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15/04/2025
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Economía
Empresas de energía respaldaron el acuerdo del gobierno de Milei con el FMI
La CADE expresó su respaldo al acuerdo alcanzado por el gobierno con el FMI. En esa línea, desde la Cámara consideraron que las medidas anunciadas contribuirán a atraer inversiones para el sector energético.
La Cámara Argentina de la Energía (CADE), entidad conformada por ejecutivos de empresas líderes en energía, respaldó el acuerdo alcanzado por el gobierno de Javier Milei con el Fondo Monetario Internacional (FMI).
“El levantamiento del cepo y las medidas complementaria adoptadas contribuyen a fortalecer el contexto de estabilidad macroeconómica y el estímulo para las inversiones”, expresaron desde la Cámara a través de un comunicado difundido este sábado luego de que el gobierno diera a conocer que llegó a un acuerdo para aplicar un nuevo programa de Servicio Ampliado (SAF) por US$ 20.000 millones.
A su vez, desde la entidad que está integrada por representantes y CEOs de compañías de todos los segmentos del sector energético, destacaron que, en representación del sector energético, uno de los segmentos generadores de desarrollo económico y social en todo el país y vector clave para el aporte de divisas, consideran “que es de vital importancia establecer todas las medidas necesarias que favorezcan el fortalecimiento de las reservas en un marco de superávit fiscal”.
Por último, desde la CADE remarcaron: “En esta etapa de contexto internacional dinámico y desafiante, reiteramos nuestra satisfacción por los anuncios realizados”.
Por último, aseguraron que las medidas adoptadas “van en línea de fortalecer un marco de previsibilidad indispensable para favorecer las inversiones del sector energético”.
“El levantamiento del cepo y las medidas complementaria adoptadas contribuyen a fortalecer el contexto de estabilidad macroeconómica y el estímulo para las inversiones”, expresaron desde la Cámara a través de un comunicado difundido este sábado luego de que el gobierno diera a conocer que llegó a un acuerdo para aplicar un nuevo programa de Servicio Ampliado (SAF) por US$ 20.000 millones.
A su vez, desde la entidad que está integrada por representantes y CEOs de compañías de todos los segmentos del sector energético, destacaron que, en representación del sector energético, uno de los segmentos generadores de desarrollo económico y social en todo el país y vector clave para el aporte de divisas, consideran “que es de vital importancia establecer todas las medidas necesarias que favorezcan el fortalecimiento de las reservas en un marco de superávit fiscal”.
Por último, desde la CADE remarcaron: “En esta etapa de contexto internacional dinámico y desafiante, reiteramos nuestra satisfacción por los anuncios realizados”.
Por último, aseguraron que las medidas adoptadas “van en línea de fortalecer un marco de previsibilidad indispensable para favorecer las inversiones del sector energético”.
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15/04/2025
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Tarifas Eléctricas
La suba del dólar puede poner presión sobre las tarifas de luz y gas en los próximos meses
El Gobierno deberá definir si traslada la devaluación a las facturas de los usuarios o asume un mayor gasto en subsidios. La intención oficial es correr al Estado del mercado eléctrico mayorista.
El nuevo esquema cambiario que puso en marcha el presidente Javier Milei, con un dólar que flota entre $1.000 y $1.400, puede tener implicancias en uno de los precios más sensibles de la economía: las tarifas de luz y de gas. Una dinámica que cobra mayor relevancia en el marco de la intención oficial de correr al Estado del mercado eléctrico mayorista.
Si el tipo de cambio se estaciona por encima de los niveles previos a los de la última semana, aumentarán los costos de la energía, por lo que el Gobierno deberá permitir un traslado de mayores costos a las facturas o aumentar el gasto en subsidios. El peso se devaluó casi 10% en el debut de un mercado sin cepo y tras el anuncio del nuevo acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI).
“En el invierno los costos de generación eléctrica van a crecer y van a ser más altos que en 2024 medidos en dólares. Es decir que, incluso en el piso de la banda cambiaria, el costo de la energía en pesos aumenta”, advirtió el economista Julián Rojo.
“Esto puede pasarse a tarifas o bien no pasarse y absorber el sobrecosto vía subsidios. En cualquier caso, si el tipo de cambio no va al techo de la banda, el impacto no debería ser un gran problema”, resaltó Rojo.
No hubo una definición del Gobierno por ahora sobre lo que puede pasar con la inflación y, particularmente, con las tarifas después de la implementación del nuevo esquema cambiario. El ministro de Economía, Luis Caputo, evitó dar un pronóstico en la conferencia de prensa que realizó el viernes cuando un periodista le consultó al respecto.
“Con respecto al pass-through, es muy difícil de decir por qué de vuelta va a depender de dónde va el tipo de cambio. Lo mismo con las tarifas. A nosotros no nos sorprendería que en dos meses el dólar valiera mil. Entonces, la verdad que es muy difícil de poder contestar eso porque va a depender realmente de la situación del dólar”, dijo Caputo.
El ministro además resaltó que la baja internacional del petróleo en el marco de la menor actividad esperada por el efecto de los aranceles que impuso Estados Unidos “puede que juegue a favor”, aunque sostuvo que el precio de las tarifas “lo determinará el mercado”.
El desafío radica en cómo se compone el valor final que pagan los usuarios en sus boletas. Las tarifas de servicios públicos como la luz y el gas se desglosan en al menos tres grandes componentes: el precio de la energía en el mercado mayorista, el costo del transporte, el costo de distribución y los impuestos —que incluyen tributos nacionales, provinciales y, en algunos casos, municipales—. Con este esquema, cualquier aumento en el tipo de cambio puede tener un efecto multiplicador sobre el precio base de la energía, lo que a su vez impacta en el total de la factura que pagan los hogares y las empresas.
En este contexto, el reciente informe de JP Morgan advirtió que la evolución del nuevo régimen cambiario podría ejercer presiones temporales sobre los precios de bienes transables. Aunque el banco considera que el pass-through cambiario será más limitado que en los últimos 20 años, destaca que parte de ese traspaso ya se manifestó en marzo, antes de que se conocieran las nuevas medidas económicas.
“La incertidumbre cambiaria se está trasladando a los precios, aunque los servicios básicos muestran un comportamiento relativamente favorable”, señaló el reporte. Y agregó que con servicios aún anclados, el efecto inflacionario de un dólar más alto no debería desbaratar la tendencia desinflacionaria observada desde inicios de 2024. JP Morgan elevó levemente su previsión de inflación para diciembre de 2025 a un 26–27% anual, pero redujo la de diciembre de 2026 a un rango de entre 10% y 12%.
Al mismo tiempo, el Gobierno se comprometió ante el FMI a avanzar con la eliminación de subsidios a la energía, incluso para los sectores medios. Según la hoja de ruta acordada, en mayo se concretará un aumento para los usuarios de ingresos altos y medios, y a partir de junio se aplicará un sistema de precios estacionales que refleje el costo real de abastecimiento, sin intervención estatal. A largo plazo, la intención oficial es que el Estado se retire del rol de comprador de energía para que sean las empresas las que pacten directamente la provisión.
En el corto plazo, sin embargo, el Gobierno optó por postergar los aumentos tarifarios previstos para abril, con el objetivo de consolidar la desaceleración inflacionaria y aliviar el ajuste sobre los hogares, especialmente de clase media. Con un resultado fiscal mejor al esperado en el primer trimestre del año, el Ministerio de Economía tiene cierto margen para demorar el traslado de los costos energéticos a los usuarios, aunque esto signifique un mayor esfuerzo fiscal.
El nuevo esquema de segmentación implicará además que alrededor del 60% de los usuarios residenciales de gas y el 70% de los de electricidad —correspondientes a los niveles N1 y N3 del esquema de ingresos— comiencen a afrontar mayores costos energéticos en los próximos meses, en función de un consumo base subsidiado y otro al precio pleno del mercado.
Desde diciembre de 2023, las tarifas de electricidad aumentaron un 264% y las de gas un 622%, según el Observatorio de Tarifas y Subsidios del IIEP de la UBA-Conicet. Estos incrementos corresponden a hogares del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) que no reciben subsidios.
Si el tipo de cambio se estaciona por encima de los niveles previos a los de la última semana, aumentarán los costos de la energía, por lo que el Gobierno deberá permitir un traslado de mayores costos a las facturas o aumentar el gasto en subsidios. El peso se devaluó casi 10% en el debut de un mercado sin cepo y tras el anuncio del nuevo acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI).
“En el invierno los costos de generación eléctrica van a crecer y van a ser más altos que en 2024 medidos en dólares. Es decir que, incluso en el piso de la banda cambiaria, el costo de la energía en pesos aumenta”, advirtió el economista Julián Rojo.
“Esto puede pasarse a tarifas o bien no pasarse y absorber el sobrecosto vía subsidios. En cualquier caso, si el tipo de cambio no va al techo de la banda, el impacto no debería ser un gran problema”, resaltó Rojo.
No hubo una definición del Gobierno por ahora sobre lo que puede pasar con la inflación y, particularmente, con las tarifas después de la implementación del nuevo esquema cambiario. El ministro de Economía, Luis Caputo, evitó dar un pronóstico en la conferencia de prensa que realizó el viernes cuando un periodista le consultó al respecto.
“Con respecto al pass-through, es muy difícil de decir por qué de vuelta va a depender de dónde va el tipo de cambio. Lo mismo con las tarifas. A nosotros no nos sorprendería que en dos meses el dólar valiera mil. Entonces, la verdad que es muy difícil de poder contestar eso porque va a depender realmente de la situación del dólar”, dijo Caputo.
El ministro además resaltó que la baja internacional del petróleo en el marco de la menor actividad esperada por el efecto de los aranceles que impuso Estados Unidos “puede que juegue a favor”, aunque sostuvo que el precio de las tarifas “lo determinará el mercado”.
El desafío radica en cómo se compone el valor final que pagan los usuarios en sus boletas. Las tarifas de servicios públicos como la luz y el gas se desglosan en al menos tres grandes componentes: el precio de la energía en el mercado mayorista, el costo del transporte, el costo de distribución y los impuestos —que incluyen tributos nacionales, provinciales y, en algunos casos, municipales—. Con este esquema, cualquier aumento en el tipo de cambio puede tener un efecto multiplicador sobre el precio base de la energía, lo que a su vez impacta en el total de la factura que pagan los hogares y las empresas.
En este contexto, el reciente informe de JP Morgan advirtió que la evolución del nuevo régimen cambiario podría ejercer presiones temporales sobre los precios de bienes transables. Aunque el banco considera que el pass-through cambiario será más limitado que en los últimos 20 años, destaca que parte de ese traspaso ya se manifestó en marzo, antes de que se conocieran las nuevas medidas económicas.
“La incertidumbre cambiaria se está trasladando a los precios, aunque los servicios básicos muestran un comportamiento relativamente favorable”, señaló el reporte. Y agregó que con servicios aún anclados, el efecto inflacionario de un dólar más alto no debería desbaratar la tendencia desinflacionaria observada desde inicios de 2024. JP Morgan elevó levemente su previsión de inflación para diciembre de 2025 a un 26–27% anual, pero redujo la de diciembre de 2026 a un rango de entre 10% y 12%.
Al mismo tiempo, el Gobierno se comprometió ante el FMI a avanzar con la eliminación de subsidios a la energía, incluso para los sectores medios. Según la hoja de ruta acordada, en mayo se concretará un aumento para los usuarios de ingresos altos y medios, y a partir de junio se aplicará un sistema de precios estacionales que refleje el costo real de abastecimiento, sin intervención estatal. A largo plazo, la intención oficial es que el Estado se retire del rol de comprador de energía para que sean las empresas las que pacten directamente la provisión.
En el corto plazo, sin embargo, el Gobierno optó por postergar los aumentos tarifarios previstos para abril, con el objetivo de consolidar la desaceleración inflacionaria y aliviar el ajuste sobre los hogares, especialmente de clase media. Con un resultado fiscal mejor al esperado en el primer trimestre del año, el Ministerio de Economía tiene cierto margen para demorar el traslado de los costos energéticos a los usuarios, aunque esto signifique un mayor esfuerzo fiscal.
El nuevo esquema de segmentación implicará además que alrededor del 60% de los usuarios residenciales de gas y el 70% de los de electricidad —correspondientes a los niveles N1 y N3 del esquema de ingresos— comiencen a afrontar mayores costos energéticos en los próximos meses, en función de un consumo base subsidiado y otro al precio pleno del mercado.
Desde diciembre de 2023, las tarifas de electricidad aumentaron un 264% y las de gas un 622%, según el Observatorio de Tarifas y Subsidios del IIEP de la UBA-Conicet. Estos incrementos corresponden a hogares del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) que no reciben subsidios.
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15/04/2025
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Subsidios
Los subsidios energéticos cayeron 37,6% en 2024
Alcanzaron su nivel más bajo en la última década. La reducción se explica por la segmentación tarifaria, menores transferencias a CAMMESA y un fuerte recorte en obra pública.
Un informe anual del Instituto Argentino de la Energía (IAE) reveló que los subsidios al sector energético en Argentina continuaron hacia la baja durante 2024, en un contexto de ajustes fiscales, segmentación tarifaria y cambios en la política de asistencia estatal.
Las cifras, medidas en dólares, marcan una reducción del 37,6% en las transferencias corrientes respecto a 2023, y un recorte acumulado del 66% en comparación con el pico histórico registrado en 2014.
El análisis del IAE muestra que, si bien en términos nominales los subsidios crecieron de manera tendencial en los últimos diez años, su comportamiento real -medido en dólares- evidencia una caída sostenida desde 2016, con excepción del trienio 2020-2022. Desde entonces, la tendencia volvió a la baja, consolidándose en los últimos dos años.
Uno de los hitos claves en la reducción del gasto fue la implementación, en agosto de 2022, del esquema de segmentación de subsidios para usuarios residenciales, que dividió a los hogares en tres niveles según sus ingresos, patrimonio y consumo energético.
Mientras que los usuarios de altos ingresos dejaron de recibir subsidios y comenzaron a pagar el costo pleno de la energía eléctrica (aunque no del gas natural), los sectores de ingresos bajos y medios continuaron recibiendo asistencia significativa en ambos servicios.
Este esquema, sumado a una moderada reducción de los subsidios destinados a usuarios comerciales e industriales, derivó en una caída del gasto en subsidios eléctricos, que representan aproximadamente el 55% de las transferencias corrientes y el 50% del total de transferencias (corrientes y de capital).
En términos concretos, los subsidios energéticos en 2024 totalizaron U$S 7.024 millones, lo que representa U$S 4.233 millones menos que en 2023, principalmente debido a una fuerte baja en las transferencias a CAMMESA, la compañía administradora del mercado eléctrico mayorista, cuyos subsidios cayeron 33,3% interanual en dólares.
Las transferencias de capital -asociadas principalmente a inversiones en infraestructura energética- también sufrieron una importante contracción: en 2024 cayeron un 49,2% respecto al año anterior. Esta baja se enmarca en la reducción general del gasto en obra pública, donde las partidas energéticas no fueron la excepción.
Las únicas transferencias relevantes se destinaron a ENARSA y se vinculan a la construcción del primer tramo del Gasoducto Perito Moreno y sus obras complementarias. Sin embargo, incluso ENARSA recibió en 2024 un 46,9% menos de fondos que en 2014, totalizando U$S 2.415 millones, un 44,7% menos que en 2023. Esta cifra se ubica 11% por debajo del promedio histórico, estimado en U$S 2.700 millones anuales entre 2014 y 2024.
Desde 2014, los subsidios energéticos acumularon un total de U$S 138.320 millones, de los cuales U$S 126.079 millones corresponden a transferencias corrientes destinadas a cubrir los costos del abastecimiento energético.
El pico histórico se registró en 2014, con un monto total de U$S 20.967 millones. Desde entonces, y con la excepción del periodo 2020-2022, se observa una marcada tendencia descendente, asociada a intentos de recomposición tarifaria y control del déficit fiscal.
Uno de los componentes más relevantes en materia de asistencia al sector fue el Plan Gas, en sus distintas versiones (I, II, III y Gas.Ar), que desde 2014 recibió U$S 9.665 millones en subsidios. En 2024, solo permanecieron vigentes transferencias significativas para el Plan Gas.Ar, por un total de U$S 404 millones.
Finalmente, el costo fiscal total del abastecimiento de gas natural en 2024 fue de U$S 2.819 millones, un 21% por encima del promedio del periodo analizado.
Las cifras, medidas en dólares, marcan una reducción del 37,6% en las transferencias corrientes respecto a 2023, y un recorte acumulado del 66% en comparación con el pico histórico registrado en 2014.
El análisis del IAE muestra que, si bien en términos nominales los subsidios crecieron de manera tendencial en los últimos diez años, su comportamiento real -medido en dólares- evidencia una caída sostenida desde 2016, con excepción del trienio 2020-2022. Desde entonces, la tendencia volvió a la baja, consolidándose en los últimos dos años.
Uno de los hitos claves en la reducción del gasto fue la implementación, en agosto de 2022, del esquema de segmentación de subsidios para usuarios residenciales, que dividió a los hogares en tres niveles según sus ingresos, patrimonio y consumo energético.
Mientras que los usuarios de altos ingresos dejaron de recibir subsidios y comenzaron a pagar el costo pleno de la energía eléctrica (aunque no del gas natural), los sectores de ingresos bajos y medios continuaron recibiendo asistencia significativa en ambos servicios.
Este esquema, sumado a una moderada reducción de los subsidios destinados a usuarios comerciales e industriales, derivó en una caída del gasto en subsidios eléctricos, que representan aproximadamente el 55% de las transferencias corrientes y el 50% del total de transferencias (corrientes y de capital).
En términos concretos, los subsidios energéticos en 2024 totalizaron U$S 7.024 millones, lo que representa U$S 4.233 millones menos que en 2023, principalmente debido a una fuerte baja en las transferencias a CAMMESA, la compañía administradora del mercado eléctrico mayorista, cuyos subsidios cayeron 33,3% interanual en dólares.
Las transferencias de capital -asociadas principalmente a inversiones en infraestructura energética- también sufrieron una importante contracción: en 2024 cayeron un 49,2% respecto al año anterior. Esta baja se enmarca en la reducción general del gasto en obra pública, donde las partidas energéticas no fueron la excepción.
Las únicas transferencias relevantes se destinaron a ENARSA y se vinculan a la construcción del primer tramo del Gasoducto Perito Moreno y sus obras complementarias. Sin embargo, incluso ENARSA recibió en 2024 un 46,9% menos de fondos que en 2014, totalizando U$S 2.415 millones, un 44,7% menos que en 2023. Esta cifra se ubica 11% por debajo del promedio histórico, estimado en U$S 2.700 millones anuales entre 2014 y 2024.
Desde 2014, los subsidios energéticos acumularon un total de U$S 138.320 millones, de los cuales U$S 126.079 millones corresponden a transferencias corrientes destinadas a cubrir los costos del abastecimiento energético.
El pico histórico se registró en 2014, con un monto total de U$S 20.967 millones. Desde entonces, y con la excepción del periodo 2020-2022, se observa una marcada tendencia descendente, asociada a intentos de recomposición tarifaria y control del déficit fiscal.
Uno de los componentes más relevantes en materia de asistencia al sector fue el Plan Gas, en sus distintas versiones (I, II, III y Gas.Ar), que desde 2014 recibió U$S 9.665 millones en subsidios. En 2024, solo permanecieron vigentes transferencias significativas para el Plan Gas.Ar, por un total de U$S 404 millones.
Finalmente, el costo fiscal total del abastecimiento de gas natural en 2024 fue de U$S 2.819 millones, un 21% por encima del promedio del periodo analizado.
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Opinión
15/04/2025
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Actividades del Sector
¿Qué pása con las privatizaciones?: el nuevo capítulo de las hidroeléctricas
El anuncio del levantamiento del cepo cambiario a los flujos, unido a la voluntad manifestada del Gobierno de normalizar el mercado eléctrico crea un escenario propicio para despertar el interés de oferentes calificados del sector
Marina Wagmaister y Maria Inés Corrá (asociada Senior de Bomchil y Profesora de Regulación Económica Sectorial en UCA)
Una de las políticas centrales proclamadas por el gobierno desde que asumió fue la privatización de empresas y actividades estatizadas y la renovación de concesiones en diversos sectores, especialmente a partir del dictado de la Ley de Bases. La Casa Rosada concibe a la inversión privada como uno de los pilares estratégicos para el desarrollo de infraestructura y prestación de servicios.
Mientras 2024 sirvió para calentar motores, en lo que va de 2025, Presidencia impulsó la privatización de Intercargo, Belgrano Cargas y Corredores Viales. Por su parte, el año inició con el impulso de la licitación para la concesión de la “Hidrovía” -vía navegable neurálgica para el sector agropecuario y exportador-, que fue objeto de cuestionamientos judiciales, para terminar finalmente suspendida en medio de polémicas por una sorpresiva falta de concurrencia.
Un hito en esta carrera lo marca el reciente impulso del proceso para la adjudicación de las históricas hidroeléctricas Alicurá, El Chocón-Arroyito, Cerros Colorados y Piedra del Águila, ubicadas en la región del Comahue, cuyas concesiones originales vencieron en el año 2023. A través del Decreto 263/25, el gobierno estableció un plazo de 15 días hábiles –a vencer el 7 de mayo– para el llamado a concurso público para la privatización de las empresas estatales constituidas el año pasado para la gestión de esos complejos hidroeléctricos.
La nueva privatización de la actividad se realizará a través de la venta del paquete accionario mayoritario o controlante de las cuatro sociedades constituidas el año pasado por las empresas estatales Enarsa y NASA
Con esta prórroga final dispuesta a pedido de los Gobernadores de Río Negro y Neuquén, el Ejecutivo puso fecha límite para el inicio del procedimiento que le había encargado a la Secretaría de Energía y la Agencia de Transformación de Empresas Públicas en agosto del año pasado mediante los Decretos 718/24 y 895/24, en un plazo original de 180 días ya vencido.
La nueva privatización de la actividad se realizará a través de la venta del paquete accionario mayoritario o controlante de las cuatro sociedades constituidas el año pasado por las empresas estatales Enarsa y NASA y el otorgamiento de las concesiones para la generación de energía eléctrica en los distintos complejos hidroeléctricos.
Entretanto, las anteriores concesionarias seguirán operándolos transitoriamente hasta que se adjudique el concurso público a convocarse en las próximas semanas, para asegurar la regularidad y continuidad en la prestación de sus servicios. Es decir que, pese al vencimiento de los contratos de concesión de los complejos hidroeléctricos, éstos son de gestión privada desde el otorgamiento de esas concesiones en los ‘90s.
La prórroga o extensión transitoria del plazo de operación de las concesiones a cargo de los privados se convirtió en una práctica frecuente de los últimos años para asegurar la continuidad de la prestación de servicios esenciales luego de vencidas las concesiones otorgadas en dicha década hasta tanto se definan las nuevas bases y condiciones que deben regir las futuras concesiones. En esa situación, se encuentran también la Hidrovía, las terminales del Puerto de Buenos Aires y las concesiones ferroviarias.
La prórroga o extensión transitoria del plazo de operación de las concesiones a cargo de los privados se convirtió en una práctica frecuente de los últimos años para asegurar la continuidad de la prestación de servicios esenciales
Mantener en el tiempo operaciones transitorias en sectores esenciales no puede convertirse en una política de Estado. Por esa razón, es una buena noticia que el Gobierno impulse las adjudicaciones de las hidroeléctricas. Lograr inversiones que permitan un funcionamiento pleno y sin interrupciones, requieren contar con derechos estables y condiciones previsibles a largo plazo.
El anuncio del levantamiento del cepo cambiario a los flujos (permitiendo el pago de dividendos a inversores extranjeros), unido a la voluntad manifestada del Gobierno de normalizar el mercado eléctrico (seriamente afectado por las políticas adoptadas durante dos décadas y declarado recurrentemente en emergencia) crea un escenario propicio para despertar el interés de oferentes calificados del sector.
En similar senda, es esperable que avancen las privatizaciones anunciadas desde el inicio de la gestión que incluyen, además de las ya mencionadas, a Enrsa, AySA, Sofse, NASA, YCRT y Correo Argentino, mediante los esquemas previstos por la Ley 23.696 o la Ley de Bases y su reglamentación. Los procesos licitatorios anunciados servirán de test ácido para probar la confianza en el país generada por las medidas adoptadas por el Gobierno desde que asumió.
La generación hidroeléctrica de jurisdicción nacional es regida por las Leyes 15.336 y 24.065 y sus modificaciones y es objeto de concesión. La venta de energía eléctrica es una actividad regulada en competencia.
Según las últimas estadísticas publicadas por Cammesa, la región del Comahue es una de las más importantes en materia de generación hidroeléctrica, mientras que este tipo de generación representa actualmente un 16,5% de la generación doméstica total. No obstante, las últimas estadísticas también muestran que, a febrero de 2025, la generación hidroeléctrica total descendió más del 25% respecto del mismo período de 2024 (Fuente: Cammesa, informe de síntesis mensual, febrero de 2025).
En conclusión, los procesos de privatización y concesión de activos estratégicos, como las hidroeléctricas y otros sectores clave, refleja una apuesta del gobierno por potenciar esos sectores y atraer inversiones privadas que aseguren la continuidad de los servicios esenciales. Si bien el camino de la privatización puede generar controversias y desafíos, también abre la puerta a un futuro con mayores certezas para los inversores, bajo el marco de una regulación más estable.
Mientras 2024 sirvió para calentar motores, en lo que va de 2025, Presidencia impulsó la privatización de Intercargo, Belgrano Cargas y Corredores Viales. Por su parte, el año inició con el impulso de la licitación para la concesión de la “Hidrovía” -vía navegable neurálgica para el sector agropecuario y exportador-, que fue objeto de cuestionamientos judiciales, para terminar finalmente suspendida en medio de polémicas por una sorpresiva falta de concurrencia.
Un hito en esta carrera lo marca el reciente impulso del proceso para la adjudicación de las históricas hidroeléctricas Alicurá, El Chocón-Arroyito, Cerros Colorados y Piedra del Águila, ubicadas en la región del Comahue, cuyas concesiones originales vencieron en el año 2023. A través del Decreto 263/25, el gobierno estableció un plazo de 15 días hábiles –a vencer el 7 de mayo– para el llamado a concurso público para la privatización de las empresas estatales constituidas el año pasado para la gestión de esos complejos hidroeléctricos.
La nueva privatización de la actividad se realizará a través de la venta del paquete accionario mayoritario o controlante de las cuatro sociedades constituidas el año pasado por las empresas estatales Enarsa y NASA
Con esta prórroga final dispuesta a pedido de los Gobernadores de Río Negro y Neuquén, el Ejecutivo puso fecha límite para el inicio del procedimiento que le había encargado a la Secretaría de Energía y la Agencia de Transformación de Empresas Públicas en agosto del año pasado mediante los Decretos 718/24 y 895/24, en un plazo original de 180 días ya vencido.
La nueva privatización de la actividad se realizará a través de la venta del paquete accionario mayoritario o controlante de las cuatro sociedades constituidas el año pasado por las empresas estatales Enarsa y NASA y el otorgamiento de las concesiones para la generación de energía eléctrica en los distintos complejos hidroeléctricos.
Entretanto, las anteriores concesionarias seguirán operándolos transitoriamente hasta que se adjudique el concurso público a convocarse en las próximas semanas, para asegurar la regularidad y continuidad en la prestación de sus servicios. Es decir que, pese al vencimiento de los contratos de concesión de los complejos hidroeléctricos, éstos son de gestión privada desde el otorgamiento de esas concesiones en los ‘90s.
La prórroga o extensión transitoria del plazo de operación de las concesiones a cargo de los privados se convirtió en una práctica frecuente de los últimos años para asegurar la continuidad de la prestación de servicios esenciales luego de vencidas las concesiones otorgadas en dicha década hasta tanto se definan las nuevas bases y condiciones que deben regir las futuras concesiones. En esa situación, se encuentran también la Hidrovía, las terminales del Puerto de Buenos Aires y las concesiones ferroviarias.
La prórroga o extensión transitoria del plazo de operación de las concesiones a cargo de los privados se convirtió en una práctica frecuente de los últimos años para asegurar la continuidad de la prestación de servicios esenciales
Mantener en el tiempo operaciones transitorias en sectores esenciales no puede convertirse en una política de Estado. Por esa razón, es una buena noticia que el Gobierno impulse las adjudicaciones de las hidroeléctricas. Lograr inversiones que permitan un funcionamiento pleno y sin interrupciones, requieren contar con derechos estables y condiciones previsibles a largo plazo.
El anuncio del levantamiento del cepo cambiario a los flujos (permitiendo el pago de dividendos a inversores extranjeros), unido a la voluntad manifestada del Gobierno de normalizar el mercado eléctrico (seriamente afectado por las políticas adoptadas durante dos décadas y declarado recurrentemente en emergencia) crea un escenario propicio para despertar el interés de oferentes calificados del sector.
En similar senda, es esperable que avancen las privatizaciones anunciadas desde el inicio de la gestión que incluyen, además de las ya mencionadas, a Enrsa, AySA, Sofse, NASA, YCRT y Correo Argentino, mediante los esquemas previstos por la Ley 23.696 o la Ley de Bases y su reglamentación. Los procesos licitatorios anunciados servirán de test ácido para probar la confianza en el país generada por las medidas adoptadas por el Gobierno desde que asumió.
La generación hidroeléctrica de jurisdicción nacional es regida por las Leyes 15.336 y 24.065 y sus modificaciones y es objeto de concesión. La venta de energía eléctrica es una actividad regulada en competencia.
Según las últimas estadísticas publicadas por Cammesa, la región del Comahue es una de las más importantes en materia de generación hidroeléctrica, mientras que este tipo de generación representa actualmente un 16,5% de la generación doméstica total. No obstante, las últimas estadísticas también muestran que, a febrero de 2025, la generación hidroeléctrica total descendió más del 25% respecto del mismo período de 2024 (Fuente: Cammesa, informe de síntesis mensual, febrero de 2025).
En conclusión, los procesos de privatización y concesión de activos estratégicos, como las hidroeléctricas y otros sectores clave, refleja una apuesta del gobierno por potenciar esos sectores y atraer inversiones privadas que aseguren la continuidad de los servicios esenciales. Si bien el camino de la privatización puede generar controversias y desafíos, también abre la puerta a un futuro con mayores certezas para los inversores, bajo el marco de una regulación más estable.
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Avances Tecnológicos
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Industria
Cómo se utiliza la inteligencia artificial en minería
Esta tecnología se adapta a los procesos diarios, mejorando la productividad y permitiendo a los operarios anticipar problemas antes de que ocurran, lo que ya está revolucionando a la industria.
La minería en Argentina está atravesando una transformación tecnológica sin precedentes. La incorporación de la Inteligencia Artificial (IA) está marcando un hito en la manera en que operan las minas, optimizando procesos, mejorando la seguridad y avanzando hacia un modelo de producción más sostenible.
Lo que antes era ciencia ficción, ahora es una realidad: las máquinas ya no solo extraen minerales, sino que anticipan fallas, optimizan operaciones y promueven una minería más limpia y segura.
Tal ha sido su impacto que según Orion Market Research, la IA en el mercado minero podría crecer a una tasa compuesta anual (CAGR) significativa del 14.8% durante el período 2024-2031, lo que refleja el potencial de esta tecnología para seguir revolucionando a este rubro.
¿Cómo se utiliza la inteligencia artificial en la minería de datos?
Una de las principales tendencias en este ámbito es la integración de la IA en los sistemas de minería ya existentes. Para Sergio Campana, SWC Technology and Innovation Leader en Rockwell Automation, esta no es una solución aislada, sino una herramienta que se adapta a los procesos cotidianos, elevando la productividad y permitiendo a los operarios prevenir problemas antes de que ocurran.
“La IA se ha convertido en un aliado estratégico que se acerca al usuario para resolver problemas a nivel de procesos, reduciendo la latencia y, a su vez, incrementando la productividad”, aseguró el experto.
Además, la adopción de esta herramienta está dando un paso más en la sostenibilidad del sector. De acuerdo a Andrea Ruotolo, Global Head of Customer Sustainability en Rockwell Automation, las tecnologías basadas en IA no solo mejoran el uso de los recursos, sino que también contribuyen a la reducción de desechos y la minimización del impacto ambiental.
“Estamos viendo cómo las operaciones mineras se vuelven más eficientes en cuanto al uso de energía y recursos, lo que nos lleva a una minería más responsable con el medio ambiente”, destacó Ruotolo.
Qué aporta la Inteligencia Artificial a la minería
Uno de los cambios de paradigma que ha irrumpido de la mano de esta revolución tecnológica, y que está marcando la diferencia en la minería argentina, es la implementación de gemelos digitales.
Estos modelos virtuales permiten simular el comportamiento de equipos y procesos antes de su construcción, lo que reduce significativamente los costos operativos. Un informe de McKinsey & Company revela que el uso de esta tecnología ha permitido a las compañías mineras reducir hasta un 20% sus costos operativos. “Los gemelos digitales permiten realizar ajustes antes de que se presenten problemas en el terreno, lo que marca una diferencia significativa en términos de eficiencia y ahorro”, comentó Campana.
Por otro lado, la automatización está tomando un rol clave. Vehículos autónomos, maquinaria sin intervención humana y sistemas predictivos que alertan sobre fallas, ahora forman parte de la minería del futuro. “Estamos siendo testigos de una conversión profunda en la industria, donde las máquinas no solo ejecutan tareas repetitivas, sino que toman decisiones basadas en datos en tiempo real, optimizando su rendimiento”, señaló el experto.
Para qué sirven los gemelos digitales
En este contexto, Rockwell Automation plantea la importancia de integrar esta herramienta, aseverando que, a través de sistemas inteligentes y análisis predictivos, las empresas pueden tomar decisiones más precisas, asegurando la continuidad y eficacia de sus operaciones en un entorno global cada vez más complejo.
“La inteligencia artificial, integrada directamente en los dispositivos y sistemas de control, permite abordar los problemas en su origen, optimizando los procesos en tiempo real", aseveró Campana, y agregó: "En el caso de los sistemas MES y de diseño, la IA generativa capta las mejores prácticas y ajusta los procesos de producción, brindando a los usuarios la capacidad de tomar decisiones informadas y más eficaces basadas en datos concretos".
Además, Campana indicó que "los datos recolectados por nuestros PLC a través de los sensores de las máquinas son cruciales para entrenar la IA y facilitar su implementación. Estos datos permiten realizar un mantenimiento predictivo, un control autónomo y garantizar la calidad de los procesos de producción”.
La seguridad en las minas también es un foco de atención para esta herramienta, lo que se refleja en que los sistemas predictivos permiten identificar riesgos antes de que se materialicen, reduciendo el número de accidentes en el sector. “La automatización también está cambiando la forma en que se gestionan los recursos humanos en las minas, especialmente ante la creciente escasez de mano de obra calificada. Ello evidencia que el futuro de la minería busca la innovación permanente, con un enfoque claro en la optimización, la sostenibilidad y la seguridad”, concluye Ruotolo.
Así entonces, la transformación en el sector es clara: la minería argentina está avanzando hacia una nueva era, donde la tecnología y la sostenibilidad se combinan para redefinir lo que significa operar en un sector tan crucial para la economía del país.
Lo que antes era ciencia ficción, ahora es una realidad: las máquinas ya no solo extraen minerales, sino que anticipan fallas, optimizan operaciones y promueven una minería más limpia y segura.
Tal ha sido su impacto que según Orion Market Research, la IA en el mercado minero podría crecer a una tasa compuesta anual (CAGR) significativa del 14.8% durante el período 2024-2031, lo que refleja el potencial de esta tecnología para seguir revolucionando a este rubro.
¿Cómo se utiliza la inteligencia artificial en la minería de datos?
Una de las principales tendencias en este ámbito es la integración de la IA en los sistemas de minería ya existentes. Para Sergio Campana, SWC Technology and Innovation Leader en Rockwell Automation, esta no es una solución aislada, sino una herramienta que se adapta a los procesos cotidianos, elevando la productividad y permitiendo a los operarios prevenir problemas antes de que ocurran.
“La IA se ha convertido en un aliado estratégico que se acerca al usuario para resolver problemas a nivel de procesos, reduciendo la latencia y, a su vez, incrementando la productividad”, aseguró el experto.
Además, la adopción de esta herramienta está dando un paso más en la sostenibilidad del sector. De acuerdo a Andrea Ruotolo, Global Head of Customer Sustainability en Rockwell Automation, las tecnologías basadas en IA no solo mejoran el uso de los recursos, sino que también contribuyen a la reducción de desechos y la minimización del impacto ambiental.
“Estamos viendo cómo las operaciones mineras se vuelven más eficientes en cuanto al uso de energía y recursos, lo que nos lleva a una minería más responsable con el medio ambiente”, destacó Ruotolo.
Qué aporta la Inteligencia Artificial a la minería
Uno de los cambios de paradigma que ha irrumpido de la mano de esta revolución tecnológica, y que está marcando la diferencia en la minería argentina, es la implementación de gemelos digitales.
Estos modelos virtuales permiten simular el comportamiento de equipos y procesos antes de su construcción, lo que reduce significativamente los costos operativos. Un informe de McKinsey & Company revela que el uso de esta tecnología ha permitido a las compañías mineras reducir hasta un 20% sus costos operativos. “Los gemelos digitales permiten realizar ajustes antes de que se presenten problemas en el terreno, lo que marca una diferencia significativa en términos de eficiencia y ahorro”, comentó Campana.
Por otro lado, la automatización está tomando un rol clave. Vehículos autónomos, maquinaria sin intervención humana y sistemas predictivos que alertan sobre fallas, ahora forman parte de la minería del futuro. “Estamos siendo testigos de una conversión profunda en la industria, donde las máquinas no solo ejecutan tareas repetitivas, sino que toman decisiones basadas en datos en tiempo real, optimizando su rendimiento”, señaló el experto.
Para qué sirven los gemelos digitales
En este contexto, Rockwell Automation plantea la importancia de integrar esta herramienta, aseverando que, a través de sistemas inteligentes y análisis predictivos, las empresas pueden tomar decisiones más precisas, asegurando la continuidad y eficacia de sus operaciones en un entorno global cada vez más complejo.
“La inteligencia artificial, integrada directamente en los dispositivos y sistemas de control, permite abordar los problemas en su origen, optimizando los procesos en tiempo real", aseveró Campana, y agregó: "En el caso de los sistemas MES y de diseño, la IA generativa capta las mejores prácticas y ajusta los procesos de producción, brindando a los usuarios la capacidad de tomar decisiones informadas y más eficaces basadas en datos concretos".
Además, Campana indicó que "los datos recolectados por nuestros PLC a través de los sensores de las máquinas son cruciales para entrenar la IA y facilitar su implementación. Estos datos permiten realizar un mantenimiento predictivo, un control autónomo y garantizar la calidad de los procesos de producción”.
La seguridad en las minas también es un foco de atención para esta herramienta, lo que se refleja en que los sistemas predictivos permiten identificar riesgos antes de que se materialicen, reduciendo el número de accidentes en el sector. “La automatización también está cambiando la forma en que se gestionan los recursos humanos en las minas, especialmente ante la creciente escasez de mano de obra calificada. Ello evidencia que el futuro de la minería busca la innovación permanente, con un enfoque claro en la optimización, la sostenibilidad y la seguridad”, concluye Ruotolo.
Así entonces, la transformación en el sector es clara: la minería argentina está avanzando hacia una nueva era, donde la tecnología y la sostenibilidad se combinan para redefinir lo que significa operar en un sector tan crucial para la economía del país.
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Energía & Negocios
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15/04/2025
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Energías Renovables
Acuerdo Genneia-Syngenta para proveer energía renovable a plantas en Venado Tuerto
Syngenta ingresa al mercado eléctrico mayorista abasteciéndose de fuentes renovables.
El proyecto comprende el abasto de energía a las plantas de procesamiento de semillas ubicadas en Venado Tuerto, Santa Fe. Esta iniciativa se alinea con las prioridades de Syngenta, que incluye un enfoque en Operaciones Sustentables que busca reducir el impacto ambiental de las actividades propias y de la cadena de suministro.
Genneia cuenta con una destacada capacidad instalada en varias provincias del país, contribuyendo a la reducción de emisiones de carbono y a la transición energética de Argentina hacia fuentes más limpias y sustentables.
Para este proyecto, la energía renovable es suministrada desde los parques solares y eólicos que Genneia posee en diferentes puntos del país. Esta alianza se enmarca en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), un marco regulatorio y comercial que permite a grandes usuarios de energía eléctrica contratar el suministro de energía proveniente de fuentes renovables directamente con generadores privados, a través de contratos a largo plazo.
El acceso al MATER fomenta proyectos de inversión de renovables que ayudan a mejorar la matriz energética del país, reduciendo la dependencia de combustibles fósiles.
“Para Syngenta, este es un importante paso. Sumado a otras acciones implementadas en los últimos años, la huella de carbono relacionada con el consumo de energía eléctrica en las operaciones de nuestras plantas de Venado Tuerto se redujo en 100 por ciento desde la entrada en vigor de este acuerdo" afirmó Leandro González, gerente de plantas de Syngenta en esa localidad.
Por su parte, Gabriela Guzzo, Gerente Comercial Senior de Genneia, agregó: “Estamos muy contentos de acompañar a Syngenta en este nuevo proceso, colaborando a reducir el impacto ambiental de sus operaciones. Esta acción, que se encuentra alineada a la estrategia de sustentabilidad de ambas compañías, nos permite seguir avanzando en un cambio cada vez más sólido en materia de energías renovables para descarbonizar los procesos industriales”.
“Nos enorgullece comenzar a producir con energía proveniente de fuentes renovables, maximizando nuestro valor agregado. Esta innovación refleja nuestro compromiso con la sustentabilidad y el futuro de la agricultura”, destacó González.
Syngenta es una compañía líder global en innovación agrícola, presente en más de 100 países. Desarrolla tecnologías y prácticas agrícolas que acompañan a los productores para que lleven a cabo la transformación necesaria para alimentar a la población mundial, preservando al planeta. A través de sus descubrimientos científicos aporta más beneficios a los productores y a la sociedad ayudan a los productores a obtener cultivos más saludables en suelos más sanos y con mayor rendimiento.
Genneia cuenta con una destacada capacidad instalada en varias provincias del país, contribuyendo a la reducción de emisiones de carbono y a la transición energética de Argentina hacia fuentes más limpias y sustentables.
Para este proyecto, la energía renovable es suministrada desde los parques solares y eólicos que Genneia posee en diferentes puntos del país. Esta alianza se enmarca en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), un marco regulatorio y comercial que permite a grandes usuarios de energía eléctrica contratar el suministro de energía proveniente de fuentes renovables directamente con generadores privados, a través de contratos a largo plazo.
El acceso al MATER fomenta proyectos de inversión de renovables que ayudan a mejorar la matriz energética del país, reduciendo la dependencia de combustibles fósiles.
“Para Syngenta, este es un importante paso. Sumado a otras acciones implementadas en los últimos años, la huella de carbono relacionada con el consumo de energía eléctrica en las operaciones de nuestras plantas de Venado Tuerto se redujo en 100 por ciento desde la entrada en vigor de este acuerdo" afirmó Leandro González, gerente de plantas de Syngenta en esa localidad.
Por su parte, Gabriela Guzzo, Gerente Comercial Senior de Genneia, agregó: “Estamos muy contentos de acompañar a Syngenta en este nuevo proceso, colaborando a reducir el impacto ambiental de sus operaciones. Esta acción, que se encuentra alineada a la estrategia de sustentabilidad de ambas compañías, nos permite seguir avanzando en un cambio cada vez más sólido en materia de energías renovables para descarbonizar los procesos industriales”.
“Nos enorgullece comenzar a producir con energía proveniente de fuentes renovables, maximizando nuestro valor agregado. Esta innovación refleja nuestro compromiso con la sustentabilidad y el futuro de la agricultura”, destacó González.
Syngenta es una compañía líder global en innovación agrícola, presente en más de 100 países. Desarrolla tecnologías y prácticas agrícolas que acompañan a los productores para que lleven a cabo la transformación necesaria para alimentar a la población mundial, preservando al planeta. A través de sus descubrimientos científicos aporta más beneficios a los productores y a la sociedad ayudan a los productores a obtener cultivos más saludables en suelos más sanos y con mayor rendimiento.
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La Mañana de Neuquén
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15/04/2025
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Industria
Argentina podría producir hasta el 21% del cobre sudamericano para 2050
Argentina está emergiendo como un actor clave en la producción de cobre en Sudamérica, con el potencial de alcanzar el 21% de la producción regional hacia 2050, según GEM Mining Consulting.
Argentina tiene el potencial de convertirse en un actor clave en la producción de cobre en Sudamérica, representando hasta el 21% del cobre regional hacia 2050, según un estudio de GEM Mining Consulting.
Este pronóstico está en línea con la perspectiva del sector y para muestra, basta un botón. Hace unos días, desde la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), afirmaron que las inversiones en cobre y litio en el país podrían duplicar los empleos del sector en los próximos años, pasando de los 100.000 puestos actuales —entre directos e indirectos— a 200.000, con la posibilidad de superar los 250.000.
El informe de GEM analizó 115 proyectos mineros globales programados entre 2022 y 2050, de los cuales 43 están en Sudamérica. Aunque la región cuenta con menos proyectos que el resto del mundo (72), su producción de cobre fino es comparable gracias a la alta concentración de cobre en sus yacimientos. Esto otorga a Sudamérica una ventaja competitiva en eficiencia y escalabilidad.
En este contexto, Argentina destaca con cinco proyectos mineros clave: El Pachón, Josemaría, Los Azules, MARA y Taca Taca, que se desarrollarán entre 2027 y 2050. Estos proyectos podrían posicionar al país como un nuevo líder en el mercado global del cobre, desafiando la hegemonía de Chile y Perú.
A pesar del liderazgo regional de Chile y Perú, impulsado por décadas de experiencia e inversión, Argentina tiene una oportunidad histórica para equipararse. Sin embargo, según Catalina López, ingeniera especialista de GEM y autora del estudio, el éxito dependerá de superar varios retos: Desarrollo de conocimiento técnico: Argentina necesita formar expertos en minería de cobre, siguiendo el ejemplo de sus vecinos; marco regulatorio sólido: es esencial garantizar una explotación minera segura, sostenible y responsable, tanto ambiental como socialmente; atracción de inversiones: captar capital extranjero y tecnologías avanzadas será clave para financiar los proyectos.
López destaca que la cooperación regional con Chile y Perú, como ha ocurrido en la industria del litio, puede acelerar el aprendizaje y optimizar el uso de recursos. “La colaboración en tecnología y transferencia de conocimientos es una hoja de ruta clara para maximizar el potencial del cobre en Argentina”, asegura.
Los yacimientos argentinos tienen una ley media de cobre de 0,5%, superior al 0,4% de Chile y comparable a Perú. Además, la capacidad de planta proyectada en Argentina alcanzaría un promedio de 129 ktpd (miles de toneladas por día), superando a Chile (101 ktpd) y Perú (55 ktpd). Esto duplica el promedio global de 53 ktpd, consolidando al país como un competidor de peso en la minería internacional.
Para López, la incursión de Argentina en el mercado del cobre es más que una oportunidad económica: es un desafío histórico que exige visión, aprendizaje y decisiones acertadas. La cooperación regional y la adopción de estándares internacionales serán determinantes para construir una industria minera competitiva y sostenible en Sudamérica.
Este pronóstico está en línea con la perspectiva del sector y para muestra, basta un botón. Hace unos días, desde la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), afirmaron que las inversiones en cobre y litio en el país podrían duplicar los empleos del sector en los próximos años, pasando de los 100.000 puestos actuales —entre directos e indirectos— a 200.000, con la posibilidad de superar los 250.000.
El informe de GEM analizó 115 proyectos mineros globales programados entre 2022 y 2050, de los cuales 43 están en Sudamérica. Aunque la región cuenta con menos proyectos que el resto del mundo (72), su producción de cobre fino es comparable gracias a la alta concentración de cobre en sus yacimientos. Esto otorga a Sudamérica una ventaja competitiva en eficiencia y escalabilidad.
En este contexto, Argentina destaca con cinco proyectos mineros clave: El Pachón, Josemaría, Los Azules, MARA y Taca Taca, que se desarrollarán entre 2027 y 2050. Estos proyectos podrían posicionar al país como un nuevo líder en el mercado global del cobre, desafiando la hegemonía de Chile y Perú.
A pesar del liderazgo regional de Chile y Perú, impulsado por décadas de experiencia e inversión, Argentina tiene una oportunidad histórica para equipararse. Sin embargo, según Catalina López, ingeniera especialista de GEM y autora del estudio, el éxito dependerá de superar varios retos: Desarrollo de conocimiento técnico: Argentina necesita formar expertos en minería de cobre, siguiendo el ejemplo de sus vecinos; marco regulatorio sólido: es esencial garantizar una explotación minera segura, sostenible y responsable, tanto ambiental como socialmente; atracción de inversiones: captar capital extranjero y tecnologías avanzadas será clave para financiar los proyectos.
López destaca que la cooperación regional con Chile y Perú, como ha ocurrido en la industria del litio, puede acelerar el aprendizaje y optimizar el uso de recursos. “La colaboración en tecnología y transferencia de conocimientos es una hoja de ruta clara para maximizar el potencial del cobre en Argentina”, asegura.
Los yacimientos argentinos tienen una ley media de cobre de 0,5%, superior al 0,4% de Chile y comparable a Perú. Además, la capacidad de planta proyectada en Argentina alcanzaría un promedio de 129 ktpd (miles de toneladas por día), superando a Chile (101 ktpd) y Perú (55 ktpd). Esto duplica el promedio global de 53 ktpd, consolidando al país como un competidor de peso en la minería internacional.
Para López, la incursión de Argentina en el mercado del cobre es más que una oportunidad económica: es un desafío histórico que exige visión, aprendizaje y decisiones acertadas. La cooperación regional y la adopción de estándares internacionales serán determinantes para construir una industria minera competitiva y sostenible en Sudamérica.
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La Mañana de Neuquén
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Otras noticias destacadas
15/04/2025
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Industria
Aurora Austral, la formación que ilusiona a Chubut con el GNL
Ignacio Torres sostuvo que el anuncio de PAE abre una nueva oportunidad para Chubut y que se puede pensar en una planta de GNL en Comodoro Rivadavia.
El anuncio de la reconversión de la concesión no convencional de Cerro Dragón es el gran anuncio que esperaba Chubuty la Cuenca del Golfo San Jorge. Pan American Energy (PAE) desplegará un plan de inversiones de 250 millones de dólares para un plan piloto de cuatro pozos shale en el mítico bloque.
Cuando se anunció el primer pozo exploratorio, los interrogantes fueron creciendo, pero la primera etapa resultó exitosa y ya se piensa en una segunda etapa que será de explotación. “Es la que nos va a llevar a volver a ser protagonistas en materia energética en toda la Argentina y la región”, sostuvo Ignacio Torres.
La posibilidad de GNL
El gobernador de Chubut fue cauteloso, pero se animó a sacar pecho por la posibilidad de soñar con una planta de GNL (gas natural licuado) en el Puerto de Comodoro Rivadavia.
“Depende de muchas variables, pero si nosotros tenemos este potencial gasífero, lo lógico es que se licúe el gas en nuestra provincia, eso es una etapa de agregado de valor al recurso que no tengo dudas que se va a dar en una segunda etapa de explotación, es más barato sacar el recurso por el puerto de Comodoro Rivadavia que ir a Río Negro”, subrayó.
“Cuando se puso en relevancia las plantas de GNL en Río Negro, no se contemplaba siquiera la posibilidad que Chubut pueda tener gas no convencional, hoy es una realidad, no sólo en Chubut sino también en parte de Santa Cruz y en el marco de esta novedad obviamente tenemos que pensar también en un tema logístico de por dónde va a salir ese recurso que lo lógico sería que sea por el puerto de Comodoro Rivadavia”, afirmó.
El rol del shale gas chubutense
Asimismo, el mandatario sostuvo que el acuerdo para la reconversión de la Cuenca del Golfo San Jorge será ratificado por la Legislatura. Esto implicará una nueva normativa sobre cómo operar porque demandará nuevas tecnologías y de servicios que no están en la zona. “Este año ya podemos tener en una etapa de explotación a este primer pozo que ya dio los resultados que esperábamos”, consideró.
En este sentido, Torres destacó que este descubrimiento de PAE permite hablar de una “nueva cuenca”. “Estamos hablando de la roca madre que se denomina Aurora Austral, tiene un nombre raro pero la realidad es que esa cuenca es una nueva forma de explotar nuestros recursos y hoy tenemos la ventaja también de contar con la tecnología necesaria para hacer mucho más eficiente esa explotación que en otra época era muy difícil”, describió.
Cuando se anunció el primer pozo exploratorio, los interrogantes fueron creciendo, pero la primera etapa resultó exitosa y ya se piensa en una segunda etapa que será de explotación. “Es la que nos va a llevar a volver a ser protagonistas en materia energética en toda la Argentina y la región”, sostuvo Ignacio Torres.
La posibilidad de GNL
El gobernador de Chubut fue cauteloso, pero se animó a sacar pecho por la posibilidad de soñar con una planta de GNL (gas natural licuado) en el Puerto de Comodoro Rivadavia.
“Depende de muchas variables, pero si nosotros tenemos este potencial gasífero, lo lógico es que se licúe el gas en nuestra provincia, eso es una etapa de agregado de valor al recurso que no tengo dudas que se va a dar en una segunda etapa de explotación, es más barato sacar el recurso por el puerto de Comodoro Rivadavia que ir a Río Negro”, subrayó.
“Cuando se puso en relevancia las plantas de GNL en Río Negro, no se contemplaba siquiera la posibilidad que Chubut pueda tener gas no convencional, hoy es una realidad, no sólo en Chubut sino también en parte de Santa Cruz y en el marco de esta novedad obviamente tenemos que pensar también en un tema logístico de por dónde va a salir ese recurso que lo lógico sería que sea por el puerto de Comodoro Rivadavia”, afirmó.
El rol del shale gas chubutense
Asimismo, el mandatario sostuvo que el acuerdo para la reconversión de la Cuenca del Golfo San Jorge será ratificado por la Legislatura. Esto implicará una nueva normativa sobre cómo operar porque demandará nuevas tecnologías y de servicios que no están en la zona. “Este año ya podemos tener en una etapa de explotación a este primer pozo que ya dio los resultados que esperábamos”, consideró.
En este sentido, Torres destacó que este descubrimiento de PAE permite hablar de una “nueva cuenca”. “Estamos hablando de la roca madre que se denomina Aurora Austral, tiene un nombre raro pero la realidad es que esa cuenca es una nueva forma de explotar nuestros recursos y hoy tenemos la ventaja también de contar con la tecnología necesaria para hacer mucho más eficiente esa explotación que en otra época era muy difícil”, describió.
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Diario Río Negro
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Otras noticias destacadas
15/04/2025
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Hidrocarburos
Combustibles: la conversión de vehículos a GNC cayó 70% en la última década
Los registros del Enargas evidencian una baja que se acentuó en la última década.
En los últimos 10 años, la conversión de vehículos para utilizar Gas Natural Comprimido (GNC) fue en caída. La distancia de precios con la nafta, el principal motivador para incorporar este equipo, se redujo, por lo que hoy el mercado requiere de otros incentivos.
Energía On procesó los datos del Enargas, organismo que regula el GNC en Argentina, y detectó que la baja fue del 70% comparados los primeros tres meses de 2015 con el mismo periodo del 2025. De 40.300 vehículos convertidos durante el primer trimestre del 2015, bajó a 12.896, según la información cargada por los centros en cada provincia.
Si hacemos esta comparación con los primeros tres meses del 2024, la caída de las conversiones fue del 28%. En ese periodo se registraron 17.865 instalaciones en todo el país.
La decisión de incorporar estos equipos tiene un factor clave: los aumentos en los combustibles. A modo de ejemplo, en marzo, el precio del GNC en Neuquén rondó los 766 pesos el metro cúbico. Si se los compara con la nafta súper, la brecha es del 29%, ya que valía 1.067 pesos el litro el mes pasado.
Este no es un dato menor, ya que hace una década, en 2015 esa distancia de precios alcanzó hasta el 70%. Con una diferencia bastante más chica en la actualidad entran en juego otros factores, como el costo de instalación de un equipo y su amortización, atado al uso que se le de al vehículo.
A la vez, los usuarios consideran los costos de la renovación de las obleas que habilitan su circulación. Todos estas variables suman a la necesidad del mercado de buscar y pedir incentivos regulatorios para revertir la curva.
En la 64ª edición de la Convención Latinoamericana de Estaciones de Servicio, referentes dialogaron sobre el potencial de Vaca Muerta y la extensión de la red de gasoductos para ampliar el alcance del gas que se obtiene de la Cuenca Neuquina hacia todo el país y así contar con un combustible más barato.
Según un informe lanzado por la consultora Economía y Energía, liderada por Nicolás Arceo, en 2024 la red de estaciones de servicio con GNC es mayor a los los 2.000 establecimientos. Estos se concentran en las grandes ciudades.
En consonancia con la cantidad de vehículos en circulación, Río Negro y Neuquén no son provincias que marcan la diferencia en los registros nacionales, pero sí responden a la tendencia que va en descenso y hasta se ve acentuada. En el caso de Río Negro, tuvo 303 conversiones durante el primer trimestre del 2015 y tan solo 12 este año, lo que habla de una baja del 96%.
Si la comparación es interanual, se registran 47 instalaciones de equipos, lo que muestra una reducción del 74%. En tanto Neuquén, la caída registrada fue mayor a la de Río Negro y a la del país: tuvo 330 los primeros tres meses del 2021 y 7 en 2025, casi 98% menos. Si se compara con el año pasado, la provincia líder en el desarrollo de Vaca Muerta registró 53% menos de conversiones.
Energía On procesó los datos del Enargas, organismo que regula el GNC en Argentina, y detectó que la baja fue del 70% comparados los primeros tres meses de 2015 con el mismo periodo del 2025. De 40.300 vehículos convertidos durante el primer trimestre del 2015, bajó a 12.896, según la información cargada por los centros en cada provincia.
Si hacemos esta comparación con los primeros tres meses del 2024, la caída de las conversiones fue del 28%. En ese periodo se registraron 17.865 instalaciones en todo el país.
La decisión de incorporar estos equipos tiene un factor clave: los aumentos en los combustibles. A modo de ejemplo, en marzo, el precio del GNC en Neuquén rondó los 766 pesos el metro cúbico. Si se los compara con la nafta súper, la brecha es del 29%, ya que valía 1.067 pesos el litro el mes pasado.
Este no es un dato menor, ya que hace una década, en 2015 esa distancia de precios alcanzó hasta el 70%. Con una diferencia bastante más chica en la actualidad entran en juego otros factores, como el costo de instalación de un equipo y su amortización, atado al uso que se le de al vehículo.
A la vez, los usuarios consideran los costos de la renovación de las obleas que habilitan su circulación. Todos estas variables suman a la necesidad del mercado de buscar y pedir incentivos regulatorios para revertir la curva.
En la 64ª edición de la Convención Latinoamericana de Estaciones de Servicio, referentes dialogaron sobre el potencial de Vaca Muerta y la extensión de la red de gasoductos para ampliar el alcance del gas que se obtiene de la Cuenca Neuquina hacia todo el país y así contar con un combustible más barato.
Según un informe lanzado por la consultora Economía y Energía, liderada por Nicolás Arceo, en 2024 la red de estaciones de servicio con GNC es mayor a los los 2.000 establecimientos. Estos se concentran en las grandes ciudades.
En consonancia con la cantidad de vehículos en circulación, Río Negro y Neuquén no son provincias que marcan la diferencia en los registros nacionales, pero sí responden a la tendencia que va en descenso y hasta se ve acentuada. En el caso de Río Negro, tuvo 303 conversiones durante el primer trimestre del 2015 y tan solo 12 este año, lo que habla de una baja del 96%.
Si la comparación es interanual, se registran 47 instalaciones de equipos, lo que muestra una reducción del 74%. En tanto Neuquén, la caída registrada fue mayor a la de Río Negro y a la del país: tuvo 330 los primeros tres meses del 2021 y 7 en 2025, casi 98% menos. Si se compara con el año pasado, la provincia líder en el desarrollo de Vaca Muerta registró 53% menos de conversiones.
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Surtidores.com.ar
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Otras noticias destacadas
15/04/2025
10
Industria
Energía retoma el control de calidad de combustibles con un nuevo requisito para los estacioneros
Economía aprobó la asignación presupuestaria y desde mayo, los inspectores del INTI volverán a recorrer las Estaciones de Servicio.
El control de calidad de combustibles en las Estaciones de Servicio, una tarea central para garantizar la seguridad de los consumidores y el correcto funcionamiento del mercado, volverá a ponerse en marcha a partir de mayo. Luego de más de un año de interrupción por falta de presupuesto, el Ministerio de Economía autorizó la asignación de fondos que permitirá reactivar el convenio entre la Secretaría de Energía y el Instituto Nacional de Tecnología Industrial, encargado de llevar adelante las inspecciones técnicas.
Desde el año 2001, con la puesta en marcha de la Resolución 217/01, el Estado nacional realiza controles periódicos en puntos de venta de combustibles para verificar la calidad de los productos expendidos, detectar posibles adulteraciones y evitar prácticas fraudulentas que puedan dañar los vehículos o poner en riesgo a los usuarios. Este programa, que se había mantenido en funcionamiento sin interrupciones durante más de dos décadas, se vio suspendido en 2024 debido a la falta de financiamiento.
Si bien las sanciones no tienen un fin recaudatorio, son una herramienta técnica y jurídicamente válida para garantizar el cumplimiento de las normativas vigentes.
En abril del año pasado se había previsto retomar el operativo mediante un nuevo convenio de cooperación. Sin embargo, las negociaciones se estancaron por diferencias sobre el costo del programa, y el relanzamiento quedó en suspenso. Finalmente, y tras meses de gestiones, la aprobación presupuestaria por parte del Ministerio de Economía gestionada por Pablo Vassallo, allanó el camino para su reactivación.
A partir de mayo, entonces, los inspectores del INTI volverán a recorrer Estaciones de Servicio en todo el país, retomando un trabajo clave para el control de la calidad de naftas y gasoils. Pero además, en esta nueva etapa, el operativo incluirá una novedad: se fiscalizará también el cumplimiento de las condiciones establecidas para el autodespacho, una modalidad que permite a los clientes cargar combustible sin asistencia de personal.
“Conjuntamente con todo lo que controlamos siempre, también vamos a ver cuáles hacen autodespacho y si las expendedoras cumplen con las condiciones que establece la resolución”, indicó a surtidores.com.ar José Delmonte, responsable del Área de Calidad de la Secretaría de Energía. El objetivo es verificar si las estaciones que implementaron este sistema lo hacen de acuerdo con lo dispuesto por la normativa vigente, que establece exigencias técnicas y de seguridad para su funcionamiento.
Los operativos del INTI incluirán asimismo, la revisión de documentación y cumplimiento de obligaciones impositivas y administrativas por parte de los operadores. De esta manera, se busca asegurar la transparencia en la comercialización de los productos y detectar posibles irregularidades fiscales o comerciales.
Desde el año 2001, con la puesta en marcha de la Resolución 217/01, el Estado nacional realiza controles periódicos en puntos de venta de combustibles para verificar la calidad de los productos expendidos, detectar posibles adulteraciones y evitar prácticas fraudulentas que puedan dañar los vehículos o poner en riesgo a los usuarios. Este programa, que se había mantenido en funcionamiento sin interrupciones durante más de dos décadas, se vio suspendido en 2024 debido a la falta de financiamiento.
Si bien las sanciones no tienen un fin recaudatorio, son una herramienta técnica y jurídicamente válida para garantizar el cumplimiento de las normativas vigentes.
En abril del año pasado se había previsto retomar el operativo mediante un nuevo convenio de cooperación. Sin embargo, las negociaciones se estancaron por diferencias sobre el costo del programa, y el relanzamiento quedó en suspenso. Finalmente, y tras meses de gestiones, la aprobación presupuestaria por parte del Ministerio de Economía gestionada por Pablo Vassallo, allanó el camino para su reactivación.
A partir de mayo, entonces, los inspectores del INTI volverán a recorrer Estaciones de Servicio en todo el país, retomando un trabajo clave para el control de la calidad de naftas y gasoils. Pero además, en esta nueva etapa, el operativo incluirá una novedad: se fiscalizará también el cumplimiento de las condiciones establecidas para el autodespacho, una modalidad que permite a los clientes cargar combustible sin asistencia de personal.
“Conjuntamente con todo lo que controlamos siempre, también vamos a ver cuáles hacen autodespacho y si las expendedoras cumplen con las condiciones que establece la resolución”, indicó a surtidores.com.ar José Delmonte, responsable del Área de Calidad de la Secretaría de Energía. El objetivo es verificar si las estaciones que implementaron este sistema lo hacen de acuerdo con lo dispuesto por la normativa vigente, que establece exigencias técnicas y de seguridad para su funcionamiento.
Los operativos del INTI incluirán asimismo, la revisión de documentación y cumplimiento de obligaciones impositivas y administrativas por parte de los operadores. De esta manera, se busca asegurar la transparencia en la comercialización de los productos y detectar posibles irregularidades fiscales o comerciales.
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La Nación
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Otras noticias destacadas
15/04/2025
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Economía
Más de 9 millones de personas trabajan en la informalidad en Argentina
Según un nuevo informe del Indec, la tasa de informalidad promedio es de 42%, pero llega al 62% entre los cuentapropistas, el problema está mencionado en el documento del FMI, que pide una reforma laboral
El 42% de las personas que trabajan, ya sea bajo relación de dependencia o por cuenta propia, está en la informalidad. O bien, según la definición dada por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec), “desarrolla sus actividades al margen de las normas que las regulan”. Si se observa el universo solo de los cuentapropistas, el índice trepa al 62,4%, mientras que entre los asalariados la tasa de los que no tienen aportes es de 36,1%.
Esos índices, elaborados por el instituto oficial de estadística y difundidos hoy por primera vez, surgen de los resultados de la Encuesta Permanente de Hogares (EPH) y corresponden al cuarto trimestre de 2024. Solo en los 31 centros urbanos incluidos en el relevamiento, eso implica que las personas con ocupaciones informales son 5,7 millones. Si se extrapola el dato a la población total de la Argentina, la estimación hecha por LA NACION indica que los trabajadores sin registro son algo más de 9 millones.
La tasa promedio de informalidad del cuarto trimestre del año pasado fue más elevada que la de los últimos meses de 2023, cuando había llegado a 41,4%, de acuerdo con lo difundido hoy. Y, a la vez, resultó algo más baja que la del tercer trimestre del año pasado, de 42,6%. El nuevo informe consigna datos a partir del cuarto trimestre de 2023.
El problema es más grave en la población joven: entre los ocupados que tienen hasta 29 años, el 58,7% está en la informalidad, en tanto que el índice es de 36,5% entre quienes tienen de 30 a 64 años, y de 49,5% entre los ocupados de 65 años y más.
Además, la estadística muestra que entre las mujeres la tasa de ocupación informal es más alta que entre los varones. En el primer caso, el índice es de 43,4% y en el segundo, de 40,9%, frente al ya mencionado promedio de 42%.
Problema de vieja data
La fragilidad del mercado de trabajo es un problema persistente en la Argentina y está mencionado en el staff report del acuerdo entre el Fondo Monetario Internacional (FMI) y el gobierno argentino, aprobado por el directorio del organismo internacional el viernes último. En el escrito, incluso, se menciona un dato aun más grave de la realidad laboral, que está en línea con algunas estimaciones hechas en los últimos años desde centros de estudios del sector privado o académico. “A pesar de estas importantes mejoras, la pobreza sigue siendo elevada (especialmente entre los niños) y más de la mitad de la fuerza laboral trabaja en el sector informal”, señala el documento.
El reporte del FMI valora lo que a criterio de los técnicos del organismo fueron “reformas encaminadas a una mayor flexibilidad para negociar salarios y para el régimen de indemnizaciones por despido a nivel sectorial”, para luego mencionar que “se considera una reforma más amplia de los mercados laborales”.
Las reformas aprobadas aludidas son las que se incluyeron en la ley de Bases aprobada en 2024, que, entre otras cuestiones, establecen la vigencia de tres alternativas para reemplazar -acuerdo de partes mediante- el esquema tradicional de indemnizaciones por despido, que a su vez sigue en pie para quienes no acepten estar en un régimen opcional, y también, en general, para el personal fuera de convenio.
Según el Fondo, esos cambios “deberán complementarse con una reforma del sistema tributario, así como con políticas activas del mercado laboral para apoyar la movilidad de los trabajadores hacia sectores con mayor potencial y mayor ventaja comparativa”.
En los últimos años, el empleo asalariado formal en empresas privadas prácticamente no creció en la Argentina, según demuestra la estadística del Sistema Integrado Previsional Argentino (SIPA). En diciembre último, según el dato más reciente disponible, la cantidad de puestos en ese segmento era muy similar a la del último mes de 2015.
En el caso de los asalariados informales, la tasa se mantiene por arriba del 35% desde que se recuperó el empleo tras la crisis de la pandemia. Antes del período marcado por la crisis del Covid-19 (en el que la tasa bajó, pero solo porque se perdieron más empleos informales que formales), la informalidad volvió a crecer y llegó a ubicarse en niveles más altos que los registrados hasta 2019. Y, tal como informó LA NACION días atrás, la realidad es heterogénea dependiendo del lugar del país que se observe. Mientras en la ciudad de Buenos Aires el índice al tercer trimestre de 2024 fue de 23,6%, en el conurbano bonaerense trepó a 39% y en la ciudades de Salta y Concordia (Entre Ríos), a más de 48%, según datos basados en la EPH y elaborados por el Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP) de la UBA y el Conicet.
Al tratarse de trabajadores sin aportes a los sistemas de seguridad social y de salud, el problema impacta con fuerza sobre el sistema previsional. Y es parte del porqué en los últimos 20 años avanzó de manera muy significativa el número de jubilaciones otorgadas por la Anses a quienes hicieron uso de moratorias, por llegar a la edad de retiro sin contar con la cantidad de contribuciones exigida por la ley. Del total de beneficios jubilatorios que están hoy en curso de pago, el 67% fue conseguido con moratoria, por pocos o por muchos aportes faltantes.
El nuevo documento sobre el mercado laboral del Indec desagrega los datos de informalidad según sectores de la actividad. Y revela que la tasa más elevada se da en el servicio doméstico, rubro en el cual la falta de registro alcanza al 77% de quienes trabajan. Le sigue la construcción, con un 76,6%, y en tercer lugar se ubica el sector de los hoteles y restaurantes, con 63,2%.
Más cerca del índice promedio se ubican el comercio, con 51,9%, y la industria manufacturera, con un índice de 36,1%. En los servicios sociales y de salud, en tanto, la informalidad llega al 24,8% de las ocupaciones, y en la enseñanza, al 13,3%.
La mayor variación con respecto a los datos relevados en el cuarto trimestre de 2023 se dio en los hoteles y restaurantes, dado que en ese rubro en aquel momento la tasa había sido de 53,2%, en tanto que al segundo trimestre del año pasado ya había subido a 56% (y en el cuarto fue, como se consignó, de 63,2%).
En cuanto al lugar físico donde realizan sus tareas los informales, el 45,2% dijo que en un local determinado y con un puesto laboral fijo; el 20,5% “en la vivienda del patrón o cliente”, y el 15,3%, en su vivienda y sin tener un espacio exclusivo para la actividad. Quienes no se incluyeron en esas tres respuestas dijeron que trabajan en “vehículos de transporte” (7,9%); en su vivienda usando un espacio exclusivo (5%); en un lugar no fijo o de manera ambulante (4,9%), o en “otros lugares” (1,2%).
Los datos sobre el nivel educativo indican, por su parte, que un tercio de los informales tiene el ciclo secundario completo, y cuatro de cada diez solo el nivel primario (completo o incompleto) o el secundario incompleto, en tanto que uno de cada cuatro cursó estudios de nivel terciario o universitario. Entre los ocupados con aportes a la seguridad social, más de 54% se ubica en este último grupo, en tanto que un 29% completó el ciclo secundario, y un 16,4% tiene secundario incompleto o un nivel educativo inferior.
Esos índices, elaborados por el instituto oficial de estadística y difundidos hoy por primera vez, surgen de los resultados de la Encuesta Permanente de Hogares (EPH) y corresponden al cuarto trimestre de 2024. Solo en los 31 centros urbanos incluidos en el relevamiento, eso implica que las personas con ocupaciones informales son 5,7 millones. Si se extrapola el dato a la población total de la Argentina, la estimación hecha por LA NACION indica que los trabajadores sin registro son algo más de 9 millones.
La tasa promedio de informalidad del cuarto trimestre del año pasado fue más elevada que la de los últimos meses de 2023, cuando había llegado a 41,4%, de acuerdo con lo difundido hoy. Y, a la vez, resultó algo más baja que la del tercer trimestre del año pasado, de 42,6%. El nuevo informe consigna datos a partir del cuarto trimestre de 2023.
El problema es más grave en la población joven: entre los ocupados que tienen hasta 29 años, el 58,7% está en la informalidad, en tanto que el índice es de 36,5% entre quienes tienen de 30 a 64 años, y de 49,5% entre los ocupados de 65 años y más.
Además, la estadística muestra que entre las mujeres la tasa de ocupación informal es más alta que entre los varones. En el primer caso, el índice es de 43,4% y en el segundo, de 40,9%, frente al ya mencionado promedio de 42%.
Problema de vieja data
La fragilidad del mercado de trabajo es un problema persistente en la Argentina y está mencionado en el staff report del acuerdo entre el Fondo Monetario Internacional (FMI) y el gobierno argentino, aprobado por el directorio del organismo internacional el viernes último. En el escrito, incluso, se menciona un dato aun más grave de la realidad laboral, que está en línea con algunas estimaciones hechas en los últimos años desde centros de estudios del sector privado o académico. “A pesar de estas importantes mejoras, la pobreza sigue siendo elevada (especialmente entre los niños) y más de la mitad de la fuerza laboral trabaja en el sector informal”, señala el documento.
El reporte del FMI valora lo que a criterio de los técnicos del organismo fueron “reformas encaminadas a una mayor flexibilidad para negociar salarios y para el régimen de indemnizaciones por despido a nivel sectorial”, para luego mencionar que “se considera una reforma más amplia de los mercados laborales”.
Las reformas aprobadas aludidas son las que se incluyeron en la ley de Bases aprobada en 2024, que, entre otras cuestiones, establecen la vigencia de tres alternativas para reemplazar -acuerdo de partes mediante- el esquema tradicional de indemnizaciones por despido, que a su vez sigue en pie para quienes no acepten estar en un régimen opcional, y también, en general, para el personal fuera de convenio.
Según el Fondo, esos cambios “deberán complementarse con una reforma del sistema tributario, así como con políticas activas del mercado laboral para apoyar la movilidad de los trabajadores hacia sectores con mayor potencial y mayor ventaja comparativa”.
En los últimos años, el empleo asalariado formal en empresas privadas prácticamente no creció en la Argentina, según demuestra la estadística del Sistema Integrado Previsional Argentino (SIPA). En diciembre último, según el dato más reciente disponible, la cantidad de puestos en ese segmento era muy similar a la del último mes de 2015.
En el caso de los asalariados informales, la tasa se mantiene por arriba del 35% desde que se recuperó el empleo tras la crisis de la pandemia. Antes del período marcado por la crisis del Covid-19 (en el que la tasa bajó, pero solo porque se perdieron más empleos informales que formales), la informalidad volvió a crecer y llegó a ubicarse en niveles más altos que los registrados hasta 2019. Y, tal como informó LA NACION días atrás, la realidad es heterogénea dependiendo del lugar del país que se observe. Mientras en la ciudad de Buenos Aires el índice al tercer trimestre de 2024 fue de 23,6%, en el conurbano bonaerense trepó a 39% y en la ciudades de Salta y Concordia (Entre Ríos), a más de 48%, según datos basados en la EPH y elaborados por el Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP) de la UBA y el Conicet.
Al tratarse de trabajadores sin aportes a los sistemas de seguridad social y de salud, el problema impacta con fuerza sobre el sistema previsional. Y es parte del porqué en los últimos 20 años avanzó de manera muy significativa el número de jubilaciones otorgadas por la Anses a quienes hicieron uso de moratorias, por llegar a la edad de retiro sin contar con la cantidad de contribuciones exigida por la ley. Del total de beneficios jubilatorios que están hoy en curso de pago, el 67% fue conseguido con moratoria, por pocos o por muchos aportes faltantes.
El nuevo documento sobre el mercado laboral del Indec desagrega los datos de informalidad según sectores de la actividad. Y revela que la tasa más elevada se da en el servicio doméstico, rubro en el cual la falta de registro alcanza al 77% de quienes trabajan. Le sigue la construcción, con un 76,6%, y en tercer lugar se ubica el sector de los hoteles y restaurantes, con 63,2%.
Más cerca del índice promedio se ubican el comercio, con 51,9%, y la industria manufacturera, con un índice de 36,1%. En los servicios sociales y de salud, en tanto, la informalidad llega al 24,8% de las ocupaciones, y en la enseñanza, al 13,3%.
La mayor variación con respecto a los datos relevados en el cuarto trimestre de 2023 se dio en los hoteles y restaurantes, dado que en ese rubro en aquel momento la tasa había sido de 53,2%, en tanto que al segundo trimestre del año pasado ya había subido a 56% (y en el cuarto fue, como se consignó, de 63,2%).
En cuanto al lugar físico donde realizan sus tareas los informales, el 45,2% dijo que en un local determinado y con un puesto laboral fijo; el 20,5% “en la vivienda del patrón o cliente”, y el 15,3%, en su vivienda y sin tener un espacio exclusivo para la actividad. Quienes no se incluyeron en esas tres respuestas dijeron que trabajan en “vehículos de transporte” (7,9%); en su vivienda usando un espacio exclusivo (5%); en un lugar no fijo o de manera ambulante (4,9%), o en “otros lugares” (1,2%).
Los datos sobre el nivel educativo indican, por su parte, que un tercio de los informales tiene el ciclo secundario completo, y cuatro de cada diez solo el nivel primario (completo o incompleto) o el secundario incompleto, en tanto que uno de cada cuatro cursó estudios de nivel terciario o universitario. Entre los ocupados con aportes a la seguridad social, más de 54% se ubica en este último grupo, en tanto que un 29% completó el ciclo secundario, y un 16,4% tiene secundario incompleto o un nivel educativo inferior.
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Mejor Energía
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15/04/2025
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Economía
Oil & Gas: la flotación del dólar entre bandas y el posible efecto en las inversiones
Matías Cattaruzzi (Adcap Grupo Financiero) analizó los posibles impactos del levantamiento del cepo cambiario sobre la industria petrolera en Argentina.
En medio de las expectativas que genera el levantamiento del cepo cambiario en Argentina, el sector energético aparece como uno de los posibles beneficiarios de esta medida.
Matías Cattaruzzi, Senior Equity Research Analyst de Adcap Grupo Financiero, analizó las implicancias que esta decisión podría tener sobre la industria del petróleo y gas, y el potencial impacto en la atracción de inversiones y en la competitividad del sector.
“El levantamiento del cepo es una noticia que tanto el mercado como las compañías esperaban”, aseguró Cattaruzzi. A su criterio, uno de los efectos inmediatos podría ser una eventual devaluación del tipo de cambio oficial, lo que implicaría una mejora en los márgenes operativos de las empresas de Oil & Gas.
“Esto permitiría reducir costos en dólares, especialmente en un sector intensivo en inversiones y con una alta proporción de insumos dolarizados”, explicó.
Además, el nuevo contexto abre la puerta a una renegociación de contratos de servicios, un punto clave en la estructura de costos del sector. “Con un tipo de cambio más realista, es posible que los acuerdos se ajusten y se logre una reducción, aunque sea leve, del costo por pozo. Eso puede tener un efecto directo en la eficiencia de la producción local”, indicó el analista.
Si bien el nuevo escenario económico podría allanar el camino para nuevos proyectos y mayor actividad, Cattaruzzi advierte que hay factores externos que siguen afectando al sector.
En particular, la tendencia a la baja en los precios internacionales del petróleo, provocada por la guerra comercial y los aranceles entre grandes potencias, sigue siendo un condicionante para las decisiones de inversión. “A pesar de las mejoras locales, no creo que haya un cambio sustancial en el nivel de inversión, que ya es elevado. La situación global sigue siendo incierta”, comentó.
Sin embargo, sí ve oportunidades para una mayor apertura del mercado. “El levantamiento del cepo puede facilitar la llegada de nuevos actores internacionales o permitir que los que ya están operando en el país aumenten su exposición”, señaló.
Este punto se refuerza con una medida adicional: a partir del ejercicio 2025, se permitirá a las empresas distribuir dividendos en dólares, lo que podría cambiar las reglas de juego para muchas compañías, especialmente las extranjeras.
“Hasta ahora, la imposibilidad de repatriar dividendos obligaba a las empresas de servicios extranjeras a cobrar un sobreprecio, como forma de compensar la imposibilidad de girar utilidades. Con esta nueva posibilidad, los costos podrían ajustarse y volverse más competitivos”, detalló Cattaruzzi.
Desde el punto de vista financiero, la normalización cambiaria también podría tener un efecto positivo sobre las compañías del sector que cotizan en bolsa. “Es probable que la noticia genere un empujón en los flujos hacia estas acciones, especialmente si se percibe una mejora en el clima de negocios”, consideró.
Además, si se empieza a disipar la tensión comercial global, particularmente la guerra de aranceles, podría generarse un escenario de mayor apetito por activos de riesgo. “En ese caso, podríamos estar frente a una situación de ‘risk-on’, lo que contribuiría a mejorar las valuaciones bursátiles de las empresas energéticas argentinas”, concluyó el analista.
Matías Cattaruzzi, Senior Equity Research Analyst de Adcap Grupo Financiero, analizó las implicancias que esta decisión podría tener sobre la industria del petróleo y gas, y el potencial impacto en la atracción de inversiones y en la competitividad del sector.
“El levantamiento del cepo es una noticia que tanto el mercado como las compañías esperaban”, aseguró Cattaruzzi. A su criterio, uno de los efectos inmediatos podría ser una eventual devaluación del tipo de cambio oficial, lo que implicaría una mejora en los márgenes operativos de las empresas de Oil & Gas.
“Esto permitiría reducir costos en dólares, especialmente en un sector intensivo en inversiones y con una alta proporción de insumos dolarizados”, explicó.
Además, el nuevo contexto abre la puerta a una renegociación de contratos de servicios, un punto clave en la estructura de costos del sector. “Con un tipo de cambio más realista, es posible que los acuerdos se ajusten y se logre una reducción, aunque sea leve, del costo por pozo. Eso puede tener un efecto directo en la eficiencia de la producción local”, indicó el analista.
Si bien el nuevo escenario económico podría allanar el camino para nuevos proyectos y mayor actividad, Cattaruzzi advierte que hay factores externos que siguen afectando al sector.
En particular, la tendencia a la baja en los precios internacionales del petróleo, provocada por la guerra comercial y los aranceles entre grandes potencias, sigue siendo un condicionante para las decisiones de inversión. “A pesar de las mejoras locales, no creo que haya un cambio sustancial en el nivel de inversión, que ya es elevado. La situación global sigue siendo incierta”, comentó.
Sin embargo, sí ve oportunidades para una mayor apertura del mercado. “El levantamiento del cepo puede facilitar la llegada de nuevos actores internacionales o permitir que los que ya están operando en el país aumenten su exposición”, señaló.
Este punto se refuerza con una medida adicional: a partir del ejercicio 2025, se permitirá a las empresas distribuir dividendos en dólares, lo que podría cambiar las reglas de juego para muchas compañías, especialmente las extranjeras.
“Hasta ahora, la imposibilidad de repatriar dividendos obligaba a las empresas de servicios extranjeras a cobrar un sobreprecio, como forma de compensar la imposibilidad de girar utilidades. Con esta nueva posibilidad, los costos podrían ajustarse y volverse más competitivos”, detalló Cattaruzzi.
Desde el punto de vista financiero, la normalización cambiaria también podría tener un efecto positivo sobre las compañías del sector que cotizan en bolsa. “Es probable que la noticia genere un empujón en los flujos hacia estas acciones, especialmente si se percibe una mejora en el clima de negocios”, consideró.
Además, si se empieza a disipar la tensión comercial global, particularmente la guerra de aranceles, podría generarse un escenario de mayor apetito por activos de riesgo. “En ese caso, podríamos estar frente a una situación de ‘risk-on’, lo que contribuiría a mejorar las valuaciones bursátiles de las empresas energéticas argentinas”, concluyó el analista.
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Energía & Negocios
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15/04/2025
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Hidrocarburos
PAE reconvierte Cerro Dragón (Chubut) en concesión para desarrollar el No Convencional
Reconvirtió el área de Cerro Dragón en una concesión para el desarrollo del recurso No Convencional de hidrocarburos tras verificar la existencia de shale gas dentro de la formación D-129.
La compañía comprobó que estos recursos se encuentran accesibles con la tecnología actualmente disponible en el área de Cerro Dragón. PAE comunicó que continuará con la actividad convencional que desarrolla desde hace casi 70 años en la provincia del Chubut.
PAE comprobó la existencia de shale gas mediante la interpretación de sísmica 3D, el análisis de los datos de pozos preexistentes y la perforación de un pozo, que en conjunto verificaron la presencia de intervalos de entre 70 y 150 metros de espesor en áreas ubicadas a menos de 3.500 metros de profundidad dentro de la formación D-129.
Además, el pozo perforado confirmó el pronóstico del tipo de hidrocarburo esperado (gas húmedo) y que el intervalo objetivo se encuentra en un nivel de sobrepresión favorable para la productividad en yacimientos No Convencionales.
En base al resultado de los estudios geológicos obtenidos, PAE ejerció el derecho otorgado por la Ley Federal de Hidrocarburos 17.319 y el Decreto Nacional 1057/24 (artículos 27 bis y 30 respectivamente) y solicitó a la provincia del Chubut la reconversión de la concesión de Cerro Dragón en una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos, la cual fue autorizado por decreto provincial por un plazo de 35 años.
Dado el largo plazo requerido para el desarrollo del No Convencional y por aplicación del artículo 35 de la Ley 17.319, en orden a la magnitud de la inversión, se adicionan 10 años al plazo indicado.
PAE fundamentó la solicitud de reconversión en la ejecución de un plan piloto con Objetivo No Convencional que incluye la perforación de 5 pozos de hasta 3.500 metros de profundidad en su eje vertical y de hasta 3.000 metros en su eje horizontal. El primero de ellos ya fue perforado con 1.500 metros de rama lateral y 25 etapas de fractura espaciadas cada 60 metros comprobándose la viabilidad operativa y la existencia de shale gas.
Además, PAE implementará técnicas de recuperación terciaria en más de 50 pozos, comprometiendo una inversión cercana a los 250 millones de dólares.
Marcos Bulgheroni, Group CEO de Pan American Energy, afirmó que “desde hace 70 años invertimos en forma sostenida en el Golfo San Jorge y nuestro trabajo permitió convertir a Cerro Dragón en la mayor área productora de hidrocarburos convencionales del país. Hoy somos los primeros en explorar la cuenca con objetivo shale y estamos confiados en poder desarrollarlo".
Bulgheroni agradeció al gobernador de Chubut, Ignacio Torres, por "su predisposición para trabajar junto a los equipos técnicos en la reconversión del área, que nos permitirá contrarrestar su declino y abrir un nuevo horizonte de inversión en el Golfo San Jorge”.
El gobernador de destacó que “es un hito histórico que abre la puerta a una nueva etapa en la provincia. Tenemos una cuenca con pozos maduros que exigen una mayor productividad y eficiencia para su desarrollo. La verificación de PAE sobre la existencia de shale gas abre una nueva oportunidad productiva para todos los chubutenses y se suma a otras fuentes de energía que vamos a desarrollar. La reconversión del área es una señal clara y previsible para que lleguen nuevas inversiones".
La provincia del Chubut percibirá ingresos por alrededor de 90 millones de dólares durante los próximos 5 años por la reconversión de la concesión. El desarrollo del área sumará mayores ingresos a la provincia por las regalías asociadas a la nueva producción no convencional y por la mayor actividad en la cuenca.
Durante el período de vigencia de la concesión no convencional, PAE desarrollará un programa de becas para la formación de ingenieros en petróleo, geofísicos y geólogos; priorizará la contratación de proveedores locales; y sostendrá un programa de garantías de préstamos para emprendimientos de pymes en la provincia del Chubut, describió la Compañía.
En el acto desarrollado en el Centro de Convenciones del Museo Egidio Feruglio de Trelew, participaron además el vicegobernador Gustavo Menna; el intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili; el Vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el Upstream Managing Director, Fausto Caretta; el presidente de Petrominera Chubut, Héctor Millar; y el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce.
También estuvieron los secretarios generales del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Ávila; del Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral, José Lludgar; del Sindicato de Camioneros, Jorge Taboada; y de la Unión Obrera de la Construcción (UOCRA), Raúl Silva.
PAE comprobó la existencia de shale gas mediante la interpretación de sísmica 3D, el análisis de los datos de pozos preexistentes y la perforación de un pozo, que en conjunto verificaron la presencia de intervalos de entre 70 y 150 metros de espesor en áreas ubicadas a menos de 3.500 metros de profundidad dentro de la formación D-129.
Además, el pozo perforado confirmó el pronóstico del tipo de hidrocarburo esperado (gas húmedo) y que el intervalo objetivo se encuentra en un nivel de sobrepresión favorable para la productividad en yacimientos No Convencionales.
En base al resultado de los estudios geológicos obtenidos, PAE ejerció el derecho otorgado por la Ley Federal de Hidrocarburos 17.319 y el Decreto Nacional 1057/24 (artículos 27 bis y 30 respectivamente) y solicitó a la provincia del Chubut la reconversión de la concesión de Cerro Dragón en una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos, la cual fue autorizado por decreto provincial por un plazo de 35 años.
Dado el largo plazo requerido para el desarrollo del No Convencional y por aplicación del artículo 35 de la Ley 17.319, en orden a la magnitud de la inversión, se adicionan 10 años al plazo indicado.
PAE fundamentó la solicitud de reconversión en la ejecución de un plan piloto con Objetivo No Convencional que incluye la perforación de 5 pozos de hasta 3.500 metros de profundidad en su eje vertical y de hasta 3.000 metros en su eje horizontal. El primero de ellos ya fue perforado con 1.500 metros de rama lateral y 25 etapas de fractura espaciadas cada 60 metros comprobándose la viabilidad operativa y la existencia de shale gas.
Además, PAE implementará técnicas de recuperación terciaria en más de 50 pozos, comprometiendo una inversión cercana a los 250 millones de dólares.
Marcos Bulgheroni, Group CEO de Pan American Energy, afirmó que “desde hace 70 años invertimos en forma sostenida en el Golfo San Jorge y nuestro trabajo permitió convertir a Cerro Dragón en la mayor área productora de hidrocarburos convencionales del país. Hoy somos los primeros en explorar la cuenca con objetivo shale y estamos confiados en poder desarrollarlo".
Bulgheroni agradeció al gobernador de Chubut, Ignacio Torres, por "su predisposición para trabajar junto a los equipos técnicos en la reconversión del área, que nos permitirá contrarrestar su declino y abrir un nuevo horizonte de inversión en el Golfo San Jorge”.
El gobernador de destacó que “es un hito histórico que abre la puerta a una nueva etapa en la provincia. Tenemos una cuenca con pozos maduros que exigen una mayor productividad y eficiencia para su desarrollo. La verificación de PAE sobre la existencia de shale gas abre una nueva oportunidad productiva para todos los chubutenses y se suma a otras fuentes de energía que vamos a desarrollar. La reconversión del área es una señal clara y previsible para que lleguen nuevas inversiones".
La provincia del Chubut percibirá ingresos por alrededor de 90 millones de dólares durante los próximos 5 años por la reconversión de la concesión. El desarrollo del área sumará mayores ingresos a la provincia por las regalías asociadas a la nueva producción no convencional y por la mayor actividad en la cuenca.
Durante el período de vigencia de la concesión no convencional, PAE desarrollará un programa de becas para la formación de ingenieros en petróleo, geofísicos y geólogos; priorizará la contratación de proveedores locales; y sostendrá un programa de garantías de préstamos para emprendimientos de pymes en la provincia del Chubut, describió la Compañía.
En el acto desarrollado en el Centro de Convenciones del Museo Egidio Feruglio de Trelew, participaron además el vicegobernador Gustavo Menna; el intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili; el Vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el Upstream Managing Director, Fausto Caretta; el presidente de Petrominera Chubut, Héctor Millar; y el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce.
También estuvieron los secretarios generales del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Ávila; del Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral, José Lludgar; del Sindicato de Camioneros, Jorge Taboada; y de la Unión Obrera de la Construcción (UOCRA), Raúl Silva.
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Econo Journal
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15/04/2025
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Hidrocarburos
YPF firmó un Memorando de Entendimiento con la italiana ENI para construir una terminal de exportación de GNL
Firmaron un MOU para estudiar la participación de la empresa italiana en el desarrollo del proyecto Argentina GNL.
En particular, la fase del proyecto contemplada en el MOU “se refiere al desarrollo de las instalaciones upstream, de transporte y de licuefacción de gas mediante dos unidades flotantes de GNL (Gas Natural Licuado)”.
Las unidades a las que se refiere el MOU son de 6 millones de toneladas anuales (MTPA) cada una. Es decir, la firma del acuerdo que realizaron el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y CEO de ENI, Claudio Descalzi, es por un total de 12 MTPA.
ENI es una empresa energética global con sede en Italia. Opera en más de 60 países y, a través de sus distintas filiales, está presente en toda la cadena de valor energética.
«Nos complace enormemente firmar este acuerdo con ENI, que nos permitirá acelerar el cronograma del proyecto Argentina LNG. Vemos un gran interés a nivel mundial, tanto de grandes empresas productoras como de países interesados en adquirir gas de Vaca Muerta», indicó Horacio Marín en un comunicado difundido por YPF.
“La elección de ENI por parte de YPF como socio estratégico refleja la experiencia específica y distintiva que hemos desarrollado en proyectos de GNL en Congo y Mozambique, y el reconocimiento de nuestro liderazgo global en la ejecución de proyectos que utilizan esta tecnología”, afirmó Claudio Descalzi.
YPF lidera el proyecto Argentina LNG, que busca monetizar los recursos de gas de Vaca Muerta y “convertir al país en un exportador energético confiable a nivel mundial”, remarca el comunicado. El objetivo de YPF con el proyecto Argentina GNL es alcanzar los US$ 30.000 millones en exportaciones para 2030.
“En el contexto mundial actual, el GNL se posiciona como una fuente vital de suministro energético confiable”, añade. Se estima que la demanda de GNL representa más de un tercio del comercio mundial de gas natural y se prevé que se duplique para 2050, informó la compañía dirigida por Marín.
Las unidades a las que se refiere el MOU son de 6 millones de toneladas anuales (MTPA) cada una. Es decir, la firma del acuerdo que realizaron el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y CEO de ENI, Claudio Descalzi, es por un total de 12 MTPA.
ENI es una empresa energética global con sede en Italia. Opera en más de 60 países y, a través de sus distintas filiales, está presente en toda la cadena de valor energética.
«Nos complace enormemente firmar este acuerdo con ENI, que nos permitirá acelerar el cronograma del proyecto Argentina LNG. Vemos un gran interés a nivel mundial, tanto de grandes empresas productoras como de países interesados en adquirir gas de Vaca Muerta», indicó Horacio Marín en un comunicado difundido por YPF.
“La elección de ENI por parte de YPF como socio estratégico refleja la experiencia específica y distintiva que hemos desarrollado en proyectos de GNL en Congo y Mozambique, y el reconocimiento de nuestro liderazgo global en la ejecución de proyectos que utilizan esta tecnología”, afirmó Claudio Descalzi.
YPF lidera el proyecto Argentina LNG, que busca monetizar los recursos de gas de Vaca Muerta y “convertir al país en un exportador energético confiable a nivel mundial”, remarca el comunicado. El objetivo de YPF con el proyecto Argentina GNL es alcanzar los US$ 30.000 millones en exportaciones para 2030.
“En el contexto mundial actual, el GNL se posiciona como una fuente vital de suministro energético confiable”, añade. Se estima que la demanda de GNL representa más de un tercio del comercio mundial de gas natural y se prevé que se duplique para 2050, informó la compañía dirigida por Marín.
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El Periódico de la Energía
7
Internacionales
15/04/2025
14
Economía
El petróleo y el gas registran caídas históricas y hacen que el precio de la electricidad baje en los mercados europeos
Los futuros de Brent, gas y CO2 alcanzaron el precio de cierre más bajo desde abril de 2021, septiembre de 2024 y abril de 2024, respectivamente.
En la segunda semana de abril, los precios de los principales mercados eléctricos europeos se mantuvieron en niveles similares a los de la semana anterior, con promedios semanales algo superiores. El descenso de la producción eólica favoreció este comportamiento. En cambio, la solar fotovoltaica aumentó y alcanzó un récord histórico de producción diaria en Francia e Italia. Los futuros de Brent, gas y CO2 alcanzaron el precio de cierre más bajo desde abril de 2021, septiembre de 2024 y abril de 2024, respectivamente.
En la semana del 7 de abril, la producción solar fotovoltaica aumentó en los principales mercados europeos en comparación con la semana anterior. La península ibérica revirtió la tendencia a la baja de la semana anterior y registró los mayores incrementos, de un 17% en España y de un 10% en Portugal. El mercado alemán registró el menor aumento, del 1.0%.
Además, durante la semana, los mercados italiano y francés alcanzaron récords históricos de producción con energía solar fotovoltaica. El 11 de abril, el mercado italiano registró la mayor producción con energía solar fotovoltaica de su historia, de 144 GWh. En el mercado francés el récord se alcazó el 8 de abril, con una generación de 132 GWh.
Durante la semana del 7 de abril, la producción eólica disminuyó en los principales mercados europeos en comparación con la semana anterior, revirtiendo la tendencia al alza de la semana anterior. Los mercados portugués y francés registraron las mayores caídas, del 54% y el 37%, respectivamente. Los mercados alemán e italiano registraron las menores caídas, del 19% y el 16% en cada caso.
En la semana del 14 de abril, según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, la generación con esta tecnología aumentará en la península ibérica e Italia. En cambio, la tendencia a la baja continuará en Alemania y Francia.
La disminución de la demanda en la península ibérica y Alemania se asoció con aumentos de las temperaturas medias de entre 0,3 °C en Alemania y 2,2 °C en Portugal. En el resto de los mercados, las temperaturas medias descendieron desde 0,3 °C en Francia a 0,8 °C en Bélgica e Italia.
Para la semana del 14 de abril, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, la reducción de la actividad laboral asociada a la Semana Santa favorecerá que la tendencia a la baja continúe en la mayoría de los principales mercados europeos, aunque se espera que la demanda aumente en los mercados francés y británico.
En la semana del 7 de abril, la producción solar fotovoltaica aumentó en los principales mercados europeos en comparación con la semana anterior. La península ibérica revirtió la tendencia a la baja de la semana anterior y registró los mayores incrementos, de un 17% en España y de un 10% en Portugal. El mercado alemán registró el menor aumento, del 1.0%.
Además, durante la semana, los mercados italiano y francés alcanzaron récords históricos de producción con energía solar fotovoltaica. El 11 de abril, el mercado italiano registró la mayor producción con energía solar fotovoltaica de su historia, de 144 GWh. En el mercado francés el récord se alcazó el 8 de abril, con una generación de 132 GWh.
Durante la semana del 7 de abril, la producción eólica disminuyó en los principales mercados europeos en comparación con la semana anterior, revirtiendo la tendencia al alza de la semana anterior. Los mercados portugués y francés registraron las mayores caídas, del 54% y el 37%, respectivamente. Los mercados alemán e italiano registraron las menores caídas, del 19% y el 16% en cada caso.
En la semana del 14 de abril, según las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting, la generación con esta tecnología aumentará en la península ibérica e Italia. En cambio, la tendencia a la baja continuará en Alemania y Francia.
La disminución de la demanda en la península ibérica y Alemania se asoció con aumentos de las temperaturas medias de entre 0,3 °C en Alemania y 2,2 °C en Portugal. En el resto de los mercados, las temperaturas medias descendieron desde 0,3 °C en Francia a 0,8 °C en Bélgica e Italia.
Para la semana del 14 de abril, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, la reducción de la actividad laboral asociada a la Semana Santa favorecerá que la tendencia a la baja continúe en la mayoría de los principales mercados europeos, aunque se espera que la demanda aumente en los mercados francés y británico.
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Reuters
7
Internacionales
15/04/2025
3
Energías Renovables
Repsol empieza a producir electricidad en su mayor parque eólico, situado en Chile
Cuenta con una potencia total instalada de 364 MW y supondrá una inversión de 400 millones de euros.
Repsol ha comenzado a producir electricidad en 'Antofagasta Fase 1', su mayor parque eólico hasta la fecha y uno de los más grandes de Chile, que se sitúa en la comuna de Taltal, en la región de Antofagasta, y cuenta con una potencia total instalada de 364 megavatios (MW).
Con una inversión de cerca de 400 millones de euros, 'Antofagasta Fase 1', que entrará en operación comercial en las próximas semanas, es el primer proyecto renovable desarrollado totalmente por Repsol en Chile, según ha informado este lunes el grupo presidido por Antonio Brufau.
El parque se ha construido en 19 meses y su producción anual alcanzará 750 gigavatios hora (GWh), el equivalente al consumo anual medio de 220.000 hogares chilenos.
En la misma región chilena, Repsol planea la construcción de la 'Fase 2', que añadirá aproximadamente 450 MW a su cartera de activos renovables.
Con una inversión de cerca de 400 millones de euros, 'Antofagasta Fase 1', que entrará en operación comercial en las próximas semanas, es el primer proyecto renovable desarrollado totalmente por Repsol en Chile, según ha informado este lunes el grupo presidido por Antonio Brufau.
El parque se ha construido en 19 meses y su producción anual alcanzará 750 gigavatios hora (GWh), el equivalente al consumo anual medio de 220.000 hogares chilenos.
En la misma región chilena, Repsol planea la construcción de la 'Fase 2', que añadirá aproximadamente 450 MW a su cartera de activos renovables.
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Energía Estratégica
7
Internacionales
15/04/2025
14
Economía
República Dominicana: la CNE prepara el lanzamiento de un nuevo Plan Energético Nacional
Se trata de la segunda emisión del documento que propone duplicar la oferta energética en los próximos doce años con un mix principalmente de gas natural, renovables y almacenamiento.
La Comisión Nacional de Energía (CNE) de República Dominicana avanza en la publicación de una nueva versión de su Plan Energético Nacional, un documento estratégico que marcará el rumbo del sector durante 2025 y 2038. La iniciativa responde al mandato legal de la Ley 125-01, que exige una planificación integral del sistema eléctrico nacional.
Según explicó el director ejecutivo de la CNE, Edward Veras, el documento “plantea un reto mayor, que es cómo podemos seguir integrando más renovables a través del sistema de almacenamiento, tener mayor disponibilidad de energía solar en horas de la noche y tener también una agresividad en el plan de integración de energía térmica, básicamente a partir de energía de base a gas natural”.
Durante una entrevista realizada en el marco del evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Veras detalló que el nuevo plan incluye dos escenarios de crecimiento. Uno de carácter tendencial, proyectado sobre una economía con evolución estable, y otro de crecimiento acelerado, que al duplicase el PIB buscaría duplicar la oferta energética en un plazo de 12 a 13 años.
Como parte del proceso de elaboración, la CNE está cumpliendo con el requisito establecido en la Ley 107-13, que obliga a realizar una consulta pública antes de pasar a la fase de ejecución. “El plan fue publicado en diciembre del 2024. Entre enero y febrero hicimos una primera fase de socialización. Algunas asociaciones como ADIE, ASOFER y las academias nos pidieron un espacio de acción y entendimiento”, explica Veras.
Actualmente, el organismo está recopilando observaciones para consolidar una propuesta final que será elevada al directorio de la Comisión. “Hoy día nos aprestamos a hacer un cúmulo o un filtro de esas observaciones, mirando la duplicidad, etcétera, y presentar ante el directorio de la CNE en el mes de abril una propuesta final con todas las observaciones recogidas”, aclaró la autoridad, anticipando que la presentación oficial al público está prevista para mayo de 2025.
Aquel no sería la única tarea que impulsó la CNE en el último año. La planificación energética también avanza sobre el terreno del almacenamiento energético. En tal sentido, uno de los ejes centrales ha sido la actualización de los requisitos para sistemas de almacenamiento con baterías, en línea con la necesidad de garantizar estabilidad en la red ante el avance de la energía solar.
De acuerdo con Veras, el concepto de batería a gran escala “es un desarrollo de hace pocos años y comercialmente son posibles de cinco años para acá”. Esto explica las resistencias iniciales que provocó la resolución de 2022, posteriormente aprobada en 2023 y reformulada en el 2024.
“El concepto batería generaba ruido financiero en los proponentes de los proyectos”, reconoció el directivo, aunque confirmó durante FES Caribe que “unos 18 proyectos ya concesionados cuentan con sistema de almacenamiento”.
El proceso de modificación impulsado en coordinación con la Superintendencia de Electricidad fue claro: “No es posible más generación de energía solar en hora de sol; ya tenemos la cantidad suficiente para que el sistema entre tal vez en un esquema de inestabilidad si se restringe más la energía base”.
En consecuencia, la nueva normativa aumentó los requisitos de un 30% a un 50% de capacidad de almacenamiento y redujo la exención de potencia de 50MW a 20 MW. Esta segunda fase de regulación ya está mostrando resultados concretos. Veras señaló que “ya hay unas 20 propuestas adicionales que corren para concesión definitiva”, estos representarían alrededor de 1,860 MW en capacidad de generación y en el orden de 542 M160 MWh de almacenamiento.
La Planificación de la Expansión de la Generación 2025–2038, contenida en los borradores técnicos del plan, ya sugiere que la incorporación óptima de renovables requerirá entre 160 y 210 MW adicionales al año. Sin un adecuado respaldo de almacenamiento, ese volumen podría poner en riesgo la estabilidad de la red. Por eso, desde la CNE se insiste en que el almacenamiento “es la única herramienta que en el corto plazo nos va a permitir integrar más energía renovable en República Dominicana”.
Según explicó el director ejecutivo de la CNE, Edward Veras, el documento “plantea un reto mayor, que es cómo podemos seguir integrando más renovables a través del sistema de almacenamiento, tener mayor disponibilidad de energía solar en horas de la noche y tener también una agresividad en el plan de integración de energía térmica, básicamente a partir de energía de base a gas natural”.
Durante una entrevista realizada en el marco del evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Veras detalló que el nuevo plan incluye dos escenarios de crecimiento. Uno de carácter tendencial, proyectado sobre una economía con evolución estable, y otro de crecimiento acelerado, que al duplicase el PIB buscaría duplicar la oferta energética en un plazo de 12 a 13 años.
Como parte del proceso de elaboración, la CNE está cumpliendo con el requisito establecido en la Ley 107-13, que obliga a realizar una consulta pública antes de pasar a la fase de ejecución. “El plan fue publicado en diciembre del 2024. Entre enero y febrero hicimos una primera fase de socialización. Algunas asociaciones como ADIE, ASOFER y las academias nos pidieron un espacio de acción y entendimiento”, explica Veras.
Actualmente, el organismo está recopilando observaciones para consolidar una propuesta final que será elevada al directorio de la Comisión. “Hoy día nos aprestamos a hacer un cúmulo o un filtro de esas observaciones, mirando la duplicidad, etcétera, y presentar ante el directorio de la CNE en el mes de abril una propuesta final con todas las observaciones recogidas”, aclaró la autoridad, anticipando que la presentación oficial al público está prevista para mayo de 2025.
Aquel no sería la única tarea que impulsó la CNE en el último año. La planificación energética también avanza sobre el terreno del almacenamiento energético. En tal sentido, uno de los ejes centrales ha sido la actualización de los requisitos para sistemas de almacenamiento con baterías, en línea con la necesidad de garantizar estabilidad en la red ante el avance de la energía solar.
De acuerdo con Veras, el concepto de batería a gran escala “es un desarrollo de hace pocos años y comercialmente son posibles de cinco años para acá”. Esto explica las resistencias iniciales que provocó la resolución de 2022, posteriormente aprobada en 2023 y reformulada en el 2024.
“El concepto batería generaba ruido financiero en los proponentes de los proyectos”, reconoció el directivo, aunque confirmó durante FES Caribe que “unos 18 proyectos ya concesionados cuentan con sistema de almacenamiento”.
El proceso de modificación impulsado en coordinación con la Superintendencia de Electricidad fue claro: “No es posible más generación de energía solar en hora de sol; ya tenemos la cantidad suficiente para que el sistema entre tal vez en un esquema de inestabilidad si se restringe más la energía base”.
En consecuencia, la nueva normativa aumentó los requisitos de un 30% a un 50% de capacidad de almacenamiento y redujo la exención de potencia de 50MW a 20 MW. Esta segunda fase de regulación ya está mostrando resultados concretos. Veras señaló que “ya hay unas 20 propuestas adicionales que corren para concesión definitiva”, estos representarían alrededor de 1,860 MW en capacidad de generación y en el orden de 542 M160 MWh de almacenamiento.
La Planificación de la Expansión de la Generación 2025–2038, contenida en los borradores técnicos del plan, ya sugiere que la incorporación óptima de renovables requerirá entre 160 y 210 MW adicionales al año. Sin un adecuado respaldo de almacenamiento, ese volumen podría poner en riesgo la estabilidad de la red. Por eso, desde la CNE se insiste en que el almacenamiento “es la única herramienta que en el corto plazo nos va a permitir integrar más energía renovable en República Dominicana”.
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11
EFE
7
Internacionales
15/04/2025
3
Energías Renovables
Una central de carbón de Alemania se pone parcialmente en reserva en verano ante el aumento previsto de las energías renovables
La mitad de la capacidad de producción de electricidad de la planta de Jänschwälde, que tiene una capacidad total de 2.000 MW, se pondría en reserva.
La empresa energética de Alemania Oriental LEAG planea poner una importante central de lignito en reserva parcial de mayo a septiembre debido a la elevada producción prevista de instalaciones de energía renovable en ese periodo, segun informó la emisora pública RBB.
La mitad de la capacidad de producción de electricidad de la planta de Jänschwälde, en el estado de Brandeburgo, que tiene una capacidad total de 2.000 megavatios (MW), se pondría en reserva, con lo que la capacidad total de producción de LEAG se reduciría de 7.000 a 6.000 MW.
La empresa espera un suministro “periódicamente excesivo” de fuentes de energía renovables, lo que significaría que la planta no funcionaría a alta capacidad. El tiempo fuera de servicio podría utilizarse para almacenar reservas de lignito para el invierno, añadió la empresa.
La empresa, una de las mayores operadoras de centrales de carbón de Europa, está invirtiendo en energías renovables para alejarse del carbón y eliminar gradualmente este combustible fósil, de conformidad con un acuerdo nacional, a más tardar en 2038.
A finales de marzo, el grupo inversor checo EP, del propietario Daniel Kretinsky, se hizo con el control total de LEAG, que explota minas de carbón y centrales eléctricas en varios estados del este de Alemania. El grupo EP dijo que planeaba llevar a cabo la transformación de LEAG a la escala y en el plazo previstos, informó RBB en otro artículo.
En 2024, el porcentaje de energías renovables en la generación neta de electricidad pública alcanzó un máximo histórico del 62,7 por ciento, con la energía solar pulverizando los objetivos de expansión del gobierno y el uso del carbón continuando cayendo bruscamente.
Sin embargo, mientras que en las regiones mineras del oeste de Alemania se han acordado planes para poner fin a la producción de electricidad a partir del carbón mucho antes de la fecha límite oficial de 2038, los gobiernos de los estados del este se han mostrado hasta ahora mucho más reacios, alegando preocupaciones por la seguridad del suministro. El próximo gobierno alemán ha manifestado su intención de respetar la fecha acordada para la eliminación progresiva del lignito en 2038.
La mitad de la capacidad de producción de electricidad de la planta de Jänschwälde, en el estado de Brandeburgo, que tiene una capacidad total de 2.000 megavatios (MW), se pondría en reserva, con lo que la capacidad total de producción de LEAG se reduciría de 7.000 a 6.000 MW.
La empresa espera un suministro “periódicamente excesivo” de fuentes de energía renovables, lo que significaría que la planta no funcionaría a alta capacidad. El tiempo fuera de servicio podría utilizarse para almacenar reservas de lignito para el invierno, añadió la empresa.
La empresa, una de las mayores operadoras de centrales de carbón de Europa, está invirtiendo en energías renovables para alejarse del carbón y eliminar gradualmente este combustible fósil, de conformidad con un acuerdo nacional, a más tardar en 2038.
A finales de marzo, el grupo inversor checo EP, del propietario Daniel Kretinsky, se hizo con el control total de LEAG, que explota minas de carbón y centrales eléctricas en varios estados del este de Alemania. El grupo EP dijo que planeaba llevar a cabo la transformación de LEAG a la escala y en el plazo previstos, informó RBB en otro artículo.
En 2024, el porcentaje de energías renovables en la generación neta de electricidad pública alcanzó un máximo histórico del 62,7 por ciento, con la energía solar pulverizando los objetivos de expansión del gobierno y el uso del carbón continuando cayendo bruscamente.
Sin embargo, mientras que en las regiones mineras del oeste de Alemania se han acordado planes para poner fin a la producción de electricidad a partir del carbón mucho antes de la fecha límite oficial de 2038, los gobiernos de los estados del este se han mostrado hasta ahora mucho más reacios, alegando preocupaciones por la seguridad del suministro. El próximo gobierno alemán ha manifestado su intención de respetar la fecha acordada para la eliminación progresiva del lignito en 2038.
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