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Autor: Mejor Energía

  • PCR y ArcelorMittal Acindar inauguraron el primer Parque Renovable Híbrido del país en la provincia de San Luis

    PCR y ArcelorMittal Acindar inauguraron el primer Parque Renovable Híbrido del país en la provincia de San Luis

    Las empresas PCR y ArcelorMittal Acindar anunciaron hoy la inauguración de un nuevo parque solar de 18 MW, ubicado en la localidad de Toro Negro, en el departamento de General Belgrano, dentro del predio del Parque Eólico San Luis Norte, que ya se encuentra en operación desde 2024 con 112 MW de potencia instalada.

    Con esta nueva incorporación, el complejo alcanza una capacidad total de 130 MW y se convierte en el primer parque híbrido de generación renovable de Argentina, al integrar en un mismo sitio tecnología eólica y solar, y de esta forma, poniendo en valor el recurso del viento y la irradiación del sol que tiene esa región de la provincia. Esta modalidad además permite optimizar el uso de la infraestructura eléctrica, mejorar el factor de capacidad y aumentar la previsibilidad de la generación de energía limpia.

    La construcción del parque solar demandó una inversión de 15 millones de dólares, completando así con los 25 aerogeneradores eólicos una inversión total de 230 millones de dólares para el desarrollo de esta etapa del Parque de Generación Renovable San Luis Norte.

    La nueva capacidad de generación eléctrica renovable del parque solar podrá abastecer el equivalente a 35.000 hogares argentinos, y si se suma la potencia del parque eólico, todo el complejo estará contribuyendo al abastecimiento equivalente de 250 mil viviendas en el país, además de permitir directamente la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y el cumplimiento de los compromisos ambientales asumidos por el país.

    El parque, que se despliega en un predio de 1.500 hectáreas de extensión, cuenta con 25 aerogeneradores con una capacidad instalada de 112,5 MW de potencia. Asimismo, la ampliación de su capacidad con el nuevo complejo solar implicó la instalación de 35.000 paneles solares con trackers automáticos que permiten el seguimiento de la irradiación a cada hora del día.

    “Este nuevo hito refuerza nuestra visión de largo plazo: invertir en una matriz energética más limpia, diversificada y confiable. El primer parque híbrido del país es una muestra concreta de cómo la innovación tecnológica y la sostenibilidad pueden ir de la mano del desarrollo productivo nacional, haciendo una relevante contribución con la industria en la descarbonización de sus operaciones”, Martín Federico Brandi, CEO de PCR.

    Por su parte, Federico Amos, CEO de Acindar, expresó que “la inauguración de las operaciones del Parque representa un importante hito en la historia de ArcelorMittal Acindar. Somos pioneros en la industria siderúrgica argentina en el abastecimiento de energías renovables, y los primeros dentro de ArcelorMittal a nivel global en implementar un proyecto de esta envergadura. Estamos orgullosos de ser impulsores junto a PCR de la generación de energía renovable en el país y al mismo tiempo contribuir con el planeta a partir de la reducción de emisiones de CO2”, afirmó Federico Amos, CEO de ArcelorMittal Acindar.

    Empresa de capitales argentinos con más de 100 años de trayectoria en el país, especializada en petróleo & gas, energías renovables y cemento. Es la compañía privada más antigua de la industria petrolera argentina, el principal fabricante de cemento en la región patagónica, y uno de los líderes en la generación de energía renovable, operando actualmente cuatro complejos de parques eólicos con una potencia total de 527,4 MW ubicados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis. 

    ArcelorMittal Acindar es la compañía productora de aceros largos líder en Argentina, que abastece a los sectores de la industria, el agro y la construcción, aportando soluciones de calidad y alto valor agregado.

     Cuenta con más de 80 años de historia en el país y; desde 2006, forma parte de ArcelorMittal, el principal productor siderúrgico y minero a escala mundial.

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  • GNL: advierten sobre la necesidad de bajar los costos operativos y sumar mayor infraestructura

    GNL: advierten sobre la necesidad de bajar los costos operativos y sumar mayor infraestructura

    En un contexto de reconfiguración energética mundial, Argentina tiene una ventana crítica para convertirse en exportador competitivo de GNL, pero deberá resolver desafíos clave como su estructura de costos, las inversiones en infraestructura y la accesibilidad a mercados regionales.

    Así se desprende del webinar organizado por MEGSA (Mercado Electrónico de Gas), donde expertos analizaron la evolución del mercado global de gas natural y GNL.

    Los analistas Nazareno Ferrero, Lucas Boacnin y Victor Uchoa expusieron sobre el impacto geopolítico de la guerra en Ucrania, la moderación de la demanda asiática, la sobreoferta en formación por parte de EE. UU., y las oportunidades que se abren para proyectos en Vaca Muerta y su eventual integración al comercio mundial de gas licuado.

    «La guerra en Ucrania aceleró la diversificación energética de Europa y disparó la demanda de GNL, pero Asia, con China al frente, está moderando su consumo al invertir en producción local y mejorar la eficiencia de plantas de carbón», explicó Ferrero.

    A pesar de la incertidumbre en el crecimiento de la demanda, la inversión global en capacidad de exportación de GNL sigue firme. Estados Unidos lidera nuevas iniciativas, lo que podría derivar en una oferta excedente hacia finales de esta década.

    Vaca Muerta: ventana entre 2026 y 2030

    Argentina enfrenta el desafío de aprovechar el potencial de Vaca Muerta y posicionarse en el mercado antes de que se consolide un nuevo equilibrio global. Según los expositores, el país debe acelerar el desarrollo de infraestructura de licuefacción y transporte, garantizar inversiones a largo plazo y reducir su costo operativo si quiere competir con potencias como Qatar o EE. UU.

    “Hay oportunidades reales en el mercado brasileño, pero la competitividad de precios será clave, considerando los altos costos de transporte y los peajes bolivianos”, agregó Lucas Boacnin.

    El encuentro también abordó la posibilidad de aprovechar el gas natural para industrias de valor agregado, como la instalación de plantas de urea, lo que permitiría diversificar el destino del recurso y fortalecer la cadena industrial local.

    En el cierre, se remarcó que Argentina debe actuar con rapidez: la ventana de oportunidad se concentra entre 2026 y 2030, antes de que entren en operación nuevos proyectos globales y el mercado se torne aún más competitivo.

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  • Vaca Muerta sigue haciendo historia: llega a su máxima producción petrolera

    Vaca Muerta sigue haciendo historia: llega a su máxima producción petrolera

    Neuquén alcanzó un nuevo récord de producción petrolera en septiembre al llegar a 566.966 barriles diarios de producción en promedio, de acuerdo con los datos oficiales de la Secretaría de Energía de la Nación.

    El salto, respecto de mñaximo anterior, el de agosto, fue del 3,6 %; la anterior máxima marca era de 547.545 barriles por día (bpd).

    El nuevo récord es parte de un ciclo en el que, una vez abastecido el mercado doméstico, las principales productoras encuentran oportunidades en la demanda internacional, hacia el Atlántico —en Puerto Rosales— y hacia Chile, en la región del Biobío (Concepción), donde el país vecino tiene su principal centro de refinación.

    Neuquén ya se ubica como la cuarta provincia exportadora si se toman todo tipo de manufacturas y productos. El shale oil es la marca de origen de esos dólares que también ingresan en auxilio de la complejizada economía nacional. En el primer semestre del año se habían exportado unos US$ 2.184 millones desde la provincia por todo concepto.

    Una variable clave es la apertura de nuevas vías logísticas y de transporte que permiten incorporar la producción neuquina al mercado externo de forma fluida.

    Los factores detrás de este salto productivo son variados, pero se destacan:

    • El acelerado crecimiento de la producción de petróleo shale en Vaca Muerta, que ya representa la mayoría del crudo provincial y aporta más del 66% del petróleo nacional. 
    • La mejora de las infraestructuras de transporte, que permiten conectar los pozos en cercanías de Añelo y alrededores con puertos de exportación (y también hacia Chile), reduciendo cuellos de botella y abriendo cadenas logísticas para el crudo neuquino. Por caso, los envíos a Chile crecieron un 82 % en el primer trimestre de 2025 a través del Oleoducto Trasandino (OTASA).
    • La demanda externa, que toma parte de la producción como volumen exportable, liberando capacidad para seguir escalando y convirtiendo al recurso en un pilar económico de la provincia: las regalías petroleras ya representan cerca del 50 % de los ingresos provinciales en septiembre de 2025.

     

    Este escenario terminará de consolidarse con nuevas redes de infraestructura en marcha. Por caso, el VMOS, el oleoducto de exportación exclusiva entre Vaca Muerta y la costa de Río Negro, avanza en su itinerario territorial con más de un 30 % de obra en construcción.

    El petróleo marca el momento en la agenda energética argentina, tanto en términos de producción como de recursos fiscales. Pero al mismo tiempo, se define el próximo escenario, en el que la producción de gas podría tener una relevancia inédita.

    El país se juega en los próximos años una carta histórica al consolidar su ingreso al club de productores de GNL (gas natural licuado), con los acuerdos que ya toman forma para ese canal exportador de buques apostados en la costa del Golfo San Matías, en Río Negro. En el presente, la agenda es la de la consolidación del shale oil, incrementando la salida al exterior.

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  • PAE invertirá U$S 250 millones en Cerro Dragón

    PAE invertirá U$S 250 millones en Cerro Dragón

    La empresa Pan American Energy (PAE) anunció una inversión de 250 millones de dólares en el yacimiento Cerro Dragón, en Chubut, que incluye la perforación de un nuevo pozo no convencional (shale) y la construcción de 17 plantas de inyección de polímeros para recuperación terciaria.

    La iniciativa forma parte del plan piloto comprometido con la provincia en el proceso de reconversión de la Cuenca Golfo San Jorge.

    El anuncio fue realizado durante una visita a la base operativa de la empresa DLS en Comodoro Rivadavia, encabezada por el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, acompañado de funcionarios provinciales, intendentes, gremios y autoridades de la operadora.

    El nuevo pozo será perforado con el equipo DLS-160, que actualmente está siendo adaptado. Las tareas comenzarán en noviembre, una vez finalizada la construcción de la locación. Esta será la segunda perforación con objetivo no convencional en Cerro Dragón, pero la primera aprobada oficialmente como parte del proceso de reconversión.

    Según informó la compañía, el pozo se desarrollará en dos etapas: una vertical de evaluación geológica de hasta 3.700 metros de profundidad, seguida de una rama lateral de 3.000 metros con 50 etapas de fractura, prevista para 2026.

    Por otra parte, el plan de recuperación terciaria contempla la instalación de 17 proyectos de inyección de polímeros, seis de los cuales comenzarán a ejecutarse en los próximos 12 meses. Esta técnica permitirá aumentar la recuperación de hidrocarburos en yacimientos maduros y mitigar el declino natural del área.

    El gobernador Torres destacó la magnitud de la inversión y la importancia estratégica del desarrollo no convencional en la provincia: “Este es el segundo de diez pozos que pueden cambiar la matriz productiva de Chubut”, afirmó. Además, valoró el compromiso de las operadoras y los gremios, y anticipó un viaje conjunto a Buenos Aires “para exigir que Nación cumpla su parte”.

    La comitiva de PAE estuvo encabezada por Tomás Catzman, vicepresidente de Operaciones para Golfo San Jorge, quien remarcó: “Buscamos abrir un nuevo horizonte de inversión en la cuenca a través del shale y la recuperación terciaria, aplicando las mejores prácticas internacionales”.

    La CEPH (Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos), sindicatos del sector y funcionarios provinciales coincidieron en señalar que este tipo de proyectos marcan un punto de inflexión para el futuro energético de la región, con fuerte impacto en empleo, tecnología e infraestructura.

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  • Figueroa: “Hoy las regalías hidrocarburíferas miran hacia el futuro, no a los gastos corrientes”

    Figueroa: “Hoy las regalías hidrocarburíferas miran hacia el futuro, no a los gastos corrientes”

    “Neuquén ha logrado pararse desde otra posición frente a las empresas petroleras», afirmó el gobernador Rolando Figueroa, en referencia a la política implementada desde su asunción y consideró que la clave «es lograr que la monetización de nuestro subsuelo se reinvierta bien».

    «Antes, el 100% de las regalías se usaban en gastos corrientes y se pedía prestado a tasas altísimas. Hoy, las regalías financian infraestructura, pagan deudas y miran hacia el futuro, no a los gastos corrientes. Ese es el rumbo correcto”, remarcó.

    Gracias al ordenamiento del Estado fue posible afrontar con recursos propios el pago de los aguinaldos; algo que no se hacía desde hacía 13 años. Explicó que, previamente, se acudía a las operadoras para conseguir el dinero necesario para pagarle a los trabajadores del Estado. Sin embargo ahora se dialoga con ellas en otras condiciones.

    “Al sentarnos con las empresas pedimos tres cosas claras -indicó-: Primero, capacitación para nuestra gente. El Instituto Vaca Muerta comenzará a funcionar en abril, con la participación de YPF, otras operadoras y el sindicato, para formar a nuestros trabajadores. Segundo, colaboración con la educación formal: Hoy tenemos el programa de becas más ambicioso de América Latina, con veinte mil becas en total. De los tres mil estudiantes universitarios, el 85% son la primera generación de sus familias que accede a la universidad y el 75% son mujeres. Tercero, inversión en infraestructura. Ya estamos avanzando en la circunvalación de Añelo, donde la provincia aporta más de 20 kilómetros y las empresas, a través de un fondo de inversión de 60 millones de dólares, completan los 50 kilómetros restantes. Es un ejemplo de trabajo conjunto.”

    Figueroa precisó que todo esto coincide con una nueva etapa de la producción hidrocarburífera neuquina. «La producción convencional se está agotando, y eso podría generar desempleo si no actuamos. Por eso redujimos tres puntos las regalías y eliminamos ingresos brutos a quienes mantengan los puestos de trabajo. Así protegemos la actividad y a los trabajadores», señaló.

    Destacó que, con los no convencionales, «la clave fue defender el dominio provincial de nuestros recursos», establecido por Constitución Nacional. Recordó que cuando el Gobierno Nacional incluyó en la Ley Bases un artículo que devolvía el gas y el petróleo a la Nación, «lo frenamos de inmediato».

    “Esa misma negociación nos permitió fijar una regalía referencial del 15% -agregó-. Todas las nuevas concesiones están firmándose con ese porcentaje. La diferencia entre el 12 y el 15% se destina a infraestructura: las empresas pueden aportar los fondos o ejecutar directamente las obras.” 

    El gobernador comentó, además, el rol de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) en las concesiones. «Es la empresa de todos los neuquinos, una herramienta estratégica que algunos quisieron eliminar y nosotros decidimos fortalecer”, remarcó.

    En ese sentido informó que, hoy, en cada área nueva, «negociamos la participación de GyP. Por ejemplo, en el caso de GeoPark, exigimos inversión genuina y logramos que se asocien con GyP, con una participación del 5%. Así garantizamos que los recursos queden en la provincia.”

    Al hablar sobre la nueva etapa en la historia energética de la provincia, recordó que “nuestro gas ya abastece el mercado interno, sustituye importaciones y comienza a llegar a los mercados regionales. Avanzamos con Chile, con Brasil y con otros países de América Latina.” 

    No obstante, como la ventana de extracción es entre 30 y 50 años, consideró que hay que abrir nuevos mercados y llegar incluso a Europa.

    “El acuerdo con YPF para el desarrollo del GNL es fundamental: permitirá llevar nuestro gas a Europa. Es una inversión de 25 mil millones de dólares, pero los europeos necesitan energía de zonas estables y sin conflictos. Neuquén tiene una posición geopolítica privilegiada», afirmó.

    Para dimensionar la magnitud del desafío, comentó que el gasoducto y el oleoducto hacia Río Negro fueron la mayor inversión conseguida hasta ahora, con 2 mil millones de dólares. «En este caso, hablamos de más de diez veces esa cifra», señaló.

    También adelantó que se está trabajando con Brasil, ya que atraviesa una crisis de abastecimiento de gas sobre todo en el área industrial de San Pablo. «Queremos colocar 30 millones de metros cúbicos diarios desde Vaca Muerta». Para eso tiene previsto viajar a fin de mes a ese país.

    Ya que el gas será el combustible de la transición energética, Figueroa consideró que «monetizar nuestro subsuelo de manera inteligente, agregando valor con tecnología y energía limpia” es el rumbo a seguir. De hecho, el gobierno provincial impulsa que la extracción de gas se realice con cero emisiones, «un sello verde que aumenta su demanda y prolonga la ventana de exportación», dijo.

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  • OLADE presentó avances clave en redes eléctricas inteligentes y energías renovables enel foro de China

    OLADE presentó avances clave en redes eléctricas inteligentes y energías renovables enel foro de China

    El Secretario Ejecutivo de OLADE, Andrés Rebolledo, expuso en Shenzhen los progresos de la región en la modernización de redes eléctricas y almacenamiento de energía, destacando el potencial solar, eólico y de hidrógeno verde.

    La presentación se realizó en el marco del Global Low-Carbon Industry Forum, organizado por la Asociación de Investigación Energética de China, el Consejo Global de Energía Solar (GSC) y Huawei Digital Power, durante la Exposición Internacional de Energía Digital (IDEE) 2025.

    El evento reunió a líderes gubernamentales, empresas energéticas y organismos internacionales para debatir las perspectivas globales de las energías renovables y el desarrollo de redes inteligentes.

    En la sesión titulada “Latin America and the Caribbean: From Traditional Power Grids to Smart and Resilient Systems”, Rebolledo destacó el enorme potencial sin explotar en la región para energías solar, eólica, geotérmica e hidrógeno verde.

    Además, enfatizó la necesidad de modernizar las redes eléctricas convencionales para hacerlas más distribuidas, inteligentes y resilientes ante los desafíos energéticos actuales.

    Asimismo, el Secretario Ejecutivo resaltó la importancia de establecer marcos regulatorios sólidos, estándares técnicos claros y una mayor coordinación regional para atraer inversiones y acelerar la transición energética en América Latina y el Caribe.

    En paralelo, durante el LATAM Energy Cooperation Forum, OLADE presentó el “Libro Blanco de Almacenamiento de Energía en América Latina y el Caribe”, que identifica el almacenamiento energético como una pieza estratégica para la transición.

    El documento señala que la región cuenta con una capacidad instalada de almacenamiento de 2,7 GW, de los cuales 1,7 GW corresponden a baterías, en un contexto donde las energías renovables representan ya el 70% de la matriz eléctrica regional, muy por encima del promedio mundial del 30%.

    Las proyecciones de OLADE indican que, para 2030, será necesario incorporar 24 GW de almacenamiento y 285 GW de nueva capacidad renovable, cifras que podrían duplicarse para 2035.

    Rebolledo destacó casos exitosos en países como Chile, Brasil, México, Argentina y Honduras, donde metas claras, marcos regulatorios innovadores y licitaciones competitivas están impulsando la rápida adopción de estas tecnologías.

    Por su parte, la Jefa de Gabinete de OLADE, Mijal Brady, moderó el panel “From Planning to Dispatch: When, Where, How, and Why to Deploy Battery Energy Storage Systems in LATAM”.

    En esta instancia, representantes de empresas y organismos energéticos de la región debatieron sobre la planificación y el despliegue estratégico de sistemas de almacenamiento con baterías, clave para garantizar la estabilidad de las redes, gestionar la intermitencia de las renovables y reducir la vulnerabilidad energética.

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  • Adjudican a TGS la ampliación del Gasoducto Perito Moreno, que demandará US0 millones de inversión y 18 meses de obras

    Adjudican a TGS la ampliación del Gasoducto Perito Moreno, que demandará US$700 millones de inversión y 18 meses de obras

    El Gobierno nacional, tal como se descontaba, adjudicó a Transportadora de Gas del Sur (TGS) las obras de ampliación del Gasoducto Perito Moreno, obra que demandará más de US$700 millones y para la cual la empresa, controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki, era único oferente en la licitación pública realizada a partir de la primera iniciativa privada presentada durante este gobierno, a mediados de 2024.

    La ampliación permitirá sumar 14 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d) de gas natural de Vaca Muerta, y de acuerdo al proyecto original, permitirá ahorrar divisas por importaciones de combustibles por más de US$700 millones anuales y consolidar la seguridad energética del país, con lo cual se asegura que el repago de la inversión se podrá lograr en muy poco tiempo.

    El Gobierno confirmó que con la puesta en marcha de la obra formalmente denominada “Incremento de la Capacidad de Transporte de Gas Natural, en la Ruta Tratayén–Litoral Argentino”, el volumen disponible del gasoducto pasará de 21 a 35 MMm³/d, garantizando una mayor disponibilidad de gas nacional, menores costos energéticos y un fuerte impulso a la producción en Vaca Muerta.

    La Resolución 397 de la Secretaría de Energía, publicada este lunes en el Boletín Oficial, dispone que el adjudicatario tendrá a su cargo la operación y mantenimiento de la infraestructura existente que integra la concesión de titularidad de Energía Argentina (Enarsa) y de la nueva infraestructura que surge de la licitación.

    Tal como estipulaba la oferta, la Secretaría de Energía convalidó la propuesta económica presentada a fines de julio por la compañía transportista para poder recuperar las inversiones y gastos correspondientes a la obra de ampliación, compensar el servicio de operación y mantenimiento que el adjudicatario prestará y obtener el retorno razonable pretendido. En ese sentido, el precio ofertado fue de US$0,69/MMBtu, neto del impuesto al valor agregado (IVA).

    Para el Gobierno nacional, la extensión del Gasoducto Perito Moreno constituye “un paso fundamental para consolidar el desarrollo de Vaca Muerta, maximizar la renta de los recursos energéticos del país y asegurar el abastecimiento confiable y competitivo de gas para los hogares y las industrias en todo el territorio nacional”.

    La compañía de energía había presentado en mayo de 2024 al Ministerio de Economía un proyecto de ejecución y financiamiento de obras de ampliación de los sistemas de transporte existentes con una inversión asociada de US$700 millones. Su principal propósito es disponibilizar volúmenes incrementales de gas natural en el nodo Litoral (14 MMm³/d) para el invierno de 2027, a fin de dar confiabilidad al suministro energético y sustituir importaciones de GNL y gasoil durante 100 días al año, con gas de Vaca Muerta, además de potenciar los saldos exportables a la región.

    El proyecto está basado en el máximo aprovechamiento de la infraestructura existente, de alta eficiencia en términos de monto invertido por metro cúbico transportado, lo que se traduce en menores costos para el usuario final y plazos constructivos más cortos.

    Esta iniciativa privada sustituirá durante el período invernal las importaciones de GNL y gasoil, que actualmente compensan el déficit de gas natural en las cuencas del Norte y Sur del país, con precios que oscilan entre US$11 y US$18 por MMBtu, de tres a cinco veces superiores a los precios que se comercializan desde la Cuenca Neuquina.

    TGS aclaró que el proyecto es complementario y de ninguna manera excluye la posibilidad de avanzar con la construcción del Tramo II del GPM u otras obras de infraestructura que impulsen el desarrollo de Vaca Muerta y la integración energética regional. El plan está integrado por obras de ampliación en dos sistemas con marcos regulatorios diferenciados.

    Por un lado, se ejecutará la obra en el Tramo Tratayén–Salliqueló del GPM, bajo la Ley de Hidrocarburos y aplicando el régimen de Iniciativa Privada, que requirió un proceso de concurso para recibir y adjudicar las ofertas presentadas por los interesados en su ejecución. El proyecto podría estar habilitado en el invierno de 2027, por lo cual era necesario arribar a la adjudicación antes de noviembre de 2025.

    Por otra parte, el proyecto se complementa con una ampliación en el sistema regulado de TGS, que financiará y ejecutará bajo los términos de su licencia, y que permitirá que el gas natural incremental que llega a Salliqueló por el GPM acceda al área GBA, para luego ser transferido al sistema de TGN hacia el Litoral.

    La obra en el Perito Moreno contempla la instalación de tres nuevas plantas compresoras con un total de 90.000 HP y una inversión del orden de US$500 millones. La obra en el sistema regulado de TGS abarca la instalación de 20 kilómetros de loops de cañería y 15.000 HP de compresión en el Gasoducto Neuba II, más otras obras y pruebas para elevar su presión máxima de operación, con una inversión estimada en US$200 millones que TGS financiará.

    Los beneficios en la balanza comercial argentina ascenderán a más de US$700 millones anuales y, en términos de ahorros fiscales, a US$500 millones por año, por la sustitución de importaciones a partir de la habilitación del proyecto. Todo ello, sin considerar los réditos por exportación de gas natural a la región durante el período estival.

    El proyecto además reactivará el crecimiento de diversos sectores económicos. No es un dato menor citar los impactos positla ivos en el upstream, considerando que el desarrollo de 14 MMm³/d de producción incremental de gas natural implicará la perforación y completamiento de unos 20 pozos en la etapa inicial, con una inversión del orden de US$400 millones. Ello sin incluir las inversiones requeridas en el midstream, que agregarían más de US$450 millones en instalaciones de acondicionamiento del nuevo gas a ser transportado.

     

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  • Los 800 pozos del LNG Argentina: la escala del próximo salto del gas en Neuquén

    Los 800 pozos del LNG Argentina: la escala del próximo salto del gas en Neuquén

    Cada ciclo de crecimiento de Vaca Muerta estuvo acompañado de un vértigo nuevo: la sensación de una escala desconocida, a veces difícil de dimensionar. La perforación predictiva con inteligencia artificial es uno de esos últimos peldaños alcanzados por la industria: el algoritmo como llave para optimizar un pozo shale y ampliar fronteras. Proliferan cifras de una magnitud inusitada que definen este tramo final de una década vertiginosa (2015-2025), marcada por el rol central de un puñado de ingenieros -cada vez más jóvenes-, por el contexto político local y por las virtudes de una roca que hasta ahora pudo esquivar los vaivenes macroeconómicos y las decisiones nacionales más diversas. La vieja cara de “la restricción externa” derivó, en parte, en una continuidad: Vaca Muerta como usina generadora de dólares.

    Esta vez, esa nueva dimensión tiene nombre propio: LNG Argentina, en uno de sus tramos, dada por la sociedad entre YPF y Eni, que acaban de completar su acuerdo de ingeniería final, que marcará un antes y un después en la historia energética del país. (Southern Energy se encamina hacia lo mismo, en una escala también inédita, que impondrá un nuevo hito productivo hacia finales del 2027.)

    Una de las cifras que da la medida del plan es la de la perforación: se necesitan 800 pozos, clave del abastecimiento del futuro polo de gas natural licuado en la costa del Golfo San Matías, solo para este proyecto. En términos de actividad, es un salto sin precedentes.

    Para dimensionarlo: durante todo el 2024, Neuquén registró 440 pozos perforados, entre gas y petróleo, según datos del Ministerio de Energía provincial. (Bastaron para establecer récords absolutos en 106 años de historia, esos que se vieron en el último semestre. Y para encaminar al país hacia sus máximos registros petroleros desde el 1998.) El plan del gas rubricado entre la empresa argentina y la italiana en Buenos Aires hace foco exclusivamente en el gas, el insumo base del proyecto que también podría incidir en una cuota adicional de magnitud con shale oil y otros derivados del gas natural. 

    Detrás de cada pozo hay equipos, fracturas, arenas, logística, mano de obra y un sistema de servicios que se multiplica en cadena.

    El mapa de esa expansión vuelve a colocar a Neuquén en el centro de la escena. Las áreas de YPF y sus socios internacionales concentran buena parte del desarrollo gasífero en curso, pero la magnitud de un proyecto de exportación requiere más que pozos: infraestructura de evacuación, plantas de tratamiento, gasoductos troncales y una red de transporte capaz de sostener volúmenes nunca antes alcanzados.

    En paralelo, las obras de transporte de crudo, como el oleoducto Vaca Muerta Sur, que ya lleva un tercio de avance en su itinerario entre Añelo y Punta Colorada, funcionan como espejo de lo que podría llegar en gas: estructuras que amplían el territorio productivo.

    En el caso del LNG, la mirada se desplaza también hacia la costa rionegrina, donde se ubicarán las unidades flotantes de licuefacción, cerca del nuevo polo exportador de crudo argentino.

    Hay una lógica nueva en escena: mientras el petróleo consolida el presente exportador, el gas empieza a construir el futuro. El atolladero del cuello de botella del gas de la Cuenca Neuquina (que en parte comenzó a zanjarse con el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner-Perito Moreno y la reversión del Gasoducto Norte) ahora abre paso a la construcción de un tendido de 48 pulgadas de diámetro y 500 kilóemtros de extensión, como el que nunca se hizo en Argentina.

    Es la promesa de un ciclo industrial extendido que implicará perforar, transportar, licuar y embarcar gas a precios competitivos, en un contexto mundial que exige transición energética pero que, en los hechos, sigue premiando la seguridad energética.

    La escala de los 800 pozos -sumados a los que demandará la consolidación del shale oil para el VMOS y un posible nuevo oleoducto vinculado al gas asociado- redefine también las coordenadas políticas y económicas del país.

    Con el Brent en una suerte de subibajas geopolítico y una macro todavía incierta, el gas asoma como un vector de largo plazo. En los pasillos del sector se asume que el acuerdo con Eni, a la espera de Shell y «otra gran jugadora», puede actuar como ancla de confianza para nuevos capitales, un espejo del efecto Loma Campana, el bloque que inauguró el shale argentino, en ese primer capítulo que puso en contexto el potencial de Vaca Muerta cuando un yacimiento entraba en modo desarrollo.

    Más allá del paso definitivo de inversión del LNG entre YPF y ENI -unos 20.000 millones de dólares adicionales, además de los fondos para los pozos-, el contexto impone el desafío de cómo sostener ese nivel de actividad. La expansión de rutas, redes eléctricas, plantas de arenas y bases logísticas, y el recurso humano serán parte del nuevo mapa que deberá trazarse entre gobiernos, empresas y gremios.

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  • Litio: Rio Tinto ratifica su apuesta en Argentina y pide estabilidad para acelerar inversiones

    Litio: Rio Tinto ratifica su apuesta en Argentina y pide estabilidad para acelerar inversiones

    En su paso por el 61° Coloquio de IDEA, Paul Graves, CEO de Rio Tinto Lithium, dejó un mensaje firme y optimista sobre el futuro del litio en Argentina.

    En su exposición, subrayó el compromiso de la compañía con el país, puso en valor el potencial del proyecto Rincón y fue enfático al señalar que “en la minería, el capital fluye hacia donde hay estabilidad y reglas claras”.

    Graves recalcó que el litio no es solo una fuente de divisas para las economías, sino también una herramienta transformadora para las comunidades locales. “Estamos convencidos de que este tipo de minería, bien hecha, deja algo más que recursos: deja infraestructura, empleo, conocimiento y desarrollo local”, afirmó.

    El proyecto Rincón, que Rio Tinto desarrolla en la provincia de Salta, avanza con pasos firmes y ya cuenta con autorización ambiental y social para comenzar sus etapas principales. La inversión prevista supera los 2.700 millones de dólares y contempla una vida útil de más de 40 años, con capacidad de producción escalable que podría alcanzar 60.000 toneladas anuales de carbonato de litio para uso en baterías.

    En este sentido, el ejecutivo destacó que el proyecto está diseñado no solo para producir litio de alta calidad, sino también para integrar capacidades locales y reducir el impacto ambiental. Actualmente, más del 70 % del empleo y del gasto operativo de la empresa en Argentina es de origen local.

    Inversión con visión de largo plazo

    Durante su exposición, Graves fue claro respecto al escenario macroeconómico: “Invertimos en países que son predecibles. No se trata de que todo funcione perfecto, sino de que las reglas no cambien de un día para otro”. Afirmó que el país tiene una oportunidad única si logra generar confianza y estabilidad, ya que posee uno de los recursos más demandados en el nuevo mapa energético mundial.

    “La demanda de litio ha crecido 30% por año durante los últimos 15 años, y seguirá en ese camino. Pero para atraer inversión sostenida, hace falta previsibilidad”, explicó el CEO, quien también remarcó que hay capital listo para ingresar si se reducen las barreras normativas y burocráticas.

    Más allá de los números, Graves dejó una reflexión que sintetiza la visión de Rio Tinto sobre el rol de la minería en las economías emergentes: “El éxito de un proyecto no se mide solo por lo que se extrae, sino por lo que se deja. Nuestro objetivo es ser parte de comunidades más fuertes, no simplemente operar en ellas”.

    Con este enfoque, Rio Tinto busca posicionarse como un actor clave no solo en el negocio del litio, sino también en la construcción de una minería moderna, responsable y socialmente integrada en Argentina

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  • La canasta de servicios públicos bajó en octubre, pero acumula una suba del 514% en dos años

    La canasta de servicios públicos bajó en octubre, pero acumula una suba del 514% en dos años

    Durante octubre de 2025, el costo de la canasta de servicios públicos para un hogar promedio del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), sin subsidios, fue de $170.412. El dato surge del Reporte del Observatorio de Tarifas y Subsidios del IIEP (UBA-CONICET) y representa una baja mensual del 1,9% en relación a septiembre.

    Esta caída, sin embargo, no se debe a una mejora estructural en los precios, sino a la estacionalidad, especialmente por la caída del consumo de gas natural al finalizar el invierno. En términos interanuales, el gasto muestra un aumento del 26% respecto a octubre de 2024, lo que refleja que el costo de los servicios públicos sigue creciendo por encima del poder adquisitivo de los hogares.

    La caída del gasto se explica  principalmente, por menores consumos de gas y electricidad, más que por una reducción de tarifas. En detalle:

    • En el caso del gas natural, aunque el cargo fijo subió un 3,1%, el cargo variable bajó en promedio un 10,4% por ajustes técnicos en la tarifa y menores volúmenes consumidos.
    • Para la electricidad, el consumo también se redujo levemente, mientras que los cuadros tarifarios se actualizaron con alzas del 3,1% en el cargo fijo y 2,4% en el variable.
    • En cuanto al transporte, el boleto de colectivos en líneas urbanas subió un 3,9%, mientras que las líneas interjurisdiccionales —a cargo del Estado Nacional— mantuvieron su tarifa congelada, lo que resultó en un aumento promedio del 2,1%.
    • Por último, el agua mostró una suba en la tarifa mensual y un ligero aumento en el consumo, vinculado a que octubre tiene un día más que septiembre.

    En síntesis, la baja de octubre se debe más a cambios en los hábitos de consumo que a una mejora de precios. A pesar de los aumentos tarifarios en todos los rubros, el menor uso de gas y electricidad logró compensar ese impacto.

    Una canasta que corre detrás del IPC

    Desde diciembre de 2023, el costo de la canasta de servicios públicos del AMBA acumula un incremento del 514%, mientras que la inflación general (según estimaciones del IIEP) fue de 171% en el mismo período. No obstante, si se analiza solo el año 2025, la situación cambia: la canasta aumentó 21%, mientras que el Índice de Precios al Consumidor (IPC) acumula un 24% hasta octubre.

    Es decir, por segundo mes consecutivo, el gasto en servicios públicos crece por debajo de la inflación, lo que marca un leve alivio para los hogares, aunque el nivel general de precios continúa muy por encima de los ingresos reales.

    Al analizar la evolución de cada rubro en el último año, el transporte público lidera el ranking con una suba interanual del 36%, superando al IPC estimado (31%). Le sigue el gas natural, con un incremento del 24%, mientras que el agua potable y la electricidad mostraron alzas más moderadas, de 18% y 16% respectivamente.

    El transporte, por sí solo, explicó más de la mitad del incremento interanual total de la canasta (15 puntos porcentuales de los 26 totales).

    Subsidios en fuerte retracción

    En paralelo a los ajustes tarifarios, el informe destaca una fuerte reducción en los subsidios económicos a los sectores de energía, agua y transporte. En términos nominales, se registró una caída del 37% interanual, pero si se considera la inflación, la reducción real alcanza el 56% al 16 de octubre.

    Dentro del sector energético, que representa el 86% de los subsidios, se observa una caída nominal del 32% y una baja real del 52%.

    • Las transferencias a CAMMESA, el organismo que administra el mercado eléctrico mayorista, cayeron 12% en términos nominales, lo que implica un recorte real del 39%.
    • ENARSA, la empresa estatal de energía, vio reducidos sus subsidios en un 70% real, debido al menor uso de gas importado y a la baja en los precios internacionales del GNL.
    • Las transferencias al Plan Gas.Ar, destinado a incentivar la producción local, se recortaron 67% en términos reales, como resultado del reemplazo de importaciones por producción nacional y del aumento de la capacidad de transporte gracias a obras como el gasoducto Presidente Perón.

    A pesar del recorte en subsidios, en promedio, los usuarios del AMBA cubren solo el 50% del costo real de los servicios públicos. El resto sigue siendo absorbido por el Estado, aunque con diferencias según el nivel de ingresos del hogar y el tipo de servicio.

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