volatilidad en los mercados de insumos agrícolas.

    , , , , , , , , , ,

  • Cammesa adjudica 515 MW renovables para el Mater y suma proyectos con obras de transmisión y almacenamiento

    Cammesa adjudica 515 MW renovables para el Mater y suma proyectos con obras de transmisión y almacenamiento

    La reciente ronda de asignación para el tercer trimestre del año en el Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (Mater) concluyó con la adjudicación de 515 MW de nueva capacidad destinada a abastecer a grandes usuarios del sistema eléctrico argentino. La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) publicó que diez proyectos resultaron ganadores y obtuvieron prioridad de despacho, sin necesidad de recurrir al mecanismo de desempate debido a su ubicación estratégica.

    Esta nueva etapa forma parte del proceso de desarrollo que atraviesa el Mater, que a septiembre había alcanzado 6.879 GWh de energía total generada, superando lo aportado en todo 2024. El sistema cuenta con 41 agentes generadores y 1.608 demandantes, lo que permite una cobertura del 6,5% de la demanda eléctrica nacional.

    El Mater fue el esquema que permitió el desarrollo de las energías renovables en los últimos años, tras la suspensión de nuevos contratos con Cammesa bajo programas como el RenovAr. La demanda corporativa se consolidó así como el principal motor del sistema. Ahora, el sector espera sumar a los usuarios de las distribuidoras dentro del nuevo escenario de desregulación del mercado eléctrico que impulsa el gobierno.

    En esta última adjudicación, la generación fotovoltaica dominó la convocatoria al acaparar 485 MW de capacidad, distribuidos en siete parques solares. Solo 30 MW corresponden a una central eólica: la ampliación del parque Vientos del Atlántico, de AES Argentina. Territorialmente, 345 MW se concentran en el corredor Centro–Cuyo–NOA, 140 MW en Misiones–NEA–Litoral y el resto en la Costa Atlántica.

    La única empresa que no cumplió con los requisitos formales fue Aluar Aluminio Argentino, para su proyecto PS Aluar Abasto, ubicado en Buenos Aires.

    Un total de 375 MW de la capacidad adjudicada operará bajo el mecanismo “Referencial A”, que permite una limitación de inyección de energía de hasta el 8%. Varios de estos proyectos incluyen obras de transmisión o sistemas de almacenamiento (BESS), esenciales para reforzar la red. Los 140 MW restantes lo harán sin restricciones en el Mater Pleno, con entrada prevista para el 27 de octubre de 2027.

    Entre los proyectos más destacados se encuentran el parque solar La Leonesa (30 MW) y el parque solar Puente Libertad (15 MW), ambos de DQD Energy; la ampliación del parque solar San Carlos (30 MW) de Infusgria Juan Secco; y los parques El Sol de Formosa (15 MW) y El Sol de Clorinda (50 MW) de Helios. El único proyecto eólico fue la fase II del parque Vientos del Atlántico, con 30 MW adicionales en la Costa Atlántica.

    La mayor parte de la capacidad bajo “Ref. A” corresponde a proyectos de gran escala que incorporan infraestructura crítica con ingreso entre 2026 y 2030. Destaca la central híbrida Catamarca II (60 MW) de Solar Energy, que sumará un sistema BESS de 60 MW / 240 MWh conectado a la línea 220 kV Alumbrera–Ampajango, con entrada en octubre de 2030.

    Asimismo, el parque solar Mendoza Sur (105 MW) de Genneia obtuvo prioridad de despacho, incluyendo la instalación de un nuevo transformador de 500/220/33 kV en la Estación Transformadora Río Diamante y un nuevo vínculo LEAT 500 kV Embalse–Almafuerte, que elevará la potencia total del proyecto a 450 MW. Su ingreso también está previsto para octubre de 2030.

    Otro adjudicado fue el parque solar Sierras Renovables I, II y III, de ARN Tech Partner S.A., que incorporará 60 MW adicionales y un sistema BESS en Montecristo, también operativo en 2030.

    Por último, Genneia logró prioridad para el parque solar Sol del Valle, asociado a una obra de compensación Shunt Malvinas 132 kV, con 120 MW y entrada en marzo de 2030.

    Genneia, SolarDQD y Ambiente y Energía se consolidaron como las principales beneficiarias de la ronda, al concentrar más del 60% de la capacidad asignada. Genneia sumó 225 MW entre Mendoza Sur y Sol del Valle, alcanzando 1.400 MW operativos. SolarDQD obtuvo prioridad para La Leonesa y Puente Libertad, mientras que Ambiente y Energía dio un salto estratégico con 65 MW en Formosa, proyectando 400 MW solares entre 2026 y 2027.

    , , , , , , , , , , ,

  • Mendoza lanza nueva licitación hidrocarburífera para atraer inversiones y ampliar la producción local

    Mendoza lanza nueva licitación hidrocarburífera para atraer inversiones y ampliar la producción local

    El Gobierno de Mendoza, a través del Ministerio de Energía y Ambiente, lanzó una nueva licitación hidrocarburífera para adjudicar cinco áreas de explotación ubicadas en las cuencas Cuyana y Neuquina, con el objetivo de fomentar inversiones y ampliar la producción de hidrocarburos.

    Las áreas incluidas son Atamisqui (Cuenca Cuyana), El Manzano, Loma Cortaderal–Cerro Doña Juana, Puesto Molina Norte y Puntilla del Huincán (todas en la Cuenca Neuquina).

    Dos de ellas, Atamisqui y El Manzano, ya cuentan con producción activa, lo que permitirá aprovechar infraestructura existente y mantener la continuidad operativa en campos con reservas comprobadas.

    “Buscamos que Mendoza tenga constantemente oportunidades de inversión”, señaló la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, quien destacó que este llamado cumple con el anuncio realizado por el gobernador Alfredo Cornejo durante la apertura de la Asamblea Legislativa.

    La convocatoria se enmarca en el sistema de licitación continua, un esquema que permite actualizar áreas disponibles y convocar inversiones de forma permanente, sin depender de plazos fijos o convocatorias aisladas.

    El modelo, reconocido por otras jurisdicciones del país, promueve la transparencia, la competencia y la igualdad de oportunidades, al tiempo que reduce los tiempos administrativos y fomenta la reinversión de empresas que ya operan en la provincia.

    “El esquema continuo y flexible de licitación atrae capitales nacionales e internacionales, genera empleo calificado y aumenta la recaudación provincial sin comprometer la sostenibilidad ambiental”, destacó el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.

    Entre las ventajas del sistema se destacan la simplificación de los procesos de oferta, la estabilidad normativa, la previsibilidad fiscal y la integración de criterios ambientales y técnicos desde la etapa de evaluación.

    El procedimiento prevé una concesión por 25 años, conforme al artículo 35 de la Ley Nacional 17.319, y un pago inicial equivalente al 0,5 % de la producción acumulada proyectada (Np) para los primeros diez años, que podrá abonarse en cuotas durante ese período.

    El valor del pliego fue establecido en U$S 15.000, pagaderos en pesos al tipo de cambio vendedor del Banco Nación, y podrá adquirirse en la Dirección de Hidrocarburos.

    La Comisión de Adjudicación estará integrada por funcionarios del área energética y ambiental, encargados de evaluar las ofertas técnicas y económicas bajo criterios de transparencia y legalidad.

    La convocatoria se difundirá en medios nacionales e internacionales con 60 días de antelación respecto al inicio de la recepción de ofertas, para garantizar la más amplia participación de empresas con solvencia técnica y financiera.

    La provincia suma así cinco áreas de explotación a las doce áreas de exploración ya licitadas durante 2025, consolidando un esquema que combina inversión, eficiencia y desarrollo local en una de las actividades económicas más relevantes para su economía.

    “El objetivo es claro: que la provincia mantenga un flujo constante de oportunidades y se consolide como un polo energético competitivo y sustentable”, subrayó Latorre.

    , , , , , , , , , ,

  • Vaca Muerta: entre la apertura internacional y las negociaciones salariales en Neuquén

    Vaca Muerta: entre la apertura internacional y las negociaciones salariales en Neuquén

    En la recta final del año, parte del contexto político y económico de Vaca Muerta se despliega en dos planos: el del posible crecimiento exportador que promete transformar el país, y el de las tensiones domésticas que imponen desafíos políticos locales.

    En el plano internacional, el proyecto Argentina LNG dio un paso sustancial para el plan exportador de magnitud del shale: en menos de treinta días, YPF, ENI y ADNOC, la petrolera estatal de Abu Dhabi, firmarán el acuerdo definitivo de sociedad para la exportación de gas natural licuado (GNL) desde la costa de Río Negro.

    El esquema accionario implica un 33% para cada empresa, por lo que se pudo saber. El plan de producción prevé una capacidad inicial de 12 millones de toneladas anuales (MTPA), con la posibilidad de ampliarse hasta 18 MTPA si se suma Shell.

    Requerirá unos US$ 30.000 millones para infraestructura y upstream.

    Vienen en los próximos días una serie de negociaciones: por un lado, las de las concesiones no convencionales en tres bloques gasíferos de Vaca Muerta (entre Neuquén y las empresas del LNG Argentina); una ley provincial para el gas natural licuado, a la manera de la del VMOS, en la Legislatura y el gobierno provincial de Río Negro; y otra que incluye a la Secretaría de Energía y al área económica del gobierno nacional: se espera que terminen incluyendo el upstream de los pozos de gas en los beneficios fiscales que establece el RIGI.

    Son tres pasos que semejan una suerte de llave para que finalmente todo se encamine hacia la búsqueda de financiamiento internacional.

    En YPF sostienen que en el arranque de 2026 podrían estar gestionando en la banca internacional los fondos de un crédito que le permita al país transitar el camino que terminará con al menos dos barcos para licuar gas en la costa de Río Negro, en el Golfo San Matías, solo en este tramo del proyecto exportador.

    En paralelo, y al regreso de Brasil, el gobierno neuquino desplegó una agenda relacionada al frente externo. El gobernador Rolando Figueroa recibió a representantes de AmCham y a directivos de Brigham Exploration, una compañía texana interesada en ingresar a la Cuenca Neuquina, que ya viene buscando acceder a bloques en la formación Vaca Muerta.

    Así como se buscan fondos que incentiven la infraestructura local, que sobrelleva la presión del crecimiento, también se tienta a más actores internacionales para que afiancen el despegue en esa ventana de oportunidades que hoy muestra la prepotencia del crudo y permite avizorar el potencial de los desarrollos de shale gas.

     

    Mientras tanto, la actividad en los yacimientos sigue sumando para la proliferación de nuevas marcas. En octubre se registraron 2.020 etapas de fractura, un aumento del 10,3% mensual y del 12% interanual, según el informe de la Fundación Contactos Energéticos.

    Con 19.979 etapas acumuladas en los primeros diez meses del año, 2025 ya es el ciclo más activo desde el inicio del desarrollo shale argentino, ese que le cambió la cara a la industria petrolera.

    Los hubs norte y central concentran la mayor actividad, con áreas como Bajo del Choique, Los Toldos II Este, Loma Campana y La Amarga Chica, consolidando a Neuquén como epicentro operativo de la producción argentina.

    Lo cierto es que Vaca Muerta avanza entre expectativas globales y realidades locales.

    El impulso exportador puede redefinir en parte la economía nacional, pero la sostenibilidad interna, en términos fiscales y sociales, será una clave para que ese potencial se traduzca en un crecimiento estable.

    Otro capítulo de esa historia comenzó a escribirse esta semana: el gobierno convocó a los principales gremios estatales (ATE, ATEN y UPCN) para testear un posible acuerdo salarial.

    En su primer año, el gobierno de Rolando Figueroa acordó subas salariales trimestrales. El IPC es ese ordenador en cada etapa. Esto evitó frentes de confrontación, sobre todo en la previa de un año en que el gobierno afrontaría su primera elección, la del pasado 26 de octubre, en la que salió segundo a manos de LLA.

    La proyección presupuestaria del año anterior se hizo sobre un barril de crudo en torno a los 80 dólares.

    Los principales funcionarios de la cartera económica provincial marcaron diferencias respecto del ciclo que se avecina: el de un 2026 con un crudo a la baja en el mercado mundial, con un valor para el cálculo de regalías de unos 55 dólares. El dólar contenido y la inflación conspiran también contra la evolución de esos ingresos provinciales (si bien esos parámetros macro son parte de la base de sustentación del gobierno nacional).

    Lo refleja el presupuesto provincial que el Ejecutivo envió a la Legislatura la semana anterior: el superávit que se calcula, en la foto de hoy, caería un 65%. (Por contraste, el año pasado Neuquén achicó su deuda en un 33% por los mayores recursos disponibles).

    El escenario, dual, es el siguiente: posibles tensiones locales como contracara del optimismo exportador.

    La macroeconomía argentina -y el techo que pone Nación a las paritarias-, y su rebote provincial, esboza fricciones sobre el perfil posible de la licencia social.

    Esa que incluye la mirada de la población sobre los grandes números de inversiones millonarias y sobre qué tanto de eso llega al grueso de la ciudadanía. La mirada histórica, de todos modos, ofrece argumentos para volver más claros algunos contextos: hace 15 años los gobernadores neuquinos hacían malabares para pagar aguinaldos. Era la era de la declinación acelerada del convencional. Y Vaca Muerta asomaba recién como objeto del deseo.

    Neuquén logró en 2025 un equilibrio social inusual -por ejemplo, sin conflictos docentes significativos-, aunque el escenario 2026 podría complejizarse si la desaceleración de ingresos se combina con nuevas demandas gremiales, en medio de este proceso de expansión sin precedentes en Vaca Muerta.

    , , , , , , , , , , , ,