Autor: Mejor Energía

  • El mundo discute bajo fuertes tensiones una medida clave para la transición energética en el transporte marítimo

    El mundo discute bajo fuertes tensiones una medida clave para la transición energética en el transporte marítimo

    La comunidad internacional se prepara para una semana decisiva en Londres para avanzar -o no- en un proceso de descarbonización del transporte marítimo, como uno de los capítulos de la transición energética global. Desde mañana, martes, y durante toda la semana, el Comité de Protección del Medio Marino (MEPC) de la Organización Marítima Internacional (OMI) celebrará una sesión extraordinaria para definir la adopción formal del IMO Net-Zero Framework.

    Este marco, que busca impulsar la descarbonización del transporte marítimo global y alcanzar emisiones netas cero para 2050, está a punto de convertirse en un instrumento jurídico vinculante para los más de 90.000 buques mercantes que surcan los océanos. Pero la explícita presión del Gobierno de los Estados Unidos, que amenazó con sanciones económicas a quienes voten a favor del nuevo instrumento, generó un clima de alta tensión previo.

    Este debate no es meramente ambiental. Para países con potencial en energías limpias, como Argentina, representa una gran ventana de oportunidad para posicionarse como un actor clave en la nueva economía global. Sin embargo, el gobierno de Javier Milei se abstuvo en abril cuando se realizó la votación previa que permitió sancionar el marco legal que ahora buscará darle impulso final a su implementación a partir de 2027.

    La OMI, como organismo especializado de las Naciones Unidas, tiene la responsabilidad de regular la seguridad y la prevención de la contaminación en un sector que, como destaca Juan Carlos Villalonga, es esencialmente de carácter internacional y que “no está regulado por ningún gobierno nacional”. El transporte marítimo representa alrededor del 3% de las emisiones globales de gases de efecto invernadero, lo que explica la urgencia de una hoja de ruta global.

    El camino hacia el Net-Zero se aceleró a partir de 2015 dentro de la OMI, culminando con la aprobación de su Strategy on Reduction of GHG Emissions from Ships en 2023. El desafío era traducir esos objetivos en reglas concretas. El resultado es el IMO Net-Zero Framework, que, según reseña Villalonga, consiste en dos mecanismos principales vinculados: un estándar global sobre combustibles que obliga a reducir gradualmente la contaminación del combustible utilizado y un mecanismo de fijación de precios de las emisiones de gases de efecto invernadero para estimular la reducción.

    Estos instrumentos fueron aprobados en abril de 2025 como enmiendas al Anexo VI del Convenio MARPOL, el marco que regula la contaminación atmosférica. Este paso trascendental marcó el inicio de la fase de circulación, y la votación de esta semana, la de la adopción, es la definitiva para su entrada en vigor. El impulso a este acuerdo había sido fuerte, incluso desde esferas de alto nivel de Estados Unidos antes del cambio de administración.

    En ese sentido, Villalonga recuerda las palabras de John Kerry, exrepresentante climático estadounidense: “La comunidad marítima comprende la importancia de este acuerdo, que es el primero en alinear la acción con lo indicado por la estrategia climática de la IMO de 2023”. Sin embargo, hoy, la principal amenaza para la adopción del Marco Cero Neto proviene de la segunda presidencia de Donald Trump.

    En las horas previas al encuentro en Londres, la Casa Blanca emitió un comunicado en el que reafirmó que “Estados Unidos no aceptará ningún acuerdo ambiental internacional que cargue indebida e injustamente, o perjudique los intereses del pueblo estadounidense. Esta será la primera vez que una organización de la ONU imponga un impuesto global al carbono en el mundo. La Administración rechaza inequívocamente esta propuesta y no tolerará ninguna acción que aumente los costes para nuestros ciudadanos, proveedores de energía, navieras y sus clientes, o turistas.”

    Para reforzar su advertencia, destacó que Estados Unidos está considerando acciones contra las naciones que apoyen este impuesto global al carbono, como sanciones comerciales, restricciones de visado y tarifas portuarias adicionales a los países, sus ciudadanos y buques que apoyen la medida, hasta la posibilidad de disponer “sanciones a los funcionarios que patrocinan políticas climáticas impulsadas por activistas que sobrecargarían a los consumidores estadounidenses”.

    La votación de abril, donde se aprobaron las medidas esbozadas, ya fue inusual para la OMI. Terminó con 63 países a favor, 16 en contra y 24 abstenciones. Para que las enmiendas al Convenio MARPOL sean adoptadas esta semana, se requiere una mayoría de dos tercios de los Estados parte presentes. La creciente oposición de Estados Unidos plantea un escenario de confrontación que podría superar las tensiones de la votación anterior.

    Para la Argentina, los resultados de la OMI son de vital importancia. La adopción del Net-Zero Framework implicaría un “impulso enorme para la industria de los combustibles limpios, fundamentalmente, para los derivados del hidrógeno verde”, según enfatiza Villalonga. El transporte marítimo, al ser uno de los sectores “difíciles de descarbonizar”, generaría una demanda global descentralizada de combustibles de cero emisiones, como el amoníaco verde y otros e-fuels.

    Esta demanda global “actuaría como un acelerador de proyectos de hidrógeno verde en diferentes puntos del planeta”, abriendo una oportunidad para los proyectos de gran escala en la Patagonia. “Sin duda que el combustible para buques podría ser un disparador de demanda para los proyectos de gran escala en la Patagonia. Son expectativas correctas”, sostiene el experto.

    Sin embargo, la postura de la Argentina en la OMI está alineada con las políticas de su actual gobierno nacional, lo que ya se reflejó en abril. En aquella votación, la Argentina se abstuvo, una decisión que Villalonga atribuye a la “posición de Estados Unidos y la nueva política (anti) climática del gobierno nacional”.

    Para la votación decisiva de octubre, las señales no son alentadoras. “Todo indicaría que, en octubre, Argentina pasará a votar negativamente, más aún teniendo en cuenta el reciente ‘salvataje’ económico ofrecido por Donald Trump a la Argentina hace pocos días”, sostiene el análisis.

    Esta potencial postura negativa marginaría a la Argentina de una conversación estratégica. Mientras vecinos como Chile, Uruguay, Brasil y Paraguay votaron favorablemente en abril, buscando posicionarse como proveedores de hidrógeno, la Argentina se abstuvo. Para Villalonga “sería una gran decisión que Argentina votara favorablemente en octubre. No solo es importante porque se trata de un acuerdo que acelerará la transición energética y la mitigación del cambio climático; también abre un proceso que le permitirá a la Argentina tener la oportunidad de desarrollar la industria del hidrógeno de bajas emisiones”.

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  • Neuquén invertirá .700 millones para construir una planta de gas en Moquehue y ampliar la red domiciliaria

    Neuquén invertirá $4.700 millones para construir una planta de gas en Moquehue y ampliar la red domiciliaria

    El gobierno de Neuquén aprobó un aporte de capital de $4.700 millones a favor de Hidenesa (Hidrocarburos del Neuquén S.A.) para la construcción de una nueva planta de Gas Licuado de Petróleo (GLP) en Moquehue, una localidad turística y residencial del Centro Oeste provincial que hasta ahora no contaba con red de gas domiciliaria.

    La obra, autorizada mediante el Decreto 1233/25, forma parte de la estrategia del gobierno provincial para fortalecer la infraestructura energética en regiones alejadas de los gasoductos troncales, facilitando el acceso al gas envasado a través de redes locales. Una vez finalizada, permitirá abastecer a 500 usuarios mediante una red de distribución de 12.000 metros de extensión.

    Según informó Hidenesa, la planta de Moquehue contará con una capacidad de almacenamiento de 98 m³ y un sistema de vaporización para transformar el GLP en estado gaseoso, apto para su distribución por red domiciliaria.

    Para reducir plazos y costos, la empresa reutilizará seis tanques de almacenamiento provenientes de Los Miches, que serán recertificados, y sumará otros seis tanques nuevos. Esta decisión permitirá un ahorro logístico y de fabricación importante, acelerando la puesta en marcha del servicio.

    La construcción de esta planta en Moquehue se enmarca en una política sostenida de Hidenesa y el gobierno neuquino para llegar con gas en red a localidades que, por su ubicación geográfica, no pueden conectarse a los gasoductos principales. En los últimos años, la empresa provincial construyó y opera plantas similares en Los Miches, El Cholar, Caviahue, El Huecú, Loncopué y Villa Pehuenia, entre otras.

    Estos desarrollos permiten mejorar la calidad de vida, reducir el uso de leña y combustibles contaminantes, y potenciar el turismo y la actividad comercial en zonas de alto valor paisajístico, como el norte cordillerano y la zona centro-oeste.

    La planta de Moquehue será un paso clave para la integración energética del interior neuquino, al facilitar el acceso a un recurso clave como el gas, mejorar la eficiencia energética local y garantizar un abastecimiento más limpio, seguro y continuo.

    El proyecto también generará empleo local durante la etapa de construcción y ampliará la infraestructura estratégica en una zona con creciente desarrollo habitacional y turístico.

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  • YPF y ENI dan otro paso histórico al acordar la ingeniería final del LNG Argentina

    YPF y ENI dan otro paso histórico al acordar la ingeniería final del LNG Argentina

    YPF y ENI sellaron el histórico acuerdo de ingeniería final (Technical FID) para el proyecto LNG Argentina, el plan para que el país, a partir de las reservas de Vaca Muerta, se convierta en un proveedor de gas en el mercado global del gas.

    Se trata de un nuevo hito, que de avanzar en la definición final de inversión, podría cambiar en buena medida la economía de Argentina.

    La firma del acuerdo, que encabezaron Horacio Marín, el presidente de la empresa argentina, y su par italiano Claudio Descalzi, tuvo lugar en el auditorio de la empresa en su sede de Puerto Madero, Buenos Aires.

    Tras la rúbrica, ambas empresas se convierten en socias con un 50% cada una, en la inversión “punta a punta” del proyecto. Esto es: desde el upstream necesario que se desarrollará en tres bloques no convencionales de la provincia de Neuquén hasta la construcción de las unidades de licuefacción donde se procesará el gas en la costa del Golfo San Matías, en la provincia de Río Negro. Se espera una producción de 12 millones de toneladas de GNL por año.

    Durante la rueda de prensa, de la que participó Mejor Energía, los directivos dieron precisiones del proyecto. “Vamos a trabajar con tanta fuerza como hasta ahora para avanzar y tener el FID (la decisión final de inversión) en el primer semestre del 2026”, dijo Marín. Del acto participaron el gobernador Rolando Figueroa, el ministro Jefe de Gabinete, Guillermo Francos y la directora de YPF por Río Negro, Andra Confini.

    Los presidentes de la compañía tras firmar el acuerdo.

     

    Las dos empresas ahora saldrán al mercado para poder financiar el proyecto, que implica 20 mil millones de dólares. Es la suma que necesita para la construcción de dos unidades flotantes de licuefacción y el caño más grande de transporte de gas que jamás se haya construido en Argentina. También, para las plantas de separación y procesamiento del gas, una clave de la ecuación de negocios.

    El tendido se hará para que el fluido cruce buena parte de la Patagonia Norte, entre los bloques de Vaca Muerta y la antesala de los barcos, en el ejido de Sierra Grande, en la provincia de Río Negro. Tendrá un diámetro de 48 pulgadas y unos 500 kilómetros de extensión, confirmó Marín, que abrió la presentación emocionado por el tenor de un anuncio.

    El acuerdo es inédito en términos económicos e industriales para la historia del país, que a través de YPF encuentra en ENI un actor global de fuste con experiencia en la producción de GNL, una variante que reduce unas 600 veces una molécula de gas y que de este modo permite el transporte en buques metaneros para luego ser reinyectado. El proceso previo, es decir, el tratamiento del gas, es el que se hará en las unidades industriales flotantes.

    Al final del proyecto, significa la friolera de unos 300.000 millones de dólares en exportaciones para el país en 20 años.

    Durante la rueda de prensa, Descalzi destacó las virtudes de la formación no convencional de Neuquén, que adquiere una relevancia competitiva adicional en función del plan que incluye plantas separadoras y de procesamiento de líquidos, condensados y la chance del petróleo asociado. Esto abre otras opciones de comercialización que inciden en el precio de salida del gas al mundo, resaltó el directivo de la empresa italiana.

    “Tenemos que hacer 800 pozos para el upstream asociado al proyecto”, dijo Marín, al mencionar el tenor del desafío en los bloques no convencionales de donde provendrá el gas.

    Las dos unidades flotantes, la opción de procesamiento por la que las empresas se decantaron en virtud de la flexibilidad que les permitirá bajar costos y ser más competitivas. Para los pozos productores de gas, se requiere unos 15 mil millones adicionales. Para tener una noción de lo que significa: en el 2025, el mejor año histórico de Vaca Muerta en términos de producción, se terminarán de invertir unos 10.000 millones, de acuerdo a los datos oficiales, tomando todas las empresas y las dos variantes: petróleo y gas.

    La idea es salir a la banca privada. Marín respondió preguntas sobre la coyuntura económica argentina y qué tanto eso podría implicar un mayor costo en la búsqueda de fondos. “Cuando hablamos de proyectos de estas características, a 20 años, la mirada sobre la coyuntura no es la adecuada. Hay una demanda de gas sólida y el recurso y el plan son extraordinarios”, planteó el presidente de YPF, que ponderó junto a su par italiano la productividad de la roca y una mirada en conjunto de todo el negocio como factores que permitirán el repago de la toma de crédito, en un contexto en el que los principales actores del mundo del GNL ya saben que se necesitarán nuevos jugadores para el abastecimiento ante una demanda creciente hacia el 2050.

    “Podemos tener precios bajos del gas. Y petróleo constante”, sumó Descalzi, al ponderar los atributos de todo el plan, que incluye el crudo asociado, como los derivados del gas húmedo de las ventanas donde se harán las perforaciones no convencionales en la formación geológica neuquina.

    De hecho, la escala del proyecto es tan grande que ya se piensa en un segundo VMOS, es decir, otro oleoducto exportador para el petróleo. Se trata de producción que saldrá desde los pozos de gas, como parte del fluido que se obtiene.

    No hubo confirmaciones sobre los constructores de las unidades flotantes. Si bien hay negociaciones avanzadas con la china Wison, queda por ver también cómo será la integración de al menos un actor global adicional. Shell podría ser parte de todo el proyecto, y se sumaría con una unidad de licuefacción adicional. En tanto que ExxonMobil, de acuerdo a lo que se sabe, será offtaker, uno de los compradores del GNL.

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  • El programa ProPymes de Tecpetrol celebró su quinta edición

    El programa ProPymes de Tecpetrol celebró su quinta edición

    En su sede de Neuquén, ante un auditorio colmado de integrantes de pequeñas y medianas empresas de la Cuenca Neuquina, Tecpetrol realizó la quinta edición del programa ProPymes.

    El encuentro, conducido por el periodista “Rifle” Varela, reunió a referentes de la compañía y a representantes de su cadena de valor de las provincias de Neuquén y Río Negro para compartir visión, resultados y próximos pasos de este programa que el Grupo Techint creó en 2002 para fortalecer y profesionalizar a proveedores y clientes.

    Ricardo Ferreiro, presidente de Exploración y Producción de Tecpetrol, abrió la jornada: “La demanda global de energía crece y el gas se consolida como el gran habilitador de la transición energética. Este escenario amplía la ventana para poner en valor nuestros recursos y nos exige ser más competitivos y adaptables”.

    En esa línea, remarcó el rol de Vaca Muerta no solo en gas sino en petróleo: “Tras una primera etapa de infraestructura, viene un salto de escala. Para lograrlo, necesitamos una cadena de valor robusta, innovadora y preparada para ejecutar más rápido y mejor”.

    Ferreiro ponderó el rol de Fortín de Piedra y los nuevos desarrollos.

     

    Ferreiro también subrayó la trayectoria reciente de Tecpetrol en la cuenca: “Fortín de Piedra demostró que, cuando industria y cadena de valor empujan en la misma dirección, se pueden alcanzar metas de clase mundial. Ahora el desafío es replicar ese estándar en nuevos desarrollos como Puesto Parada y Los Toldos II Este y sostenerlo en el tiempo con competitividad y adaptabilidad, que son las claves para sostenernos en un mercado global desafiante”.

    A su turno, Guillermo Murphy, vicepresidente de Supply Chain de la compañía, presentó los avances y la profundidad de ProPymes: “Nuestra ‘fábrica industrial de pozos’ se apoya en ustedes, las pymes. Detrás de cada equipo, de cada rig, de cada perforación hay decenas de proveedoras y proveedores que debemos fortalecer con estándares, procesos y capacitación”.

    Murphy planteó el camino de la mejora de la competitividad.

    “El objetivo es claro: mejorar competitividad, promover inversiones productivas, sustituir importaciones de manera eficiente y potenciar exportaciones. Cuanto más sólida sea cada pyme, más resiliente y veloz será toda la cadena”, resumió Murphy. También destacó iniciativas educativas entre Tecpetrol y su cadena de valor; entre ellos, Tecpetrol Conecta, un espacio para vincular técnicos en formación con pymes; y Soldando Comunidades, donde 12 empresas locales abrieron sus talleres y capacitaron a la comunidad.

    El cierre estuvo a cargo del divulgador científico Santiago Bilinkis, con una exposición práctica sobre inteligencia artificial aplicada a las pequeñas y medianas empresas: “La IA ya elevó la productividad en órdenes que hace un año parecían ciencia ficción. El talento que antes solo estaba al alcance de grandes compañías hoy se democratiza”. Y dejó un mensaje nítido: “Si creen que cambiar es arriesgado, más arriesgado es no hacerlo. La IA llegó para acelerar procesos: quienes la adopten irán mucho más lejos”.

    Bilinkis en el auditorio de la empresa en Neuquén.

    Creado en 2002, el programa del Grupo Techint promueve el desarrollo de la cadena de valor en el largo plazo mediante trabajo asociativo: eleva competitividad, impulsa inversiones, aumenta exportaciones y sustituye importaciones. En la Cuenca Neuquina, las pymes fueron clave para la construcción y el crecimiento de Fortín de Piedra, y hoy son uno de los pilares para los nuevos desafíos de Vaca Muerta.

    Con visión, datos y compromiso compartido, la quinta edición de ProPymes dejó un hilo conductor: la competitividad se construye en red. Y esa red -más capacitada, digital y flexible- es la que permitirá escala, velocidad y calidad para el próximo capítulo energético de la Argentina.

    ProPymes consolida su impacto en la Cuenca Neuquina, donde concentra más de la mitad de su red de empresas participantes. Durante 2025, los resultados muestran un crecimiento sostenido en capacitación, asistencia técnica y mejora de la competitividad del entramado local.

    • 141 empresas neuquinas forman parte activa del programa, con foco en servicios vinculados con el desarrollo de Vaca Muerta y la Cuenca Neuquina.

    • 35.169 horas de capacitación impartidas durante el año, con 1.225 personas formadas en gestión, innovación y seguridad industrial.

    • 6.654 horas de consultoría ejecutadas en 86 empresas, que derivaron en 2.218 planes de mejora concretos.

    • 74% de las licitaciones adjudicadas en la región fueron ganadas por pymes que se encuentran dentro del universo de análisis donde existe oferta de empresas.

    Estos números confirman el rol estratégico que tiene la Cuenca Neuquina dentro de ProPymes, donde la sinergia entre Tecpetrol y su red de proveedores pymes genera valor, innovación y empleo local, fortaleciendo la competitividad de toda la cadena de Vaca Muerta y contribuyendo al desarrollo de otras regiones productivas. 

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  • Gas natural, carbón y captura de carbono: la agenda del simposio energético internacional en París

    Gas natural, carbón y captura de carbono: la agenda del simposio energético internacional en París

    La transición energética, la seguridad del suministro y el crecimiento sostenido de la demanda global fueron el eje de debate del 7° Simposio Conjunto sobre Perspectivas de los Mercados de Gas y Carbón, organizado por la Agencia Internacional de Energía (IEA) en conjunto con la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y el Foro Internacional de Energía (IEF).

    El evento, que se desarrolló en la sede de la IEA en París, reunió a más de 70 expertos de alto nivel provenientes de gobiernos, organismos multilaterales, empresas energéticas y el ámbito académico.

    En un mundo donde la transición energética convive con la necesidad urgente de asegurar energía asequible y confiable, el encuentro dejó en claro que el gas y el carbón seguirán formando parte del mix energético en el corto y mediano plazo.

    En un contexto marcado por el crecimiento demográfico, la urbanización acelerada, el desarrollo industrial y la digitalización global, el simposio propuso revisar las tendencias actuales del mercado energético, en particular de los sectores de gas natural, gas natural licuado (GNL) y carbón, y explorar los posibles escenarios a futuro.

    La primera sesión analizó el comportamiento reciente de los mercados de gas natural y GNL, con especial atención a cómo las nuevas infraestructuras y las modalidades más flexibles de comercialización están redefiniendo la seguridad del suministro y la dinámica de los mercados regionales.

    La segunda sesión se centró en el mercado global del carbón, con énfasis en Asia, región que hoy lidera en producción, consumo y comercio de este recurso. Se debatió sobre las políticas públicas que moldean el uso del carbón en economías emergentes, así como los retos que supone su compatibilidad con los compromisos climáticos.

    En la tercera sesión, se evaluaron las necesidades de inversión en toda la cadena de valor del gas y del carbón frente al crecimiento de la demanda eléctrica, impulsada por fenómenos como la expansión de los centros de datos, la inteligencia artificial y el aumento del consumo residencial en climas extremos.

    Se destacó además el potencial de las tecnologías de gestión de carbono, como la captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS), como herramientas clave para compatibilizar el uso de combustibles fósiles con los objetivos de sostenibilidad y descarbonización.

    El simposio se inscribe en el Programa de Trabajo Tripartito establecido entre la IEA, la OPEP y el IEF en 2010 durante el 12° Foro Internacional de Energía en Cancún. Este programa tiene como objetivo fortalecer el diálogo entre países productores y consumidores de energía, promover la transparencia de los mercados y fomentar la cooperación técnica en materia de política energética.

    Con el respaldo de los ministros de energía del G20, el simposio se realiza cada dos años y constituye una de las principales plataformas globales para el intercambio de información sobre las perspectivas del mercado energético, especialmente en sectores clave como el gas natural y el carbón, que aún desempeñan un rol central en la matriz energética mundial.

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  • OLADE y el CFI sellan un acuerdo estratégico para impulsar inversiones en la región

    OLADE y el CFI sellan un acuerdo estratégico para impulsar inversiones en la región

    La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y el Consejo Federal de Inversiones (CFI) de Argentina sellaron un Convenio Marco de Cooperación Interinstitucional con el objetivo de impulsar la planificación energética, promover el intercambio de conocimientos técnicos y avanzar en una hoja de ruta común hacia un desarrollo energético sostenible e integrado en la región.

    La firma se realizó en el marco de la Jornada Federal de Planificación Energética, organizada por el CFI, que reunió a ministros provinciales del área energética, técnicos de las provincias y representantes de organismos internacionales para debatir sobre el futuro energético de Argentina desde una mirada federal y regional.

    “Pensar la planificación energética desde una perspectiva federal implica construir, junto a las provincias, una hoja de ruta común que vincule la energía con el desarrollo productivo del país”, afirmó Ignacio Lamothe, secretario general del CFI.Es una tarea colectiva que requiere cooperación, continuidad y visión de largo plazo”, agregó.

    Por su parte, Guido Maiulini, jefe de Asesoría Estratégica de OLADE, subrayó el carácter político de la planificación energética y la importancia del multilateralismo: “El federalismo y el multilateralismo comparten la lógica de articular realidades diversas. No se trata solo de tener un plan, sino de sostener un proceso compartido que responda a contextos geopolíticos, climáticos y tecnológicos cambiantes”, afirmó.

    El Convenio Marco establece mecanismos para el desarrollo conjunto de proyectos de investigación, formación técnica, publicaciones y asistencia institucional, con especial foco en planificación energética, marcos regulatorios y convergencia normativa regional.

    También se prevé el intercambio de datos, experiencias y metodologías, así como la búsqueda de financiamiento internacional para apoyar a las provincias en la formulación de estrategias energéticas a largo plazo.

    En este contexto, Rodrigo Moreno, consultor de OLADE, presentó el caso chileno como ejemplo de planificación proactiva y anticipatoria. Destacó que esta mirada permite orientar las inversiones en infraestructura, facilitar la incorporación de energías renovables y asegurar una transición energética justa, equilibrada y territorialmente articulada.

    Con esta alianza, OLADE y el CFI reafirman su compromiso con una transición energética planificada, cooperativa y sostenible, entendiendo que los desafíos del desarrollo energético en América Latina y el Caribe no pueden resolverse de forma aislada, sino que requieren acciones coordinadas, visión estratégica y voluntad política compartida.

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  • La CEPH advierte sobre riesgos estructurales en el sector de refinación por el declino del crudo pesado

    La CEPH advierte sobre riesgos estructurales en el sector de refinación por el declino del crudo pesado

    El sistema de refinación argentino opera al límite de su capacidad adaptativa ante cambios estructurales en la producción de hidrocarburos.

    Según el último informe de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), la creciente participación del crudo liviano de la Cuenca Neuquina no alcanza a compensar el declino del crudo pesado proveniente de cuencas maduras, como la del Golfo San Jorge, sin una transformación sustancial en la infraestructura de refinación nacional.

    La CEPH advierte que el sistema fue diseñado décadas atrás con una matriz de carga orientada a procesar una proporción significativa de crudo pesado. «Modificar esta configuración requeriría inversiones de magnitud, hoy ausentes, y sin las cuales, sería necesario importar crudo pesado para sostener el abastecimiento, con impacto negativo en la balanza comercial energética y potencial traslado a los precios internos de los combustibles», explican desde la entidad.

    El informe también señala que la declinación productiva de gas natural en cuencas convencionales —como el Golfo San Jorge, la Cuenca Austral y el Noroeste— representa un riesgo adicional para la seguridad energética.

    La Cuenca Neuquina tiene el potencial de compensar estos déficits, pero las limitaciones en el sistema de transporte lo impiden.

    Esta situación- según la CEPH- obliga al sistema a importar gas natural y combustibles líquidos, lo que incrementa los costos operativos. A nivel regional, la producción en el Golfo San Jorge y en la Cuenca Austral sigue siendo clave para abastecer tanto la Patagonia como el área metropolitana de Buenos Aires.

    «Sin esos volúmenes, serían necesarias inversiones urgentes en redes troncales, como el gasoducto San Martín, para garantizar el suministro», detallan.

    En el Noroeste argentino, la caída de la producción local derivó en la reversión del Gasoducto Norte y la necesidad de mantener importaciones desde Bolivia o el norte de Chile, especialmente en los picos de consumo invernal.

    La CEPH contextualiza este escenario dentro de un marco comercial energético más amplio. Desde 2011, la balanza energética fue deficitaria por la combinación de caída en la producción e incremento sostenido del consumo local. Esta dinámica obligó a importar combustibles y limitar exportaciones.

    No obstante, los últimos años mostraron mejoras. En 2024, Argentina logró un superávit comercial energético de casi U$S 5.700 millones, gracias al aumento de la producción local, especialmente de gas natural y crudo exportable, que alcanzó ventas por U$S 5.473 millones, incluyendo más de U$S 1.900 millones provenientes de yacimientos convencionales.

    Este dato resalta que los hidrocarburos convencionales, aún en declino, siguen siendo estratégicos para el equilibrio externo. Sin medidas estructurales para sostenerlos o reemplazarlos, el país podría volver a escenarios de déficit energético, con consecuencias macroeconómicas.

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  • Vaca Muerta: las regalías petroleras representaron el 50% de los ingresos neuquinos en septiembre

    Vaca Muerta: las regalías petroleras representaron el 50% de los ingresos neuquinos en septiembre

    La economía de Neuquén volvió a confirmar en septiembre de 2025 la impronta creciente del sector hidrocarburífero. Según los datos oficiales de la Dirección Provincial de Rentas, la recaudación total alcanzó los $502.379 millones, de los cuales el 50,1% provino de regalías y cánones vinculados al petróleo, el gas y la generación hidroeléctrica. Se trata de una coyuntura que subraya la centralidad de la producción energética en las cuentas públicas de la provincia.

    El desglose muestra con claridad el peso específico de cada recurso. Las regalías petroleras sumaron $174.441 millones, lo que equivale a casi el 70% de todas las regalías y al 34,7% de la recaudación provincial. El crudo neuquino se consolidó de este modo como el pilar indiscutido del financiamiento público, apuntalado por el crecimiento de la producción en Vaca Muerta y la firme demanda externa.

    Por su parte, las regalías gasíferas aportaron $73.993 millones, un 29,4% de las regalías y un 14,7% de la recaudación total. Aunque el gas no logra equiparar el peso del petróleo, su participación resulta estratégica en un contexto en el que, sobre todo el creciente abastecimiento interno, garantiza un flujo de ingresos creciente, mientras la industria apunta al LNG en el mediano y largo plazo.

    El crudo, durante los dos últimos años, dio un salto a partir de la ampliación de redes de transporte rumbo al Atlántico y la reapertura del canal exportador a Chile, con el Oleoducto Trasandino (OTASA), impactando con una cuota sustancial en el tenor de las exportaciones neuquinas.

    La curva del shale oil en millones de pesos. (Fuente: gobierno de Neuquén.)

     

    El tercer componente, de menor magnitud, corresponde a los cánones hidroeléctricos, que sumaron $3.469 millones, el 1,4% del total de regalías y apenas el 0,7% de la recaudación provincial. Aun con una participación marginal, este recurso sigue representando un ingreso estable para las arcas públicas.

    En términos de evolución, los ingresos por regalías mostraron un crecimiento interanual del 57,9% en términos nominales y del 19,6% en términos reales. El petróleo lideró con una mejora real del 24,3%, mientras que el gas avanzó un 11,9%. Estos números reflejan tanto la dinámica de la producción como el impacto de los precios internacionales, que siguen marcando el pulso de la economía neuquina, según los datos de la Secretaría de Hacienda y Finanzas de la provincia, que conduce Carola Pogliano.

    El contraste con la recaudación de origen provincial (impuestos locales) y la coparticipación nacional resulta ilustrativo. Mientras los recursos provinciales aportaron el 33,5% del total y la Nación transfirió el 16,4%, las regalías se consolidaron como la principal fuente de financiamiento, duplicando en magnitud lo recibido por coparticipación, de acuerdo a los datos oficiales.

    La foto de septiembre confirma un proceso que se viene consolidando en los últimos años: la construcción de gasoductos troncales, la apertura del canal exportador de crudo a través del VMOS y la perspectiva de avanzar con el proyecto de GNL a gran escala, configuran un horizonte donde las regalías no solo sostendrán las finanzas públicas, sino que podrían incrementarse aún más.

    Esa dinámica, sin embargo, también plantea desafíos. La fuerte dependencia de un recurso volátil como el petróleo deja expuesta a la provincia a la evolución de los precios internacionales y a las oscilaciones de la demanda global. De allí la importancia de diseñar estrategias fiscales y de diversificación que permitan amortiguar los ciclos del mercado energético.

    En ese sentido, la provincia acaba de anunciar que bajó un 31% su stock de deuda.

    En paralelo, los datos refuerzan el debate sobre el uso de estos ingresos extraordinarios. El desafío para Neuquén pasa por convertir los excedentes derivados de Vaca Muerta en inversiones que apunten a infraestructura, educación, salud y diversificación productiva.

     

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  • Axion Energy avanza con energía solar en su red de estaciones de servicio

    Axion Energy avanza con energía solar en su red de estaciones de servicio

    En línea con su estrategia de sostenibilidad y eficiencia energética, Axion Energy inició la instalación de sistemas solares fotovoltaicos en cuatro de sus estaciones de servicio en Córdoba, Santa Fe y Buenos Aires.

    Esta primera etapa permitirá abastecer hasta el 20% del consumo eléctrico de cada estación con energía renovable, generando en conjunto unos 285.000 kWh anuales, lo que equivale al consumo promedio de 95 hogares.

    El proyecto busca reducir la huella de carbono de las operaciones comerciales, con una estimación de 56 toneladas de COâ‚‚ evitadas por año, equivalente a los gases emitidos por un vehículo particular en 260 viajes de ida y vuelta entre Buenos Aires y Mar del Plata.

    Los paneles fueron instalados en los techos de los surtidores y shops, aprovechando la orientación solar y la cercanía con los tableros eléctricos. Las estaciones seleccionadas están ubicadas en la ciudad de Córdoba, Villa Allende (Córdoba), Fisherton (Santa Fe) y Ituzaingó (Buenos Aires).

    “Esta iniciativa es un paso concreto hacia un modelo energético más sustentable y eficiente para nuestras operaciones. A partir de los resultados, queremos extenderla a toda nuestra red”, afirmó Sandra Yachelini, vicepresidente Comercial de Axion Energy.

    El plan prevé una expansión gradual hacia 2026, según los resultados de esta fase inicial. Para definir su alcance, la empresa realizó un análisis técnico y económico en el que se evaluaron variables como nivel de consumo eléctrico, potencial de ahorro, radiación solar por zona, infraestructura existente y duración de las concesiones.

    Además de estas cuatro estaciones piloto, otras doce estaciones de la red Axion ya cuentan con sistemas solares instalados por iniciativa de operadores. Estas se ubican en localidades como Villa General Belgrano, Mendoza, Funes, Mar del Plata, Capital Federal y el Gran Buenos Aires, consolidando una red creciente de puntos de carga más sustentables.

    Axion también avanza en incorporar energías renovables y eficiencia energética en sus instalaciones industriales. En 2024, instaló 88 paneles solares en el edificio de mantenimiento de su refinería en Campana, reduciendo unas 34 toneladas anuales de COâ‚‚ equivalente.

    A esto se suman mejoras tecnológicas en unidades como los hornos Powerformer, DKU y DHT, que permitieron mejorar un 6% el Índice de Eficiencia Energética de la planta.

    Según estimaciones de la empresa, la reducción total de emisiones asociada a estas mejoras es comparable a las generadas por 25.500 vehículos medianos

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  • Neuquén: la minería no metalífera se configura como una aliada estratégica de Vaca Muerta

    Neuquén: la minería no metalífera se configura como una aliada estratégica de Vaca Muerta

    Con una producción de 3,87 millones de toneladas de rocas de aplicación y minerales industriales por un valor de $33.994 millones, Neuquén cerró 2024 con cifras récord en minería no metalífera, un sector clave para la infraestructura, la industria y el entramado productivo regional.

    En 2025, la provincia consolida esta tendencia y posiciona a la actividad como un complemento estratégico del desarrollo energético en Vaca Muerta.

    Según el balance anual de la Secretaría de Ambiente y Recursos Naturales, el 62,3% de la producción minera correspondió a rocas de aplicación, como áridos, caliza y piedra laja.

    El 31,4% provino de minerales industriales, como yeso, baritina y bentonita. Dentro de esta oferta, los áridos representaron el 81,6% del volumen total, siendo fundamentales para obras civiles, rutas, urbanización y operaciones vinculadas al sector hidrocarburífero.

    El crecimiento minero tiene anclaje territorial concreto: la actividad cuenta con 125 yacimientos activos, genera 3.345 puestos de trabajo directos e indirectos, e impulsa la economía de localidades como Zapala, Picunches y Pehuenches.

    La participación femenina también gana terreno, con un 8,65% del total de los puestos, en línea con la búsqueda de mayor inclusión en actividades tradicionalmente masculinizadas.

    El 95% de la producción minera neuquina se consume en el mercado interno, abasteciendo obras públicas y privadas de la provincia y de regiones vecinas. No obstante, la provincia también avanza en su perfil exportador: en 2024 se despacharon 21.006 toneladas a Chile, por un total de $1.056 millones, y se realizaron envíos de bentonita a Estados Unidos con destino a la elaboración de alimento balanceado.

    La consolidación del perfil minero neuquino se basa en una política pública que articula competitividad, sostenibilidad ambiental y fortalecimiento institucional. La Secretaría de Ambiente y Recursos Naturales impulsa una estrategia de control y seguimiento basada en evaluaciones técnicas rigurosas, trazabilidad de los procesos, promoción de buenas prácticas extractivas y participación ciudadana.

    A su vez, la provincia trabaja en conjunto con organismos de gobierno e intendencias locales en el desarrollo de infraestructura habilitante, como caminos, redes eléctricas y obras de saneamiento, que permiten incrementar la eficiencia productiva y reducir el impacto ambiental de las operaciones.

    Lejos de competir con el desarrollo hidrocarburífero, la minería no metalífera neuquina se configura como un aliado estratégico. Los minerales que produce, especialmente los áridos, son insumos directos para obras de infraestructura energética, caminos de acceso a pozos, plantas industriales y ampliaciones urbanas. Con estos resultados, Neuquén diversifica su base económica y refuerza su posicionamiento en el mapa productivo nacional.

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