Queda sólo una semana para la presentación de ofertas de la Licitación de Suministro 2025/01 de Chile. El próximo viernes 14 de noviembre se entregarán las propuestas del proceso que subastará 1680 GWh para abastecer las necesidades de los clientes regulados a partir de 2027 y solamente por un período de sólo cuatro años (hasta el 31 de diciembre de 2030 inclusive).
La convocatoria está segmentada en cuatro bloques zonales, y cada uno se subdivide en tres bloques horarios: el Bloque A cubre de 00:00 a 07:59 horas y de 23:00 a 23:59; el Bloque B, de 08:00 a 17:59; y el Bloque C, de 18:00 a 22:59.
Sin embargo, una de las claves es que se trata de una licitación de corto plazo, por lo que desde el sector se anticipa que los PPAs no estarán apalancados en nueva infraestructura, sino en excedentes de energía o energía des-contratada de portafolios existentes.
“Los players naturales serán comercializadoras y proyectos utilities de gran escala, habituadas a operar contratos de mediano plazo y que tienen portafolios que colocan contratos de 4, 6 u 8 años de horizonte”, aseguraron fuentes cercanas a Energía Estratégica.
Y si bien en esta oportunidad no hay estímulo económico para las ofertas que tuvieran respaldadas parcial o totalmente con almacenamiento o generación renovable no variable, la industria energética no descarta que haya proyectos BESS que compitan por los 1680 MWh, especialmente en el caso de empresas que buscan securitizar ingresos futuros mediante contratos PPA o que disponen de portafolios de proyectos listos para materializar.
“Son dos tipos de jugadores participarán ahora, sobre todo considerando que el riesgo de una sobre instalación de batería está a la vuelta de la esquina”, apuntaron.
Todas estas orientaciones convierten al costo marginal en el principal punto de referencia para estructurar las ofertas, reemplazando al CAPEX (gastos de capital) como señal de precio.
“Dependerá de la perspectiva de riesgo que tenga un jugador, de lo que espera del precio mayorista del mercado, que ha tendido a estabilizarse en los últimos meses”, analizaron desde la industria eléctrica.
El antecedente más directo de precios en el mercado regulado es el resultado de la licitación de suministro 2023, en la que Enel se adjudicó la los 3600 GWh/año subastados (1500 GWh en el bloque N°1 y 2100 GWh en el bloque N°2 – la totalidad de la convocatoria) en los tres sistemas zonales contemplados y en todos los sub-bloques horarios, a un precio de USD 56,679 MWh.
A partir de esa cifra, el mercado proyecta precios iguales o superiores a ese umbral de casi USD 56 MWh. Si bien no se descarta que surjan ofertas más agresivas, las condiciones actuales reducen el espacio para maniobras arriesgadas.
“Puede haber precios más bajos, pero es complicado porque la licitación cuenta con poco volumen a subastar, sumado a que se deben considerar los indicadores del precio medio de oferta y el de adjudicación”, plantearon desde el sector.
“En los últimos procesos hubo players que hicieron una jugada arriesgada fuera del mercado, con precios muy agresivos e insostenibles, y quedaron después del mercado con precios promedios, aunque fuera de la adjudicación. Eso podría pasar acá si alguien toma mucho riesgo”, agregaron con este portal de noticias.
En paralelo, el escenario regulatorio añade un factor de incertidumbre difícil de ignorar. Tras el error en el cálculo de tarifa por parte de la CNE, se activó un “frenesí legislativo” que incluye propuestas con poco respaldo parlamentario pero potencial de impacto, como eventuales mecanismos de Precios Estabilizados al Cliente (PEC).
A esto se suma la incertidumbre por la definición del Decreto Supremo 125, considerado la última pieza pendiente para establecer las reglas operativas del almacenamiento, lo que también podría repercutir en la cantidad de oferentes como en que el mercado traspase esos riesgos de manera implícita con un precio más elevado
Es decir que el escenario competitivo de la Licitación de Suministro 2025/01 se diferencia claramente de los años más activos del mercado eléctrico chileno (hubo ciclos con decenas de oferentes y hasta precios récord) pero que también podría marcar una referencia clave para las renegociaciones previstas hacia 2026.
“El próximo viene con renovación de contratos de los jugadores restantes, que mirarán el precio de esta licitación como señal de precio”, proyectan. Por eso, más allá del volumen adjudicado, el llamado actual funcionará como un termómetro de apetito inversor y de posicionamiento estratégico.
“Las convocatorias de la CNE siempre son una buena señal para medir el interés del mercado”, concluyen desde el sector, que observan con atención lo que ocurra el próximo viernes. En juego no solo está la adjudicación de energía, sino también el rumbo que tomará el mercado eléctrico chileno en los próximos años.
Costa Rica reforzó su posición como líder regional en energías limpias con una estrategia integral que combina nuevas licitaciones, proyectos emblemáticos y reformas regulatorias. Coincidiendo con el inicio de la COP30, la nación centroamericana se presenta con una matriz eléctrica que supera el 98% de generación renovable y un plan robusto para sostener ese liderazgo en el mediano y largo plazo.
“Costa Rica mantiene una de las matrices eléctricas más limpias del mundo”, afirmó Ana Lucía Alfaro Murillo, Projects Director y asesora senior en energía y sostenibilidad en Biomatec, al destacar el reto de sostener esa ventaja competitiva frente al crecimiento de la demanda y los impactos climáticos.
Entre 2026 y 2034, el país desplegará nuevas plantas solares, repotenciará parques eólicos y sumará más de 100 MW de geotermia firme. En concreto, se prevé la entrada en operación de cinco plantas solares privadas y tres públicas a partir de 2027, así como la repotenciación del parque eólico Tejona en enero del mismo año.
A su vez, el proyecto Borinquen I (55 MW) ya se encuentra en construcción, y Borinquen II y PLB-01, también geotérmicos, apuntan a estar listos hacia 2032.
“La consolidación de la geotermia permitirá incrementar la oferta de energía firme y gestionable en la matriz”, destacó Alfaro Murillo.
Para cubrir la demanda durante esta transición, el ICE contempla la contratación temporal de 240 MW de generación térmica entre 2026 y 2028, asegurando confiabilidad mientras avanzan los nuevos proyectos y se moderniza la infraestructura hidroeléctrica existente.
El inicio de la COP30, que se desarrolla desde hoy, encuentra a Costa Rica en una posición activa en la agenda climática internacional. El país buscará ampliar su acceso a financiamiento climático, apelando a su compromiso ambiental, a pesar de su reciente clasificación como país de renta media-alta.
“La cumbre puede fortalecer la movilización de recursos internacionales, facilitar el acceso a tecnología y consolidar una cartera de proyectos bancables”, planteó la ejecutiva, quien resaltó el potencial de instrumentos como los canjes de deuda por clima y el blended finance para financiar geotermia, almacenamiento y eficiencia energética.
Sin embargo, el avance técnico no ha sido acompañado aún por una modernización normativa suficiente. Costa Rica carece de un mercado formal para servicios como regulación secundaria, respaldo de capacidad firme o flexibilidad. En este marco, Alfaro Murillo advirtió: “Se vuelve indispensable definir reglas que valoren la flexibilidad y el almacenamiento”, citando la necesidad de reconocer tecnologías como BESS, hidroeléctricas con embalse y geotermia modulable.
A pesar de que la Ley 10086 (2022) abrió el camino para el autoconsumo y las comunidades energéticas, persisten trabas tarifarias, de interconexión y administrativas. “Aunque se han abierto caminos, aún existen barreras tarifarias, de interconexión y procesos”, señaló la directora de Biomatec, quien propuso un reglamento operativo unificado entre ARESEP, ICE y las distribuidoras.
En paralelo, Costa Rica apunta a incorporar 120 MW de almacenamiento energético con duración de 4 horas entre 2031 y 2034, aunque aún no cuenta con un marco tarifario que reconozca su operación, interconexión y retribución.
Uno de los ejes técnicos del plan nacional es la ejecución del Plan de Expansión de la Transmisión (PET 2024–2034). Esta hoja de ruta contempla nuevas líneas y subestaciones para evacuar la generación variable prevista en Guanacaste, Puntarenas y la Zona Norte, así como el fortalecimiento de la interconexión con el Mercado Eléctrico Regional (MER).
“Es clave integrar el PET con el Plan Nacional de Energía 2025–2035 y los compromisos climáticos”, remarcó Alfaro Murillo, subrayando la importancia del planeamiento energético a largo plazo con criterios de sostenibilidad ambiental y social.
No obstante, la burocracia sigue siendo uno de los mayores obstáculos para el despliegue renovable, afectando incluso a proyectos estratégicos. “Muchos enfrentan demoras por trámites superpuestos entre MINAE, SETENA, CFIA, municipalidades y el propio ICE”, indicó la entrevistada, quien sugirió una ventanilla única energética o un fast-track verde para dinamizar la inversión nacional y extranjera.
“Estas medidas fortalecerán la competitividad del sistema eléctrico costarricense y facilitarán el acceso a financiamiento climático internacional”, concluyó Ana Lucía Alfaro Murillo.
Con más del 40% del market share en Perú, JA Solar fortalece su liderazgo en el segmento fotovoltaico, con presencia consolidada tanto en proyectos utility scale como en generación distribuida. Desde la compañía aseguran que esta posición privilegiada responde a una estrategia de largo plazo basada en productos con tecnología probada, bajo riesgo financiero y fuerte adaptación al territorio.
“La solución específica que estamos ofreciendo hoy en día es el módulo fotovoltaico, con foco en aquellos que tienen más track record de mercado, que son robustos”, manifestó Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM de JA Solar, en el marco de una entrevista exclusiva en Future Energy Summit (FES) Perú.
Donzino explicó que uno de los objetivos principales de la compañía es reducir el riesgo del cliente al mínimo posible, especialmente en proyectos donde el componente financiero es determinante. “La forma de hacerlo es ofreciendo productos que están probados, que tienen un track record, que sabes que van a cumplir lo que prometen”, destacó.
Mire la entrevista completa con Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM de JA Solar: https://youtu.be/YAbYfR-XhuA
En este sentido, el módulo JAM66D45 se convierte en el producto insignia de la firma en el mercado local. “Es uno de nuestros módulos más probados en distintos ecosistemas. Está funcionando en condiciones como las del Perú: zonas desérticas, de altura con lluvia y otras con humedad”, detalló el ejecutivo. El portafolio se complementa con otras variedades de módulos, todos validados previamente en escenarios complejos.
Además del soporte tecnológico, JA Solar mantiene una presencia local integral, tanto comercial como técnica, que le ha permitido afianzarse en proyectos de gran escala. Entre los más emblemáticos se encuentra la adjudicación de CSF Illa en Arequipa de 472 MW, que será el parque solar más grande de Perú, en el segmento utility, así como el proyecto de generación distribuida más grande de agroindustria y otros desarrollos vinculados al autoconsumo.
“Tenemos presencia con distribuidores, con proyectos grandes, tanto Infinity como agroindustria. La presencia en el mercado peruano es fuerte”, aseguró.
Desde su visión regional, Donzino considera que Perú está en la antesala de un crecimiento acelerado, impulsado por reformas regulatorias que destraben el desarrollo solar en autoconsumo. “Cuando esté habilitada la inyección a red, va a impulsar el mercado de generación distribuida en Perú”, sostuvo.
La firma viene trabajando con dos distribuidores clave en el país y cree que su experiencia previa en ecosistemas similares, como el proyecto minero en Catamarca, Argentina, será clave para el crecimiento peruano. “Ya tenemos casos de aplicación reales y podemos trasladar esa experiencia al mercado peruano”, detalló Donzino, destacando cómo los aprendizajes regionales se transforman en ventajas competitivas.
En cuanto a los desafíos, el ejecutivo identificó en la normativa uno de los principales puntos de atención. Si bien el país cuenta con un entorno geográfico ideal para el desarrollo fotovoltaico —con zonas de alta radiación solar y condiciones térmicas favorables—, la falta de reglamentación clara sobre inyección a red y compensación de excedentes ralentiza el crecimiento de la generación distribuida.
Aun así, desde JA Solar creen que el avance es inevitable. “Nos estamos posicionando en la antesala de lo que es el boom, tanto en utility scale como en generación distribuida, con los nuevos reglamentos”, remarcóDonzino.
La compañía, fundada en 2005 y con sede en Shanghái, opera hoy con doce bases de producción y una red comercial global. Produce obleas, celdas, módulos y plantas fotovoltaicas, y ya ha suministrado más de 300 GW de potencia acumulada a nivel mundial. En 2023, se consolidó como el mayor proveedor global de módulos solares por volumen, según datos de InfoLink y PV Tech.
Con esta base, JA Solar ve a Perú como un mercado estratégico a mediano y largo plazo. “Contar con presencia local, una red consolidada de distribución, experiencia técnica y productos adaptados al entorno nos deja muy bien posicionados para acompañar el crecimiento que se viene”, concluyó el referente de la compañía.
La Embajada de Canadá en Argentina y la Cámara de Comercio Argentino Canadiense (CCAC) realizarán del seminario internacional “De Alberta a Mendoza, Gestionando la Complejidad de los Campos Maduros”. La jornada se llevará a cabo el lunes 17 de noviembre a las 9 horas en el Diplomatic Hotel, en la ciudad de Mendoza, y estará destinado a operadoras y proveedores del sector energético.
El encuentro reunirá a especialistas y compañías líderes de la provincia canadiense de Alberta, una de las regiones más avanzadas del mundo en gestión de campos maduros y tecnologías para la optimización de producción. Durante la jornada de la mañana se desarrollará el seminario técnico, mientras que por la tarde se llevará a cabo una ronda de negocios entre empresas locales y la delegación canadiense.
Seminario
La misión empresarial está integrada por compañías innovadoras interesadas en explorar oportunidades de asociación, transferencia tecnológica, provisión de servicios, capacitación y desarrollo conjunto con actores de la industria argentina.
Entre las empresas participantes se destacan:
Adaga Solutions: soluciones para perforación, completamiento y análisis en tiempo real (ePerform, eReport, eStream, eSteering).
Brace Tool: fabricante de herramientas de control de flujo, presión y accesorios wireline/slickline para operaciones de fondo de pozo.
Cognitive Systems: monitoreo de condición, automatización y control de maquinaria eléctrica rotativa.
Computer Modelling Group (CMG): líder mundial en simulación avanzada de yacimientos y análisis geocientífico.
DataCan Services: diseño, fabricación y servicio de herramientas de medición de presión y temperatura para fondo de pozo y superficie.
Lateral Completions: especialista en tecnologías solubles para terminación de pozos, como dissolvable frac plugs.
SAIT (Southern Alberta Institute of Technology): instituto politécnico con programas de capacitación técnica a medida para la industria energética.
SSI Artificial Lift: equipos inteligentes de artificial lifting para optimizar la producción sin detener la operación.
Team Snubbing: operador global de equipos de snubbing y control de presión para reacondicionamiento seguro y eficiente de pozos.
Validere: plataforma tecnológica para gestión de datos, calidad de fluidos y monitoreo ambiental, incluyendo emisiones de alcance 1, 2 y 3.
El encuentro representa una oportunidad estratégica para fortalecer los lazos entre Canadá y Argentina en materia de energía, innovación y sostenibilidad, y promover la colaboración entre ambos ecosistemas industriales.
Nordex Group ve en Colombia una oportunidad estratégica para el crecimiento eólico en Latinoamérica. Con más de 80 GW contratados a nivel global, la compañía considera que el recurso en La Guajira es uno de los más competitivos del continente por su alto rendimiento y la posibilidad de generar energía estable durante todo el día.
Sin embargo, José Esteva, Technical Sales Engineer Latam de la compañía afirmó: “No hay forma de que ningún proyecto eólico aquí sea viable si no resolvemos la transmisión”, durante su participación en el Future Energy Summit Colombia.
El ejecutivo remarcó que, si bien existe un interés claro de inversión en el país, la infraestructura de transmisión representa el principal obstáculo para el desarrollo de nuevos parques y la entrada en operación de los ya adjudicados.
La falta de avance en la línea colectora no sólo retrasa el cronograma de los desarrolladores, sino que también incrementa los costos por equipos inmovilizados y afecta la confianza de los inversionistas internacionales.
La desactualización arrastra una compleja combinación de factores. El tramo adjudicado en 2019 debía entrar en operación el 30 de noviembre de 2022, pero se ha visto sujeto a extensos retrasos por más de 9 000 dias adicionales, según el consorcio ejecutor.
Entre las causas se han declarado: consultas previas con más de 200 comunidades étnicas que se extendieron debido a la pandemia; trámites de licencia ambiental aún pendientes; y concesión de servidumbres en zonas de difícil acceso.
En concreto, más de 1.5 GW de capacidad eólica adjudicada permanecen parados por esta obra. Según la compañía, la señal del mercado es clara: si se habilita la evacuación de energía, el capital podría activarse de forma inmediata para completar las obras y expandir la capacidad renovable del país.
“Las voces están elevadas. Lo que hay que hacer es escucharlas y poner en ejecución los cambios”, remarcó el representante de Nordex.
Además de la transmisión, existen otros desafíos que impactan la materialización del pipeline eólico colombiano. Entre ellos, la transportabilidad de equipos en ciertas regiones del país, donde puentes y accesos limitan el traslado de componentes de gran escala.
A su vez, se mencionó en el panel la importancia del vínculo con las comunidades como un factor clave para el desarrollo sostenible de los proyectos, una variable que —indicó el vocero— requiere tiempo, diálogo permanente y una comprensión precisa de cada territorio.
Superar estas limitaciones permitirá que el recurso eólico más competitivo de Latinoamérica —ubicado en la costa Caribe colombiana— pase del potencial a la operación, consolidando nuevas inversiones y aportando energía firme al sistema eléctrico nacional.
Adaptarse al mercado colombiano
En la lista de proyectos en los que Nordex está involucrada se señalaron aquellos que trabajan con la modalidad de contratación, donde se ofrece al mercado dos esquemas según la experiencia y necesidades del desarrollador.
“Para clientes con menos experiencia trabajamos con un modelo llave en mano, donde asumimos obra civil, eléctrica y montaje del aerogenerador”, explicó Esteva.
Por otra parte, para operadores con mayor trayectoria y control sobre el proyecto, la propuesta más común es el modelo Turbine Supply Agreement (TSA), que garantiza el suministro, montaje y comisionamiento del aerogenerador con fechas acotadas, permitiendo optimizar costos y eficiencia en la ejecución.
En este marco, Nordex considera que el país se encuentra frente a un punto de inflexión: con decisiones rápidas sobre infraestructura y gestión territorial, Colombia podría recuperar el ritmo de ejecución y posicionarse como un hub eólico de referencia en la región andina.
Guatemala atraviesa una crisis energética causada por el crecimiento desordenado de la generación renovable, sin infraestructura de respaldo ni mecanismos de flexibilidad. A pocos días del inicio de la zafra 2025-2026, el sistema eléctrico ya registra vertimientos en plantas como Chixoy y Aguacapa, con excedentes de entre 100 y 250 MW. Los precios spot han caído a 0,63 USD/MWh, en un contexto de inestabilidad regional creciente.
“Tal como había predicho, el exceso renovable está empujando al sistema eléctrico al límite”, señaló Ottoniel Isaías Alfaro, presidente de la Asociación de Autoproductores con Energías Renovables de Guatemala (AAERG).
La sobreoferta afecta especialmente a los autoproductores, que hoy enfrentan restricciones operativas, dificultades para comercializar su energía y pérdidas económicas por no poder vender lo generado.
“Estos precios spot bajos crean un espejismo que podría inducir decisiones erróneas, como evitar invertir o reinvertir en sistemas de autoproducción”, advirtió. El precio promedio bajó más del 40% en un año: de US$214/MWh en mayo de 2024 a US$124/MWh en el mismo mes de 2025.
“Los vertimientos forzados implican un desperdicio de energía generada, sin ingresos por exportación o venta”, agregó. Las pérdidas en este escenario podrían superar los millones de dólares para un sector que recientemente instaló más de 200 MW entre autoproductores y generación distribuida.
El entrevistado apuntó a la raíz del problema: la ausencia de planificación. “Guatemala lleva más de cinco años sin una licitación ni un plan integral para el crecimiento en energía y su transporte”, afirmó. La reciente PEG-5-2025 fue lanzada para ofrecer contratos a 15 años, pero llega tarde y no responde a los desafíos actuales.
La licitación PEG-5-2025, publicada por el Administrador del Mercado Mayorista (AMM), contempla la adjudicación de hasta 235 MW de potencia firme y energía asociada para nuevos proyectos con inicio de suministro a partir de 2027. Sin embargo, diversos actores del sector cuestionan que su alcance es insuficiente frente a la magnitud del crecimiento renovable y la falta de infraestructura de respaldo como el almacenamiento.
Además, cuestionó los límites de la Política Energética 2019-2050: “No contempla el derecho a consumir la energía y luego venderla; solo lo renovable tiene ese privilegio, lo que restringe el campo de acción”.
Desde la Asociación, proponen habilitar almacenamiento con baterías como solución prioritaria y activar el mercado minorista para los autoproductores para un mayor sentido económico a la inversión, tomando como referencia el financiamiento por US$250 millones del BID en 2025 para minirredes rurales con baterías.
El marco normativo actual tampoco facilita las inversiones. “El gobierno debería implementar un plan de educación sobre energías renovables e incentivos para quienes realicen estas inversiones”, planteó, proponiendo incorporar créditos fiscales para baterías, como en proyectos regionales que alcanzan hasta 30% de penetración renovable con respaldo.
Frente al inicio inminente de la zafra, la ventana de tiempo para corregir es mínima. “A menos de dos semanas de la zafra, sería conveniente evaluar los parámetros de operación seguros de los cogeneradores”, propuso. Con proyecciones hidrológicas poco favorables, reconoció que “es casi inevitable evitar estos vertimientos sin comprometer a la agroindustria”.
En ese marco, AAERG exige actualizar la Estrategia para la Transición Energética, propuesta por AGER, que busca evitar desequilibrios como los registrados en mayo de 2025. También llaman a establecer alianzas público-privadas para almacenamiento y diversificación, con inversiones superiores a US$8.000 millones y capacidad de llevar el sistema al 88% de generación renovable integrada.
“Queda mucho camino por recorrer”, concluyó Alfaro. Pidió a las autoridades abrir espacios de diálogo técnico-financiero con los distintos sectores. “Superamos los 200 MW instalados y evitamos cortes en los dos últimos veranos”, recordó. A su juicio, sin una acción estructural e inmediata, el sistema volverá a tropezar con los mismos errores que hoy generan pérdidas, ineficiencia y desconfianza en las inversiones renovables.
La construcción de granjas solares de 1 MW de capacidad se perfila como uno de los segmentos más dinámicos de la transición energética en Colombia. Una historia detrás de esta realidad es la de Acema Ingeniería, compañía que en tres años pasó de ser contratista en obras eléctricas a convertirse en una de las principales desarrolladoras de generación distribuida del país, con 20 plantas en ejecución y una meta de 300 proyectos en los próximos años.
“El mercado colombiano ofrece una oportunidad única: un entorno regulatorio que facilita los permisos, estabilidad climática y alta radiación solar durante todo el año”, explicó Alejandro Zapata Ferraro, CEO de Acema Ingeniería.
En diálogo con Energía Estratégica, el ejecutivo afirmó que la Resolución CREG 174 fue clave para habilitar proyectos de pequeña escala con trámites de conexión más ágiles —en algunos casos, de hasta 90 días—, lo que atrajo a nuevos inversionistas y generó una ola de desarrollo local.
Las granjas de 1 MW, con una inversión promedio de un millón de dólares, se convirtieron en un modelo replicable y financieramente atractivo.
“Encontramos este espacio donde el retorno está asegurado por la estabilidad del recurso solar y la demanda constante de energía”, destacó Zapata, quien adelantó que Acema ya trabaja con clientes como ERCO, Sun Colombia y la estatal Urrá, además de iniciar su expansión internacional en República Dominicana, Ecuador, Argentina y Paraguay.
El crecimiento de la compañía refleja la maduración del segmento: en 2024, Acema aumentó sus ingresos un 367%. Su meta para 2025 es construir una granja solar de generación distribuida en un máximo de 120 días, cumpliendo con los estándares de seguridad y normatividad nacional e internacional.
De acuerdo con datos del sector, entre 2018 y 2023 se instalaron alrededor de 150 MW de energía solar de pequeña escala y generación distribuida en Colombia, pero el crecimiento se aceleró notablemente a partir de 2024. Ese año, el país sumó más de 215 MW adicionales y alcanzó una capacidad acumulada cercana a los 450 MW en autogeneración y mini-granjas solares,
Zapata enfatizó, sin embargo, que el desafío para un mayor despegue de estas tecnologías no sólo es técnico sino institucional, ya que «son necesarias garantías jurídicas y acceso a financiamiento estable». De esta manera señaló que aunque los incentivos tributarios ayudan, el país debe ofrecer más seguridad a los inversionistas con el respaldo de deuda.
Asimismo, de cara a un 2026 con elecciones, manifestó la importancia de que la próxima administración priorice una visión de largo plazo para evitar riesgos de racionamiento o apagones y consolidar la confianza del sector privado.
La expansión de las granjas solares de 1 MW marca un cambio de escala en la transición energética colombiana: una generación más descentralizada, accesible y con impacto directo en comunidades y empresas. En ese escenario, Acema Ingeniería emerge como ejemplo del potencial que puede alcanzar la generación distribuida cuando la innovación técnica se combina con visión empresarial.
La reducción de peso, la preservación estructural y la eficiencia operativa son los pilares de la solución que S-5! propone para el montaje de sistemas fotovoltaicos sobre cubiertas metálicas. Su producto estrella, el PVKIT®, es el primer sistema del mundo que elimina el uso de rieles en la fijación de módulos solares, optimizando recursos tanto en la logística como en el terreno.
El PVKIT® permite una instalación directa sin perforaciones, una ventaja crítica para la industria solar que busca evitar filtraciones y conservar las garantías estructurales de las cubiertas. Su diseño está orientado a lograr una fijación resistente, rápida y duradera, compatible con una amplia variedad de techos metálicos, incluyendo superficies curvas, trapezoidales y onduladas.
“El sistema preserva la integridad del techo, manteniendo la garantía gracias a su instalación sin perforaciones”, destacan desde S-5! en el PVBook 2025, el catálogo digital internacional elaborado por Energía Estratégica que reúne fichas técnicas, fortalezas de marca y experiencias internacionales que muestran cómo la innovación se traduce en proyectos reales.
El sistema de S-5! se entrega con piezas pre-ensambladas, lo que facilita el transporte, reduce el volumen total —a solo el 10% del que requieren las estructuras con rieles— y disminuye la huella de carbono de forma significativa.
Esta característica reduce los tiempos de instalación en al menos un 30%, permite un montaje más limpio, minimiza la cantidad de personal requerido en obra y reduce la huella de carbono en un 85%.
Con apenas tres componentes, el PVKIT® es 85% más liviano que los sistemas tradicionales y distribuye la carga estructural un 25% mejor, lo que lo convierte en una solución ideal para proyectos con restricciones de peso o con limitaciones estructurales, como sucede en naves industriales o cubiertas sin soporte intermedio.
Un ejemplo contundente de su aplicabilidad se concretó en San Pedro Sula, Honduras, donde se desarrolló la instalación solar sobre techo curvo más grande de Centroamérica: un sistema de 2.46 MW distribuido sobre 27 techos engargolados autosoportantes dentro de un parque industrial. El proyecto fue ejecutado por SEL Energía, división solar de Dicoma Corporación.
La instalación se realizó bajo condiciones técnicas exigentes: sin posibilidad de colocar estructuras de soporte adicionales, con estrictas restricciones de carga y sin permitir más de tres operarios simultáneamente sobre cada techo.
La solución combinó el sistema PVKIT® con la abrazadera S-5-H™ Mini, logrando una fijación directa y segura sin afectar la curvatura ni la estanqueidad de las cubiertas. Esta solución no solo cumplió con los requerimientos estructurales y estéticos del cliente, sino que también permitió reducir significativamente los tiempos y costos de instalación.
“Al representar solo el 10% del volumen de sistemas tradicionales, también es más fácil de transportar al sitio de instalación”, detallan desde S-5!.
En cuanto a certificaciones, el sistema cuenta con homologación UL, pruebas de carga validadas por laboratorios independientes y está 100% fabricado en Estados Unidos, garantizando estándares de calidad industrial para aplicaciones en mercados exigentes. Además, S-5! ofrece una garantía de por vida sobre sus componentes.
Por lo que en un contexto donde los proyectos fotovoltaicos requieren máxima eficiencia sin comprometer la seguridad, S-5! entrega una solución probada que responde con innovación a los desafíos técnicos y logísticos del sector solar. Y gracias al PVKIT®, los desarrolladores pueden avanzar en sus instalaciones con mayor agilidad, menores riesgos y un ahorro tangible en costos de instalación y transporte.
El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 17/11/2025 al 30/11/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se formularon 38 ofertas por un volumen total de 41,100 millones de metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de u$s 1,94 el millón de BTU en el PIST, y de u$s 2,58 el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.
Los precios en el PIST fueron desde u$s 0,51 hasta u$s 2,53 el MBTU, en tanto que los precios del gas puesto en el GBA fueron desde u$s 0,92 hasta u$s 3,42 el MBTU.
Desde Neuquén llegaron 12 ofertas por un total de 15,3 MMm3/día. Desde Santa Cruz 7 ofertas por un total de 5,4 MMm3/día. Desde Tierra del Fuego 8 ofertas por un total de 10,8 MMm3/día. Desde Chubut 5 ofertas por un volumen total de 5,3 MMm3/día. Y desde la cuenca Noroeste 6 ofertas por un total de 4,3 MMm3/día.
El ministerio de Economía dispuso iniciar el proceso de privatización parcial de Nucleoeléctrica Argentina Sociedad Anónima (NASA), operadora de las centrales nucleares del país, “en los términos del artículo 8° de la Ley Bases 27.742, y del decreto 695/2025”, que implica la venta de acciones al capital privado y el destino de otra porción accionaria a un Programa de Propiedad Participada (PPP) .
A través de la Resolución 1751/2025 publicada en el Boletín Oficial, la cartera a cargo de Luis Caputo instruyó a la Secretaría de Energía para encarar y concretar “en el plazo de doce (12) meses” contados desde la entrada en vigencia de la R-1751, la venta del cuarenta y cuatro por ciento (44 %) del paquete accionario de NASA. Otro 5 por ciento se destinará al PPP, y el 51 % quedará en manos del Estado Nacional (Secretaría de Energía – Comisión Nacional de Energía Atómica).
Con estos objetivos planteados, Economía determinó que la S.E. efectúe las siguientes acciones:
a. Realizar el inventario de los bienes tangibles e intangibles que hagan al valor de las acciones de dicha sociedad. b. Elaborar y tramitar la documentación licitatoria, técnica, societaria y contractual, respectiva del proceso de privatización de Nucleoeléctrica Argentina Sociedad Anónima, la que deberá contar con la intervención previa de la Unidad Ejecutora Especial Temporaria “Agencia de Transformación de Empresas Públicas”.
Energía podrá requerir la colaboración de la Unidad Ejecutora Especial Temporaria “Agencia de Transformación de Empresas Públicas” y de Nucleoeléctrica (NASA).
En este sentido, la Resolución instruye a la Unidad Ejecutora para que:
a. Coordine las acciones necesarias para privatizar parcialmente Nucleoeléctrica mediante una licitación pública de alcance nacional e internacional con base, conforme los términos de la ley 23.696 (Reforma del Estado-1989) y sus modificatorias, en el plazo señalado de doce (12) meses (Hasta noviembre de 2026).
b. Solicite a una entidad bancaria perteneciente al Sector Público Nacional la valuación del paquete accionario de NASA.
El artículo 4 de la R-1751 establece que el procedimiento de venta del paquete accionario (44 %) de Nucleoeléctrica será llevado a cabo a través de la plataforma CONTRAT.AR., conforme lo dispuesto en el decreto 416 de junio de 2025.
Asimismo, el artículo 5 instruye a la Dirección Nacional de Normalización Patrimonial dependiente de la Secretaría Legal y Administrativa del Ministerio de Economía, a coordinar las acciones para la “instrumentación y administración del Programa de Propiedad Participada de NASA, debiendo contar con la intervención de la Secretaría de Trabajo, Empleo y Seguridad Social del Ministerio de Capital Humano”.
Antecedentes
En los considerandos de la nueva resolución se describe que en 1994 se constituyó NASA con la finalidad de reorganizar las funciones a cargo -hasta ese momento- de la Comisión Nacional de Energía Atómica.
NASA desarrolló la actividad de generación nucleoeléctrica vinculada a la Central Nuclear ATUCHA I, a la Central Nuclear EMBALSE de Río Tercero, y la de construcción, puesta en marcha y operación de la Central Nuclear ATUCHA II, respetando las normas vigentes en materia de seguridad nuclear y radiológica.
Asimismo, se dispuso la transferencia a NASA de los activos y contratos de titularidad de la CNEA vinculados al desarrollo de la actividad de generación nucleoeléctrica, así como los correspondientes a la Central ATUCHA II, entonces en construcción, con excepción de los Convenios de Préstamo Internacional que se hubieren otorgado con tal destino, los que permanecieron en el Estado Nacional.
En la actualidad, el capital social de NASA se encuentra integrado del siguiente modo: un 1 %correspondiente a ENARSA; un 20 % correspondiente a la CNEA y un 79 % correspondiente al Estado Nacional, a través de la S.E. del Ministerio de Economía.
El Gobierno de Javier Milei argumenta para justificar la privatización “Que la intervención estatal a través del desarrollo de actividades que pueden ser efectuadas por el sector privado no ha dado los resultados esperados y ha sido incapaz de brindar una solución eficiente y rentable para el Estado Nacional”.
Y señala que “conforme surge de los estados contables de NASA, para financiar los proyectos de inversión se han recibido transferencias de capital no reintegrables de parte del Estado Nacional por un valor de $ 700.000.000 correspondientes a devengamientos del Ejercicio 2023”.
Especialistas del sector, detractores de este argumento, señalan que NASA no da pérdidas, y destacan el carácter estratégico del fuerte desarrollo alcanzado por la energía nuclear en el país, impulsado por el Estado argentino desde la década del 50 del siglo XX.
La Administración Milei, en tanto, hace hincapié en que “desde el inicio de la gestión este Gobierno ha impulsado una política de reducción del déficit fiscal y del sobredimensionamiento estatal, con el objetivo de mantener el equilibrio de las cuentas públicas”.
Y consideró que “con el fin de asegurar la continuidad de las operaciones de la empresa de manera eficiente y competitiva, resulta imprescindible promover e incrementar la incorporación de inversores privados, considerándose la privatización parcial de NASA como el medio más idóneo para alcanzar tal fin”.
Mientras tanto, el gobierno prácticamente ha paralizado los trabajos de construcción del reactor nuclear CAREM, de diseño argentino, y que presenta muy importantes grados de avance.
También frenó el proyecto de construcción de una cuarta central nuclear (con tecnología CANDU) cuyo financiamiento estuvo gestionando el gobierno anterior, con China. Estados Unidos venía observando estos proyectos.
NASA requiere financiamiento complementario para proyectos como la Extensión de Vida de la Central Nuclear Atucha I -está en curso y su reingreso al mercado eléctrico se prevé para el año 2027- y para una planta de Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados II (ASECG II), necesaria para continuar con normalidad la operación de la Central Nuclear Atucha II, cuya finalización fue realizada por ingenieros y técnicos de NASA.
En los considerandos de la R-1751 se reconoce que Nucleoeléctrica Argentina ha alcanzado, en el año 2024, un récord histórico de generación de energía de DIEZ MILLONES CUATROCIENTOS CUARENTA Y NUEVE MIL QUINCE (10.449.015) MWh netos, y un factor de carga del SETENTA Y TRES COMA TRES POR CIENTO (73,3 %), “evidenciando capacidad operativa y técnica, bajo estándares internacionales de seguridad”.
El gobierno publicó el lunes la resolución 434/25 donde se establecen una serie de pautas sobre como se comenzará a aplicar la reforma eléctrica, que se puso en marcha a comienzos de mes. Pese a que se había adelantado que los hogares pagarían el costo de generación real de la energía, el gobierno incorporó un subsidio que abarata ese monto un 12%. Además, la norma establece que las industrias (Grandes Usuarios de la Distribución -GUDIs-) abonarán la energía un 15% más barata que los hogares durante el verano, mientras que en el invierno tendrán que desembolsar un monto mayor.
La resolución de la Secretaría de Energía aprueba la Programación Estacional de Verano Definitiva para el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que tendrá vigencia entre el 1° de noviembre y el 30 de abril de 2026. Es la primera medida que publica la cartera a cargo de María Tettamanti después de la resolución 400, que es la que puso proa hacia la reforma del mercado eléctrico mayorista.
En rigor, los lineamientos de la reforma eléctrica que fijó la resolución publicada el 21 de octubre preveía que los usuarios residenciales empiecen a pagar a partir del 1° de noviembre el precio de la energía promedio que se desprende de todos los contratos PPA (Power Purchase Agreement) que tienen las generadoras con Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrica mayorista.
Se trata de los proyectos de generación bajo las resoluciones 21, 287, 220, las plantas de energía renovable del Programa RenovAr, los complejos hidroeléctricos nacionales (represas del Comahue, entre otras) y binacionales (Yacyretá y Salto Grande) y las plantas de energía nuclear. El precio mayorista promedio que surge de esta generación es de 66.374 pesos por MW por hora ($/MWh) en el horario pico.
Sin embargo, para amortiguar el impacto en las facturas, el gobierno decidió no aplicar el precio previsto por la reforma eléctrica, que hubiera implicado un aumento de más de 10% en las tarifas finales, y establecer que los hogares abonen 58.231 $/MWh. Este monto implica una reducción de 8.143 pesos (12%) en el Precio Estabilizado de la Energía y fue establecido por la cartera energética de manera discrecional ya que no corresponde a ningún costo de generación real.
Tarifas
El Anexo IV de la resolución 434/25 establece los precio de referencia de la energía sin subsidio, tal como prevé la reforma eléctrica. Sin embargo, el Anexo I tiene los precios con subsidios las empresas deben cargar en los cuadros tarifarios. Esa diferencia surge porque el gobierno decidió finalmente evitar un salto brusco en las tarifas y aplicar una suba más lenta de las facturas eléctricas. En otras palabras, la reforma eléctrica implicaba una quita de subsidios mayor a la que el propio gobierno estaba dispuesto a aplicar a partir de noviembre.
La Secretaría de Energía continuará estableciendo subas mensuales menores, que están previstas por la resolución 36, que establece un sendero decreciente en los subsidios hasta que en diciembre un hogar N2 (ingresos bajos) tenga un descuento en la factura de un 65% y un usuario N3 (ingresos medios) tenga un 50% de subsidios sobre el precio estacional de la energía. Lo más probable es que en febrero el gobierno establezca un nuevo sendero de quita gradual de subsidios para el 2026.
Industrias
La resolución 434/25 también fijó el precio de la electricidad para las industrias y grandes comercios, que se denominan GUDIs. La decisión del gobierno generó que la energía sea más barata para los Grandes Usuarios de Distribución que para los hogares, cuando siempre ocurrió lo contrario. En los hechos, si los usuarios residenciales pagarán durante el próximo verano 58.281 $/MWh, la resolución establece que las industrias paguen en el mismo período 49.496 $/MWh. Es decir, un precio 15% más bajo.
Esto es así porque los GUDIs se abastecen con la energía generada por máquinas viejas (como se conoce en la jerga) del mercado spot. Estas máquinas en el verano funcionan con gas natural, que es más barato porque hay mucha más oferta entre diciembre y abril por la estacionalidad en el consumo que tiene el país. En el invierno esta relación de precios se invertirá y va a ser más barata la energía para los hogares.
En el parque de generación de energía están las plantas que tienen contratos en dólares, que son inversiones que se hicieron en los últimos 10 años y las compañías las tienen que repagar también con un precio en dólares. También hay centrales de generación que tienen más de 15 o 20 años y el Estado las remunera con un esquema que se llama Costo Plus, que también se la conoce como potencia viaja.
Pedido de las empresas
Las distribuidoras advirtieron que un aspecto clave sobre el precio de la energía y el nivel de subsidios para los hogares estaba redactado de manera ambigua en la resolución 434/25. Fuentes del sector confirmaron a EconoJournal que, luego de una reunión con funcionarios de la cartera energética y las distribuidoras eléctricas, el gobierno emitirá una nota para aclarar la redacción.
Las distribuidoras objetaron el párrafo del Anexo I que afirma que “los Precios Estacionales de la Energía aquí consignados incluyen las bonificaciones determinadas por la Secretaría de Energía, como Autoridad de Aplicación del Decreto N° 465/24 y normas reglamentarias y complementarias”.
Los abogados de las empresas de distribución afirman que la redacción da a entender que el precio estacional de 58.281 $/MWh ya incluye las bonificaciones para los N2 y N3. Por lo tanto, ese sería el valor que también deberían pagar los sectores de ingresos medios y bajos. Sin embargo, en el gobierno dejaron claro que eso no es así y que a ese monto se le aplicará la bonificación. Eso es lo que van a precisar en la nota aclaratoria.
Cerro Vanguardia comenzó a producir oro y plata en 1998. El plan original proyectaba para la mina una vida útil de alrededor de 10 años porque en la etapa de factibilidad se conocía un número limitado de vetas auríferas. Sin embargo, las campañas de exploración permitieron identificar nuevas vetas y extensiones y las mejoras tecnológicas incrementaron la productividad. Esa situación llevó a recalcular las reservas y extender varias veces la vida útil del emprendimiento. La mina ya lleva 27 años en producción –en junio de 1998 comenzó a producir y en septiembre realizó la primera colada– y AngloGold Ashanti trabaja para extender de nuevo su vida útil con el proyecto Michelle, mientras avanza con el plan de cierre.
Cerro Vanguardia está ubicada en el norte de Santa Cruz, a 150 kilómetros de San Julián. Desde sus inicios lleva acumulados 130 pits, tal como se conoce en la jerga al tajo o excavación a cielo abierto desde donde se extrae el mineral. En la actualidad tiene 10 pits activos y 9 minas subterráneas en operación.
El record de producción se registró en 2017/2018 cuando la mina alcanzó 300 mil onzas de oro y cerca de 7 millones de onzas de plata. En esos años la ley promedio de oro, como se denomina en la jerga a la concentración de metal en la roca, estuvo en torno a los 6,5 gramos por tonelada y ahora ese valor cayó a unos 3 gramos.
La ley baja no significa que la mina esté agotada, sino que ya se extrajeron las zonas con mayor concentración de oro y ahora la operación se sostiene a partir del descubrimiento de nuevas vetas, mejoras en recuperación metalúrgica –el proceso que permite extraer el oro de la piedra– y minería subterránea más selectiva.
Proyecto Michelle
La vida útil de Cerro Vanguardia está prevista actualmente hasta 2028, pero la empresa busca extender ese horizonte con el proyecto Michelle, un nuevo sector del mismo distrito minero. No es una mina nueva separada, sino una ampliación de zonas mineralizadas que se planea incorporar a la mina subterránea.
Si bien Michelle está dentro del mismo distrito geológico –el Macizo del Deseado— no era originalmente propiedad de la empresa Cerro Vanguardia. A fines de 2024 se lo adquirieron a la minera Don Nicolás. “En septiembre comenzamos los trabajos de exploración y en función de los resultados que dé la geología vamos a determinar cuál es el volumen, cuánta ley tiene y cuánto podremos llegar a extender a la vida útil de Cerro Vanguardia”, destacó a EconoJournal Agustín Del Castillo, gerente de Relaciones Institucionales de la compañía.
La vida útil de Cerro Vanguardia está prevista actualmente hasta 2028.
Cierre de mina
Al mismo tiempo que busca extender su vida útil, Cerro Vanguardia avanza con el plan de cierre de la mina. Aunque parezca contradictorio, los dos procesos ocurren en paralelo en la minería moderna. La ley exige que toda mina tenga un plan de cierre desde el día que inicia. Es decir, aunque la empresa siga operando, debe tener previsto cómo desarmar, remediar y restaurar el sitio cuando concluya su actividad. El plan de cierre se va actualizando en cada etapa, justamente para que la remediación no quede improvisada al final.
“Santa Cruz es la única provincia que tiene una ley de cierre de minas. Lo que se debe ir haciendo son presentaciones parciales cada dos años. Nosotros fuimos dando todos los pasos para que nos aprueben la quinta versión y empezamos a trabajar en la sexta. La ley te ordena y te da un norte para seguir”, señaló Del Castillo.
Como parte del plan de cierre, se va trabajando en distintos objetivos como reforestar determinadas áreas o armar un talud alrededor de un pit para que no pasen los animales.
La Agencia de Desarrollo de Puerto San Julián también cumple un rol clave porque se ocupa de promover el desarrollo económico local y diversificar la matriz productiva de la zona, que depende fuertemente de la minería. Es una entidad mixta financiada por Cerro Vanguardia que realiza cursos de capacitación y formación, otorga créditos para emprendedores y financia proyectos dentro de la comunidad, en infraestructura, salud, educación, deporte y cultura. “Continuamos trabajando para que la gente se forme y empiece a pensar en un escenario de posminería. Atado a esto, también están los créditos que otorga la agencia para los emprendedores que presenten un proyecto”, concluyó Del Castillo.
Pluspetrol, la petrolera independiente argentina, llevó a cabo el Foro de Contratistas de Argentina en la ciudad de Neuquén, con el objetivo de fortalecer la gestión conjunta. Se trata de un espacio de reflexión, alineación y trabajo conjunto.
Este evento forma parte de una serie de Foros que la compañía organiza periódicamente con sus contratistas, con una versión local que esperamos repetir anualmente en la Argentina.
Foro de Contratistas de Argentina, organizado por Pluspetrol el pasado 4 de noviembre en la ciudad de Neuquén
Participación y objetivos del foro
En esta edición, se invitó a 15 principales contratistas de las áreas de Operación, Mantenimiento, Drilling & Completion y Facilities que brindan servicios en sus activos.
El propósito de esta jornada fue generar diálogos constructivos en torno a la seguridad de las operaciones, identificado los principales desafíos, fortalezas y oportunidades de mejora, y finalmente estableciendo líneas de acción vinculadas a temas clave como el Liderazgo para la Gestión de Riesgos, la Disciplina Operacional y las Competencias de los equipos de trabajo.
“Este espacio refleja el compromiso de la compañía con la de Seguridad de Procesos. Más de 60 personas, incluido el Country Manager de Pluspetrol Argentina, unidos por un objetivo común: alcanzar, garantizar y construir juntos un crecimiento seguro y sostenible a largo plazo”, indicaron desde la empresa.
Producción
Pluspetrol tiene presencia en la Argentina –donde es el cuarto productor de gas y de petróleo-, en Perú, lugar en el que se ubica como el primer productor de gas y de petróleo–, en Ecuador, Estados Unidos, Países Bajos, y Uruguay.
Este año se convirtió en el principal exportador de gas hacia Uruguay a partir de la comercialización de gas extraído en Vaca Muerta. La compañía controlada por accionistas locales es la nueva proveedora de la Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Pórtland (Ancap), la empresa pública uruguaya que se encarga de la provisión de gas natural a la totalidad de los usuarios del país vecino.
La Ciudad de Buenos Aires comenzó a probar el Trambus eléctrico, el nuevo sistema de transporte que busca unir distintos barrios con un recorrido transversal, moderno y completamente sostenible. Las pruebas iniciales se realizan sobre la Línea 34, con la capacitación de choferes, chequeos técnicos y recorridos experimentales previos a su puesta en marcha definitiva.
El primer tramo, denominado T1, unirá la Costanera Norte, a la altura del Aeroparque Jorge Newbery, con el Centro de Trasbordo Sáenz, en Nueva Pompeya. A lo largo de 12,5 kilómetros, atravesará Palermo, Villa Crespo, Caballito, Almagro, Parque Chacabuco, Boedo, Parque Patricios y Nueva Pompeya, integrando los principales corredores de la ciudad.
Según explicó el ministro de Infraestructura porteño, Pablo Bereciartua, el Trambus será “una especie de subte en superficie, similar al Metrobus, pero más moderno, 100 % sostenible, adaptado a personas con discapacidad y silencioso, lo que reducirá también la contaminación sonora”.
El Trambus eléctrico está compuesto por unidades de nueva generación, con motores 100 % eléctricos, autonomía de 170 kilómetros y una velocidad máxima de 60 km/h. Cada vehículo tiene capacidad para 30 pasajeros —13 de ellos sentados—, cuenta con accesibilidad universal y fue diseñado para operar en carriles exclusivos, lo que optimizará los tiempos de viaje.
Su desarrollo responde a la necesidad de reducir la huella ambiental del transporte urbano. Al no emitir gases contaminantes ni ruido, los Trambus se suman a la política porteña de movilidad sustentable, que ya incluye colectivos eléctricos en prueba y una red de ciclovías que supera los 300 kilómetros.
Además, el sistema busca integrarse al entramado metropolitano, garantizando un acceso más eficiente a los distintos modos de transporte y facilitando los traslados diarios de miles de usuarios.
Recorridos y conexiones con subtes y trenes
El T1 se enlazará con cinco líneas de subte:
D (Palermo)
B (Dorrego)
A (Acoyte / Río de Janeiro)
E (Av. La Plata)
H (Hospitales)
Y también con cuatro líneas de tren:
Belgrano Sur (Sáenz)
Sarmiento (Caballito)
San Martín (Villa Crespo y Palermo)
Mitre (Tres de Febrero)
Esta integración permitirá una conectividad transversal inédita en la Ciudad, combinando distintos medios de transporte en un solo trayecto fluido. Las estaciones modernas y los carriles exclusivos serán parte de la infraestructura de apoyo para garantizar la eficiencia del sistema.
¿Cuándo comenzará a funcionar el Trambus?
El primer ramal, denominado Trambus 1 (T1), se pondrá en funcionamiento en 2026, conectando la Costanera Norte, a la altura de Aeroparque, con el Centro de Trasbordo Sáenz, en Nueva Pompeya. El recorrido atravesará algunos de los barrios más densamente poblados de la Ciudad, como Palermo, Caballito, Almagro y Parque Patricios, favoreciendo una conexión transversal entre norte y sur.
Un año más tarde, en 2027, comenzará a operar el Trambus 2 (T2), que recorrerá el oeste porteño uniendo Belgrano C (tren Mitre) con San Pedrito (línea A), atravesando Flores, Villa del Parque, Agronomía y Villa Urquiza, entre otros barrios.
El ministro de Infraestructura y Movilidad de la Ciudad precisó que el nuevo sistema contará con estaciones modernas, carriles exclusivos y vehículos completamente eléctricos. “El TRAMBUS muy pronto también dejará su huella en la Avenida Juan B. Justo. El T1 conectará Nueva Pompeya con el Aeropuerto a lo largo de 12,5 km, con estaciones modernas, vehículos 100% eléctricos y carriles exclusivos”, afirmó.
Según replicó la agencia Noticias Argentinas, durante una nueva audiencia en Nueva York, los demandantes y beneficiarios del fallo que ordena pagar US$ 16.000 millones por la nacionalización de YPF denunciaron “el incumplimiento total” de la orden de Preska.
La jueza había pedido estas comunicaciones porque desea determinar la relación entre la petrolera y el Estado argentino para de esta forma luego intentar embargar activos del país y de esta forma sustanciar el pago de su sentencia.
Esta causa es una derivación del juicio original y no está vinculada directamente a la apelación directa del fallo que tuvo lugar la semana pasada. El juicio que comenzó en 2015.
Defensa Argentina en el caso YPF
Según fuentes vinculadas a la causa, en la audiencia que se realizó ayer en Nueva York la defensa de la Argentina señaló que está solicitando la “cooperación” de los involucrados pero advirtió que no puede garantizar la preservación de esas comunicaciones.
Argentina se comprometió a informar antes del 10 de noviembre quienes presentarán los chats y comenzará a producir documentos antes del 21 de noviembre.
Preska amplió su pedido para que se incluyan los contactos en plataformas como WhatsApp, Signal, redes sociales, etc. Los demandantes solicitaron que, si no hay cumplimiento al 21 de noviembre, se convoque una audiencia por desacato.
Enersa y el Gobierno de Entre Ríos inauguraron un nuevo parque fotovoltaico en el Autódromo Ciudad de Paraná, con una capacidad instalada de 300 kilovatios, generados a partir de energía solar. La obra se integra al sistema eléctrico provincial como un punto de generación limpia que mejora la calidad del servicio y fortalece la red en la zona.
“Instalamos 300 kW de potencia”, destacó el gerente general de Enersa, Jorge Tarchini, durante la inauguración. “Nos permite generar energía de forma local, limpia, y reforzar el sistema en horarios de mayor demanda. Y cuando no hay picos de consumo, seguimos inyectando energía a la red para mejorar el servicio general”, explicó.
La planta es el segundo parque solar desarrollado por Enersa y forma parte de una estrategia de expansión de infraestructura basada en energías renovables. La ubicación del parque —dentro del predio del Autódromo Ciudad de Paraná— permite optimizar el uso del recurso solar en un punto estratégico para el sistema eléctrico local.
El gobernador de Entre Ríos, Rogelio Frigerio, acompañó la puesta en funcionamiento de la nueva instalación junto a autoridades provinciales, municipales y representantes de Enersa.
Con esta obra, Enersa consolida su rol como empresa pública que invierte en tecnología, infraestructura y generación sustentable para acompañar el desarrollo energético de la provincia.
El gobernador Alberto Weretilneck calificó como “un paso clave” el acuerdo preliminar que impulsa la incorporación al proyecto Argentina LNG de la empresa XRG, el brazo internacional de inversiones de ADNOC, la compañía nacional de petróleo de Abu Dhabi. “Se consolida al país como exportador global de gas natural licuado, con las costas rionegrinas como punto estratégico de salida”, dijo.
El entendimiento fue firmado por las empresas YPF, la italiana ENI y XRG en Abu Dhabi, en el marco de la feria ADIPEC 2025, y constituye un nuevo impulso que fortalece el proyecto. “Este acuerdo representa un hecho político y estratégico de enorme relevancia. Refleja la confianza del mundo en la capacidad de desarrollo de la Argentina y abre una nueva etapa de inversión, empleo y crecimiento”, afirmó Weretilneck en sus redes sociales.
El gobernador subrayó que Río Negro será protagonista de ese proceso, con el Golfo San Matías como eje del desarrollo energético nacional. “Nuestra provincia acompañará este avance con trabajo local, participación de la industria rionegrina y formación de mano de obra para la nueva etapa que se abre”, agregó.
El proyecto, impulsado por YPF, prevé una capacidad inicial de 12 millones de toneladas anuales de gas natural licuado a través de dos buques, expandible a 18 millones, mediante tecnología flotante (FLNG) que permitirá exportar el gas de Vaca Muerta al mundo desde la costa rionegrina.
Finalmente, el gobernador felicitó al presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y a todo el equipo de la empresa estatal argentina por este logro.
La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático convoca a una Audiencia Pública presencial para el 18 de diciembre destinada a promover la participación ciudadana en el marco del proyecto “Oleoducto Duplicar Norte”, con el que se busca ampliar la capacidad de transporte de crudo entre Puesto Hernández (Neuquén) y la estación de bombeo en Allen mediante la construcción de un ducto de 147 kilómetros en el territorio rionegrino.
La audiencia tendrá lugar el 18 de diciembre del 2025 a las 9.00 en la sede de la Secretaría de Energía y Ambiente de Cipolletti ubicada en Los Sauces y Los Arrayanes.
El encuentro tiene por objetivo promover la participación ciudadana en el marco del procedimiento de Evaluación de Impacto Ambiental del proyecto “Oleoducto Duplicar Norte”, propuesto por la empresa Oleoductos del Valle S.A. (Oldelval), destinado a ampliar la capacidad de transporte de crudo mediante la construcción de un nuevo ducto de 24 pulgadas y una longitud aproximada de 147 kilómetros dentro del territorio provincial.
El Estudio de Impacto Ambiental, elaborado por la consultora Confluencia Ambiente & Seguridad S.A., detalla las medidas de prevención, mitigación y control previstas en el Plan de Gestión Ambiental, que busca garantizar el cumplimiento de las normas ambientales provinciales y nacionales.
La convocatoria se enmarca en lo dispuesto por las Leyes Provinciales M 3.266 y J 3.284, que establecen la instancia de audiencia pública como un espacio de diálogo y consulta no vinculante, donde podrán expresarse ciudadanos, instituciones, organizaciones y actores sociales con interés en la temática ambiental del proyecto.
Las publicaciones oficiales se realizarán conforme a lo establecido por la normativa vigente, garantizando la máxima difusión y transparencia del proceso.
La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático controlará la correcta ejecución de las obras conforme a los estándares de sostenibilidad ambiental.
El 26 y 27 de noviembre, el Hotel Intercontinental de Santiago será sede de la cuarta edición de Future Energy Summit (FES Chile), consolidando su posición como el mayor encuentro estratégico de la región para el sector de energías renovables.
Durante dos jornadas de sesiones de alto nivel, los principales referentes empresariales y gubernamentales debatirán las tendencias clave para acelerar la transición energética en la región.
El evento contará con transmisión en vivo a través del canal oficial de YouTube de Future Energy Summit (FES) y será una nueva oportunidad para ampliar la cooperación entre el sector público y privado, con énfasis en tecnologías que permitan escalar el despliegue de renovables en contextos de alta penetración y congestión de redes.
El segundo día del evento – jueves 27 de noviembre – estará completamente enfocado en el desarrollo de soluciones de almacenamiento de energía, bajo el marco de la BESS Session, un bloque temático que abordará los retos de corto, mediano y largo plazo para integrar almacenamiento como componente estructural del nuevo paradigma energético regional.
La jornada se abrirá con un Desayuno de Networking VIP, encabezado por el Subsecretario de Energía de Chile, Luis Felipe Ramos Barrera, junto a altos ejecutivos de compañías tecnológicas, desarrolladoras, entidades financieras y organismos multilaterales.
Posteriormente, se desarrollarán paneles enfocados en el rol estratégico del almacenamiento como catalizador para la expansión renovable, la optimización del despacho eléctrico y la descarbonización efectiva de las matrices energéticas.
La BESS Session contará con la participación de referentes institucionales como Mauricio Bejarano, viceministro de Minas y Energía de Paraguay, y Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).
A ellos se sumarán referentes como José Tomás Ewing Soffia, senior sales manager de JA Solar, Vicente Walker, head of Trina Storage LAC de Trina Storage, Carlos Cabrera, managing partner de Sphera Energy, representantes de Sungrow, Nextracker y Clou Energy, además de Ricardo Garro, director comercial Latinoamérica de CATL, firma que será Storage Elite Partner de FES, reforzando su liderazgo en soluciones avanzadas de almacenamiento a gran escala.
La elección del enfoque responde al contexto de fuerte dinamismo en el mercado chileno, donde el almacenamiento ha ganado centralidad tanto en la planificación energética como en las decisiones de inversión.
Actualmente, el 58% de la capacidad en construcción en Chile corresponde a sistemas BESS, superando los 10000 MW en desarrollo y anticipando objetivos que, oficialmente, se habían proyectado para una década más adelante.
Según datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Chile podría superar los 2 GW operativos en almacenamiento para enero de 2026, mientras que la capacidad instalada proyectada alcanzaría los 8,6 GW en 2027, por encima de la meta de 6 GW al año 2050.
La incorporación de baterías ya está generando impactos concretos en los costos marginales del sistema. Autoridades del gobierno han destacado que, gracias al almacenamiento, se ha logrado reducir en casi USD 100/MWh el costo marginal solar en determinadas subestaciones, mejorando la rentabilidad de los desarrollos solares y la eficiencia del sistema eléctrico.
En línea con otras ediciones regionales de FES, la edición chilena de 2025 proyecta una mirada estratégica desde el Cono Sur, integrando visiones regulatorias, técnicas y de negocio que permitan escalar soluciones de almacenamiento con impacto regional.
Como en cada encuentro, se prevé una fuerte participación de actores del sector privado, organismos multilaterales, gobiernos y proveedores tecnológicos de primer nivel. Y además de los contenidos técnicos, FES Chile se destacará por ofrecer espacios de networking de alto valor, donde se promoverán alianzas y acuerdos clave para la ejecución de proyectos que fomenten la transición energética a nivel regional.
La integración del almacenamiento energético al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de México comenzó a tomar forma con proyectos liderados por la Comisión Federal de Electricidad (CFE), mientras el sector privado impulsa soluciones híbridas asociadas a generación solar. Sin embargo, aún persisten desafíos clave en materia regulatoria y de monetización.
En diálogo con Energía Estratégica,Ricardo Fonseca Cornejo, ingeniero y analista independiente del sector, explicó que “CFE impulsó el almacenamiento como una herramienta de política pública para reforzar la confiabilidad del SEN, mientras que los privados lo ven como una solución estratégica para esquemas híbridos y aplicaciones industriales”.
Uno de los principales casos de esta política es Puerto Peñasco en Sonora. Un proyecto estatal que ya cuenta con 72 MW de baterías operativas en sus dos primeras fases, y su tercera etapa —actualmente en contratación— contempla 103 MW adicionales de tres horas de duración.“Este proyecto alcanzará 1.000 MWac de capacidad fotovoltaica y hasta 271 MW de almacenamiento entre todas sus etapas”, detalló Fonseca.
Del lado privado, las iniciativas se concentran en parques industriales y centros de datos en estados como Campeche, Hidalgo y Tamaulipas. En estos entornos, los desarrolladores integran baterías desde el diseño para aprovechar arbitraje energético, mitigar picos de demanda y garantizar resiliencia. “Hoy, los modelos más viables son el arbitraje energético y la resiliencia corporativa, especialmente en sectores con alta sensibilidad al suministro eléctrico”, señaló el especialista.
A nivel normativo, el Acuerdo A/113/2024, publicado en marzo de 2025, representó un avance decisivo al reconocer formalmente a los sistemas de almacenamiento dentro del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). No obstante, su implementación está supeditada a que el CENACE finalice, antes de marzo de 2026, la adecuación de los procedimientos de interconexión, despacho, operación y facturación.
Mientras tanto, existen todavía factores estructurales que dificultan el cierre financiero de nuevos proyectos. “Persisten vacíos que afectan la confianza de los inversionistas, en particular la ausencia de esquemas claros de remuneración para servicios auxiliares”, advirtió Fonseca.
Monetización pendiente y lecciones desde la región
En la actualidad, el costo nivelado del almacenamiento (LCOE) en México ronda los 120 dólares por MWh, dependiendo de la duración, configuración y servicios prestados por el sistema. Según representantes del sector, esta cifra acentúa la necesidad de contar con mecanismos de ingresos estables para garantizar la viabilidad económica de las inversiones.
La monetización de los servicios auxiliares sigue siendo una tarea pendiente. Fonseca sostuvo que “la evolución natural será pasar de esquemas implícitos a mecanismos de pago por desempeño, donde se reconozca la rapidez y precisión con que los sistemas de almacenamiento pueden responder en frecuencia, tensión o arranque en negro”. Para ello, será clave que las autoridades definan productos específicos, metodologías de medición claras y reglas operativas adaptadas a las capacidades de los SAE.
“Se necesitan reglas transparentes para seguir la energía cargada desde la red y garantizar que los ingresos estén bien calculados”, planteó el ingeniero, y advirtió que, sin ingresos predecibles y bancables, el almacenamiento no podrá consolidarse como actor estratégico en la operación del sistema.
En ese sentido Fonseca destacó las experiencias de Chile y Brasil como lecciones claras. “En el mercado chileno los proyectos escalaron cuando se crearon productos específicos como la capacidad firme o el desplazamiento solar, con ingresos explícitos y señales claras de mercado. En el caso de Brasil, el marco normativo favoreció la flexibilidad para que usuarios residenciales, comerciales e industriales integraran baterías en esquemas de generación distribuida y microrredes”, apuntó.
Gigafactorías, litio y T-MEC: una oportunidad industrial para México
Más allá de la dimensión técnica y de mercado, México cuenta con una oportunidad industrial clave en el contexto de la transición energética global. Fonseca considera que el país podría jugar un rol relevante en la cadena de valor de las baterías si articula algunos frentes como el acceso a minerales estratégicos como el litio en Sonora, su capacidad industrial y manufacturera consolidada y su posición geopolítica favorable bajo el T-MEC.
“El aprovechamiento del litio dependerá de resolver retos legales, tecnológicos y de financiamiento. En la parte industrial el país tiene experiencia en cadenas automotrices y electrónicas que pueden escalar hacia el ensamble de módulos, packs y sistemas BESS. La tercera es la tecnológica y de reciclaje, con potencial para capturar valor en procesos de reutilización y en la integración de nuevas químicas de baterías.
“Si México logra articular estas tres vertientes con certidumbre regulatoria e incentivos claros, podrá trascender la simple extracción de materias primas y consolidarse como un hub regional de producción y almacenamiento energético en la próxima década”, concluyó.
Las micro y pequeñas empresas (MYPE) de Perú podrán acceder al mercado libre de electricidad para contratar directamente su suministro, reduciendo así sus costos energéticos y mejorando su competitividad. La norma fue aprobada por insistencia en el Congreso, luego de que el Ejecutivo observara su impacto en el sistema eléctrico. La medida establece condiciones claras y un cronograma progresivo para su implementación hasta 2030.
El dictamen de insistencia aprobado en octubre de 2025 reúne cuatro iniciativas legislativas de distintas bancadas y tiene como fin fortalecer la productividad de las MYPE y promover la reactivación económica nacional. La norma dispone que aquellas empresas que cumplan con ciertos requisitos puedan negociar en el mercado libre en lugar de estar sujetas a tarifas reguladas.
“El objeto de esta ley es permitir a las MYPE reducir sus costos energéticos accediendo al mercado libre de electricidad, contribuyendo a su productividad y competitividad”, plantea la autógrafa aprobada por el Congreso. Esta decisión parte del reconocimiento de que el costo de la energía representa una carga estructural crítica para este segmento empresarial, que representa más del 99% de las unidades productivas del país y genera la mayor parte del empleo.
Para acceder al mercado libre, las empresas deben estar inscritas en el Registro Nacional de la Micro y Pequeña Empresa (REMYPE) y contar con una demanda anual mínima, que se irá reduciendo de forma progresiva. Entre 2026 y 2027 se exigirá una demanda mayor a 150 kW, entre 2028 y 2029 bajará a 100 kW, y desde 2030 será suficiente con superar los 50 kW, sin sobrepasar los 2500 kW.
“Esta transición gradual ofrece previsibilidad a los actores del mercado y asegura una adaptación ordenada del sistema eléctrico”, sostiene el dictamen del Congreso, que subraya que la medida se alinea con el marco normativo de la Ley 28832, orientada a garantizar un suministro eficiente.
La norma también define parámetros técnicos como la “máxima demanda anual” y la “máxima demanda mensual”, en base a los cuales se calcula la elegibilidad para ingresar al mercado libre. “El promedio de los valores más altos de demanda de los últimos doce meses será el criterio de acceso”, establece el artículo 3 de la ley.
Un punto central de la norma es la asociatividad entre MYPE, a través de consorcios o agrupaciones que compartan el mismo circuito eléctrico y que puedan sumar una demanda conjunta superior a los 2500 kW. Esta figura permitirá que empresas que por sí solas no alcanzarían el umbral puedan ingresar al mercado libre.
“El Estado promoverá la asociatividad entre MYPE para consolidar su demanda y facilitar su acceso al mercado libre, priorizando aquellas ubicadas en la misma zona o circuito eléctrico”, indica la ley. Estas asociaciones, si están legalmente constituidas, serán reconocidas como sujetos habilitados para contratar energía de forma conjunta.
Frente a la preocupación del Ejecutivo por los posibles riesgos financieros de esta figura, el Congreso subraya que la asociatividad ya está contemplada en la legislación nacional como una herramienta válida para mejorar la competitividad empresarial. Además, advierte que el reglamento podrá definir garantías y mecanismos de pago compartido para mitigar riesgos.
Otro componente clave de la norma es la capacitación. El Ministerio de la Producción y el Ministerio de Energía y Minas estarán encargados de diseñar programas formativos para explicar a las MYPE cómo funciona el mercado libre, cuáles son sus beneficios y qué requisitos deben cumplir.
“Las capacitaciones tendrán enfoque territorial y deberán ser técnicas pero accesibles, para que las empresas puedan tomar decisiones informadas”, señala el artículo 5 de la norma. Las acciones se realizarán en coordinación con gobiernos regionales, locales y entidades privadas, con el objetivo de asegurar una implementación efectiva.
La autógrafa también recibió observaciones del Poder Ejecutivo, que expresó preocupación por los efectos regulatorios y contractuales que podría generar la migración masiva de usuarios al mercado libre. Señaló posibles impactos en la cadena de pago, riesgos de sobrecontratación en las empresas distribuidoras y falta de justificación técnica.
“El nuevo umbral podría ser visto como discriminatorio hacia los usuarios con demanda menor a 50 kW”, advertía el Ejecutivo en el Oficio 176-2025-PR. También señaló que la reforma podría vulnerar la predictibilidad del sistema eléctrico.
Sin embargo, la Comisión de Energía y Minas rechazó estas observaciones y defendió la constitucionalidad y viabilidad de la medida. “La progresividad del cronograma garantiza seguridad jurídica, y existen mecanismos regulatorios ya vigentes para afrontar riesgos como la sobrecontratación”, argumenta el dictamen aprobado.
La insistencia fue respaldada por una mayoría del Congreso, incluyendo a los congresistas Wilson Soto Palacios, Ilich Fredy López Ureña, Hernando Guerra García Campos y Jorge Luis Flores Ancachi, autores de los proyectos legislativos que dieron origen a esta norma.
“Negar esta posibilidad bajo el argumento de riesgo perpetúa la desigualdad frente a los grandes consumidores que ya pueden negociar directamente sus tarifas”, manifiestan los impulsores de la ley.
Desde el Congreso se destacó además que la medida responde a experiencias regionales, como las promovidas por la CEPAL y la OCDE, que impulsan el acceso a servicios energéticos competitivos como estrategia de desarrollo productivo. El caso de Uruguay fue citado como referencia positiva.
Con esta decisión, el Perú avanza en una reforma que apunta a democratizar el mercado eléctrico, generar condiciones de competencia y fortalecer la base productiva de sus MYPE, en línea con los principios constitucionales de equidad, eficiencia y sostenibilidad.
AC&A Ingenieros-Economistas-Planificadores, una empresa de ingeniería que reúne a un equipo profesional interdisciplinario que concretó más de 400 estudios y proyectos en 40 países de todo el mundo, presentó su libro “AC&A 25 años”, en el cual resumen su trayectoria y sus principales trabajos, que siempre tuvieron la calidad, la innovación y la sustentabilidad integral como denominadores comunes.
La actividad de la empresa, fundada en 1999, abarca todas las etapas de un proyecto de infraestructura, desde el planeamiento, los estudios económicos y de factibilidad; el diseño conceptual y de detalle y las tareas de inspección y gerenciamiento de proyectos y construcción, la gestión de activos de infraestructura y la gestión social y ambiental, en áreas claves como autopistas, ferrocarriles, sistemas de transporte público, sistemas urbanos, transporte sostenible, puertos y vías navegables, aeropuertos e infraestructuras asociadas a oil & gas, energías renovables y minería.
La presentación del libro estuvo a cargo del propio Roberto Agosta, en diálogo con el Manuel Aguirre, director de Relaciones Institucionales de Vista Energy; Sergio Berensztein, consultor y analista político; y el economista Juan Carlos De Pablo.
Ingeniería
“AC&A no es solamente un logro personal, sino fundamentalmente la construcción colectiva de todos los profesionales y colaboradores que a lo largo de estos años han participado y siguen participando en nuestros equipos de estudios y proyectos en decenas de países del mundo, abordando los retos de un mercado cada vez más diverso y complejo. Este enfoque nos permite continuar evolucionando con nuevas metodologías e ideas aplicados a casos de éxito, algunas de las cuales han sido patentadas para mostrar su originalidad. Nuestros clientes públicos, privados, nacionales y multilaterales nos confían sus proyectos, lo cual constituye nuestra mejor carta de presentación: somos personas innovando para personas “, resumió el Ingeniero Roberto Agosta, fundador y presidente de AC&A.
El libro
La presentación del libro estuvo a cargo del propio Roberto Agosta, en diálogo con el Manuel Aguirre, director de Relaciones Institucionales de Vista Energy; Sergio Berensztein, consultor y analista político; y el economista Juan Carlos De Pablo. Del encuentro participaron además los directores de AC&A Bruno Agosta, Maximiliano Roca y Juan Pablo Martínez, personalidades de la academia, la industria y la profesión, miembros de la Academia Nacional de Ingeniería y un grupo importante de colaboradores del plantel profesional de AC&A de todas las épocas.
El libro resume la trayectoria y los principales trabajos de la empresa
Proyectos
Entre los últimos proyectos de AC&A se destacan el Masterplan de Infraestructura en la Región de Vaca Muerta y el armado de una Oficina de Gerencia de Proyecto (PMO) para el denominado Anillo Añelo que implementará importantes innovaciones en mecanismos de licitación y contratación de obras y permitirá reducir la congestión, mejorar la seguridad vial y agilizar el transporte de pasajeros y de carga en una ruta clave de la región. En la región se ha avanzado en el gerenciamiento de la Línea 1 del Tren del Pacífico, entre los municipios de Acajutla y San Salvador y se ha iniciado un nuevo proyecto en Chile como Inspector Técnico de Obras (ITO) en la etapa de obras provisorias para la ampliación del Puerto Terrestre Los Andes.
AC&A está certificada bajo normas ISO 9001, ISO 14001 e ISO 45001 y a lo largo de sus 25 años de vida, siempre se destacó por un espíritu innovador y vanguardista que le permitió incorporar la últimas tecnologías en el desarrollo de los diversos proyectos. Por ejemplo, en el área de gestión de activos viales, se desarrolló en el año 2021 el software Intelligent Pavement Vision (IPV) que permite el reconocimiento automático de fallas aplicando técnicas de machine learning e IA.
En la Argentina, AC&A ha desarrollado el Plan Estratégico para la Expansión de la Red de Subterráneos de Buenos Aires, los servicios de inspección de obra del Paseo del Bajo, el estudio de factibilidad del túnel de Las Leñas entre Argentina y Chile, el proyecto de la ruta del Bañado de la Estrella en Formosa, el proyecto de varios sistemas de tipo Metrobús, además de numerosas auditorías y proyectos viales, ferroviarios, portuarios y aeroportuarios.
Fuera del país, AC&A cuenta con oficinas en Miami, Santiago de Chile, Santo Domingo y Bogotá y realiza estudios, proyectos y gestiones técnicas y comerciales en toda América Latina y el Caribe, en Estados Unidos, y en diversos países de Europa, África y Asia.
La Cámara de la Industria Química y Petroquímica(CIQyP®) estuvo presente en el “Argentina Commodity Insights Briefing 2025”, organizado por S&P Global Commodity Insights. Este encuentro reunió a destacados representantes del sector energético, productores de oil & gas, comercializadores, petroquímicos y financieros para discutir las perspectivas de la industria y los retos que enfrenta el desarrollo y la transición energética en Argentina y la región.
El evento tuvo lugar en el Sheraton Buenos Aires Hotel y contó con la participación de analistas internacionales, ejecutivos de empresas líderes y autoridades del sector público. Juntos, debatieron sobre la evolución de los mercados de petróleo, gas y combustibles, así como las oportunidades que presenta el desarrollo de Vaca Muerta y su conexión con la industria química y petroquímica nacional.
Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la CIQyP®
El gas natural y la petroquímica
Durante su intervención, el Ing. Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la CIQyP®, ofreció la ponencia titulada “El gas natural como vector de desarrollo industrial: de Vaca Muerta a la petroquímica argentina”. En su presentación, destacó el enorme potencial del país para convertir sus recursos energéticos en productos de alto valor agregado, lo que podría generar empleo calificado, aumentar las exportaciones y fomentar un crecimiento sostenible.
En su presentación, y ante la consulta del moderador sobre la situación del sector químico y petroquímico en Argentina, el Ing. de Zavaleta señaló que la situación en general no escapa al panorama de la industria en su conjunto. A su vez, explicó que los productos químicos abastecen prácticamente todas las cadenas de valor, por lo que su volumen de actividad fluctúa según el desempeño de cada una de ellas. Asimismo, indicó que la sobreoferta de productos a nivel global ha comprimido los precios, afectando la rentabilidad del sector.
Sin embargo, destacó un dato prometedor: la potencial disponibilidad de gas natural y de líquidos de gas natural (NGLs) en forma abundante y competitiva, lo que permite ser muy optimistas respecto de su monetización de estos a través del agregado de valor que aporta la industria petroquímica. En ese sentido, mencionó que la evolución del sector seguiría la misma tendencia que en Estados Unidos, con el desarrollo de los no convencionales que redundó en mayores exportaciones de petróleo, GNL y líquidos de gas natural (etano, propano y butano), junto con una notable expansión de la industria petroquímica.
Mercado energético global
A lo largo de la jornada, los diferentes paneles discutieron la dinámica actual del mercado energético global, regional y de Argentina, las proyecciones de inversión en exploración y producción, el desarrollo del gas natural licuado (GNL), las oportunidades en líquidos del gas natural (LGN) y las estrategias de refinación y downstream. También se examinaron los avances tecnológicos y regulatorios necesarios para fortalecer un sector más competitivo y resiliente ante los desafíos globales de la descarbonización.
La participación de la CIQyP® en este encuentro reafirma su compromiso con la promoción de la sostenibilidad, la eficiencia energética y la colaboración entre el sector público y privado, pilares fundamentales para el desarrollo de una industria química y petroquímica moderna, integrada y alineada con los objetivos de transición energética del país.
Acerca de la recomposicion tarifaria en curso para las compañías distribuidoras de electricidad, (también de gas) producto de la Revisión Quinquenal (RQT) y de la actualización periódica del Valor Agregado de Distribución (VAD), el Gerente de regulación de Edesur, Jorge Lemos, opinó que “El valor final de la RQT es el correcto”, aunque consideró que “la cantidad de cuotas establecidas para completarla (treinta mensuales y consecutivas) resulta un condicionante para la ejecución de las inversiones” (comprometidas en el mismo proceso de revisión) .
“La cantidad de cuotas para la recomposición condiciona los tiempos de ejecución de las inversiones”, refirió en alusión al tiempo que demanda el reequipamiento para la prestación del servicio, cuyos resultados “se ven en algunos años”, comentó el directivo.
No especificó que implicaría dicho condicionamiento en la calidad del servicio a cargo de la empresa concesionaria, Enel, que estuvo a punto de irse del país en 2023.
Lemos integró un panel de expositores en el marco del “Seminario anual de la Energía” organizado por el Instituto Argentino de la Energía (IAE) General Mosconi, oportunidad en la cual también hizo hincapié en “la incidencia de la coyuntura macroeconómica y de la política tarifaria en la planificación de redes para el abastecimiento a una demanda creciente, en tanto (las distribuidoras) somos un actor regulado”, del sector.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad y el Ente Nacional Regulador del Gas publicaron en mayo en el Boletín Oficial los nuevos cuadros tarifarios resultantes, por un lado, del proceso de Revisión Quinquenal dispuesta por el actual gobierno para los segmentos regulados, y de la actualización de los precios mayoristas PEST (Estacional de la electricidad) y PIST (del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte), por otro.
En relación a la RQT se definieron las nuevas tarifas para las licenciatarias de transporte y de distribución de ambos servicios, que rigen desde dicho mes de 2025 hasta el 30 de abril de 2030. “Esta recomposición se hace en forma gradual, con un aumento inicial (del 3 % en mayo). A partir de junio, se aplica un esquema de aumentos en 30 cuotas mensuales y consecutivas”, se describió.
“El Gobierno devuelve certidumbre y estabilidad a un sector clave para el crecimiento del país. La nueva RQT establece un esquema tarifario basado en costos reales, exige inversiones obligatorias y fija estándares de calidad verificables”, argumentó Economía. Se verá el resultado de tal verificación.
A través de las resoluciones 303 (para Edesur) y 304/2025 (para Edenor), el ENRE aprobó el incremento de los valores por categoría/subcategoría del Costo Propio de Distribución (CPD) de ambas distribuidoras, resultante de la RQT.
Entonces, la suba inicial para el CPD desde mayo fue de 3 % respecto a los valores vigentes en abril. Y se aprobó un incremento mensual del 0,36 % del CPD para Edesur, y del 0,42 % para Edenor con respecto a los vigentes a mayo 2025, que las empresas aplican a partir del 1 de junio de 2025 y en los meses sucesivos hasta el 1 de noviembre de 2027 inclusive.
A su vez, esas resoluciones del ENRE aprobaron también “el mecanismo de actualización a aplicar mensualmente al Costo Propio de Distribución” reconociendo así “el costo (financiero) de este diferimiento durante el período transcurrido”.
En los considerandos de las resoluciones mencionadas se hace referencia al análisis técnico-económico realizado en la RQT “por el ENRE, con la asistencia de la consultora privada Quantum S.A.”, referido a la remuneración anual que se les reconoce a las distribuidoras: En el caso de Edesur el monto se actualizó a mayo 2025 en $ 872.920 MM (ochocientos setenta y dos mil novecientos veinte millones), lo cual significa un incremento de 15,69 % con relación a la remuneración vigente a abril de 2025.
En el caso de Edenor el CPD se actualizó a mayo 2025 en $ 1.209.303 MM (un billón doscientos nueve mil trescientos tres millones) lo que significa un incremento de 14,35 % respecto de la remuneración de abril de 2025.
Por otra parte, las R-303 y R-304 del ENRE previeron incorporar una fórmula automática de actualización mensual de las tarifas, que contempla una fórmula que combina al IPIM y al IPC, “para preservar el valor real” de las mismas, remarcó Economía en mayo, y se está aplicando en las facturas.
La compañía Pampa Energia presentó los resultados del tercer trimestre de 2025 en el cual los puntos mas destacados se refieren al crecimiento de su producción de gas, el avance en el desarrollo del área NC Rincón de Aranda y los primeros efectos del proceso de desregulación en el sector eléctrico.
En su presentación ante inversores, Pampa Energía destacó que alcanzó un récord en su producción de gas. Y el crecimiento sostenido de su producción de petróleo en Rincón de Aranda, con 16 mil barriles diarios. También señaló los primeros efectos positivos del proceso de desregulación del mercado eléctrico, que le permitió autoabastecer su Central Térmica Loma de la Lata.
Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, afirmó: “Fue otro gran trimestre para Pampa. Logramos un récord de producción en gas, seguimos avanzando en Rincón de Aranda y fortalecimos nuestra posición financiera. El proceso de desregulación eléctrica abre además una nueva etapa para el sector, con más competencia y oportunidades de crecimiento”.
Entre los principales hitos operativos, en Rincón de Aranda -bloque exploratorio de shale oil (petróleo de esquisto) de 240 km² ubicado en Vaca Muerta, Neuquén- se continúa avanzando según lo planificado, alcanzando una producción de 16.000 barriles diarios a través de seis pads activos, con el objetivo de llegar a 20.000 barriles diarios hacia fin de año.
Este desarrollo, ubicado en el corazón de Vaca Muerta, representa la mayor inversión en un solo proyecto en la historia de Pampa, con 700 millones de dólares de inversión previstos para 2025, de los cuales ya se ejecutaron casi 540 millones.
La compañía también alcanzó un récord histórico de producción de gas, con 17,6 millones de metros cúbicos por día, y durante el invierno exportó 1,2 millones de metros cúbicos diarios a Chile, además de abastecer con gas propio a su Central Termoeléctrica Loma de la Lata por primera vez en seis años, en el marco del nuevo proceso de desregulación del mercado eléctrico.
El balance financiero se mantuvo sólido, a pesar del fuerte ritmo de inversiones y recompras. Al cierre del trimestre, el endeudamiento neto fue de 874 millones de dólares, y posteriormente descendió a 790 millones, con un ratio deuda neta/EBITDA de 1,1x, uno de los más bajos entre las compañías argentinas.
Durante el período, la empresa recompró el 1,5 % de sus acciones, con un precio promedio de casi 59 dólares por ADR, mientras la cotización actual ronda los 90 dólares.
En generación eléctrica, el trimestre también mostró resultados positivos, impulsados por la incorporación del Parque Eólico Pampa Energía VI, la gestión propia del combustible y mejores precios por capacidad para los Ciclos Abiertos, alcanzando una disponibilidad del 94 %, un excelente indicador frente al nuevo esquema regulatorio, se describió.
Bill Gates publicó el martes una carta abierta dirigida a los participantes de la COP30, la cumbre climática que comenzará en Brasil la próxima semana. En ella, el empresario y filántropo introduce un giro notable respecto de su discurso tradicional sobre el cambio climático. Tras décadas de inversión en tecnologías limpias a través de Breakthrough Energy —la plataforma con la que financió más de 150 compañías de energía renovable—, Gates sostiene ahora que el calentamiento global, aunque grave, no constituye una amenaza existencial para la humanidad. “Las personas podrán vivir y prosperar en la mayoría de los lugares de la Tierra en el futuro previsible”, escribió, marcando distancia con el tono apocalíptico que caracterizó buena parte del debate climático de los últimos años.
El cambio de enfoque no es menor: durante mucho tiempo, Gates fue una de las voces más influyentes del ambientalismo tecnológico. En su libro Cómo evitar un desastre climático (2021) advertía sobre “consecuencias catastróficas” y urgía a actuar antes de que fuera demasiado tarde. Tres años después, con acceso privilegiado a los foros globales, propone un nuevo marco de prioridades: centrar la acción climática en aliviar el sufrimiento humano, en especial el de quienes viven en condiciones de pobreza extrema, más que en una obsesión numérica por limitar el aumento de la temperatura.
Tres verdades difíciles Gates justifica su viraje a partir de lo que llama tres “verdades duras” sobre el clima. La primera: incluso con políticas moderadas, el consenso científico prevé que hacia 2100 la temperatura promedio del planeta aumentará entre 2°C y 3°C respecto de los niveles preindustriales. Esa cifra supera la meta de 1,5°C del Acuerdo de París, pero el magnate recuerda que la humanidad ya se adaptó a un incremento de 1,3°C en siglo y medio. Además, las proyecciones mejoraron: las emisiones esperadas para 2040 se redujeron de 50.000 a 30.000 millones de toneladas anuales de CO₂, un descenso del 40 %, gracias a la caída de costos de la energía solar, la eólica y los vehículos eléctricos.
La segunda verdad cuestiona la centralidad de la temperatura como indicador principal. Gates invita a cambiar la pregunta: ¿pueden las familias alimentarse cuando hay sequías?, ¿tienen acceso al aire acondicionado durante las olas de calor?, ¿funcionan las clínicas ante brotes de enfermedades? Como ejemplo, menciona el caso de un país que prohibió los fertilizantes sintéticos para reducir emisiones y terminó enfrentando una crisis alimentaria. También critica que los organismos financieros internacionales dejen de financiar proyectos fósiles en países pobres, privándolos de energía confiable para desarrollarse.
La tercera verdad apunta a que la mejor defensa frente al cambio climático es la salud y la prosperidad. Cita un estudio del Climate Impact Lab de la Universidad de Chicago, según el cual el crecimiento económico podría reducir las muertes relacionadas con el clima en más del 50 %. En su carta subraya un contraste revelador: la pobreza mata cada año a unos ocho millones de personas, mientras que el calor extremo causa unas quinientas mil.
El costo verde El eje central de su propuesta es el concepto de Green Premium, la diferencia de costo entre las alternativas limpias y las tradicionales. Cuando ese diferencial se reduce a cero, la adopción masiva ocurre de manera natural. Así sucedió con la energía solar, la eólica y los autos eléctricos. El desafío ahora, dice, está en cinco sectores responsables de la mayoría de las emisiones: electricidad, manufactura, agricultura, transporte y edificios.
Gates destaca que ya existen avances tangibles: acero libre de emisiones, cemento limpio en condiciones de producirse a escala, sustitutos de fertilizantes sintéticos y un mercado automotor en el que uno de cada cuatro vehículos vendidos en 2024 fue eléctrico. Pero persisten los obstáculos: los combustibles de aviación todavía duplican el costo de los convencionales, y la energía limpia continua —como la fusión nuclear— aún transita el umbral entre la ciencia y la industria.
El realismo climático Su nuevo enfoque resuena con una corriente creciente de científicos y analistas que se autodenominan “realistas climáticos”. Una de ellas es Judith Curry, exdirectora de Ciencias de la Tierra en el Instituto de Tecnología de Georgia, quien tras publicar más de cien trabajos científicos se retiró denunciando el clima de intolerancia en el debate ambiental. Curry reconoce la responsabilidad humana en el calentamiento global, pero cuestiona las proyecciones más alarmistas.
En la misma línea, el danés Bjørn Lomborg —autor de El ecologista escéptico y fundador del Copenhagen Consensus Center— compara el cambio climático no con un asteroide a punto de impactar, sino con una enfermedad crónica: grave, pero tratable. Cita al Nobel de Economía William Nordhaus, quien calcula que, incluso sin medidas adicionales, el costo del calentamiento equivaldría al 2–4 % del PIB mundial hacia fin de siglo, en un planeta que será varias veces más rico que hoy.
Con esta carta, Gates no reniega de la urgencia climática, pero propone un desplazamiento conceptual: del catastrofismo hacia la gestión práctica del riesgo, del límite térmico al bienestar humano. Un llamado a pensar el futuro no como una cuenta regresiva, sino como una oportunidad para adaptar, innovar y prosperar en un planeta inevitablemente más cálido.
Steve Koonin, ex subsecretario de Energía durante la administración Obama, sostiene que no sólo los riesgos están exagerados: también que sabemos menos de lo que creemos sobre los cambios en el clima, que los riesgos son manejables y que podemos adaptarnos. Estos pensadores comparten la premisa de que el cambio climático es real y causado por humanos, pero cuestionan la magnitud proyectada de su impacto y la inminencia de las consecuencias más graves.
El llamado a la COP30
Gates pidió a los participantes de la cumbre de Brasil dos prioridades concretas. La primera es cambiar de compromisos país por país a discusiones sectoriales enfocadas en el Green Premium. Cada sector debería reportar su progreso hacia innovaciones sin emisiones. Los líderes verían qué tecnologías pueden adoptar ahora, cuáles implementar pronto y cuáles necesitan acción gubernamental.
La segunda prioridad es medir rigurosamente el impacto de cada acción climática. “Ojalá hubiera suficiente dinero para financiar cada buena idea sobre cambio climático. Desafortunadamente no lo hay”, escribió. Gates comparó este momento con 1995, cuando en Microsoft decidió adoptar internet en todos sus productos. La diferencia: no hay un CEO del clima. Por eso su carta es un llamado a la comunidad global para que adopte ese giro estratégico hacia el bienestar humano.
El ingeniero Karim Badawi, ministro de Petróleo y Recursos Minerales de Egipto, participó el 3 de noviembre de 2025 como ponente principal en la inauguración de la Conferencia y Exposición Internacional del Petróleo de Abu Dabi «ADIPEC 2025», a la que asistieron numerosos líderes del sector energético mundial.
El Dr. Sultan Al Jaber, ministro de Industria y Tecnología Avanzada de los Emiratos Árabes Unidos y director general y presidente ejecutivo del grupo ADNOC, inauguró la conferencia. También Doug Burgum, secretario del Interior y presidente del Consejo Nacional de Energía de los Estados Unidos, pronunció el discurso de apertura.
El ministro de Petróleo y Recursos Minerales intervino en la sesión ministerial inaugural de la conferencia, titulada «La Realidad Energética: Garantizar un Futuro Seguro en un Mundo Lleno de Retos», en la que también participaron el ingeniero Suhail Al Mazrouei, ministro de Energía e Infraestructura de los Emiratos Árabes Unidos, y el ingeniero Saad bin Sherida Al Kaabi, ministro de Estado para Asuntos Energéticos de Catar.
Durante la sesión, el Ing. Karim Badawi afirmó que Egipto está trabajando para reforzar su posición como centro regional de energía y desempeñar un papel fundamental en el panorama energético de la región, aprovechando al máximo su sólida infraestructura y aumentando la cooperación con sus socios para suministrar energía no sólo a Egipto, sino a toda la región. En este sentido, refirió a la cooperación en curso con Chipre para facilitar el acceso al gas chipriota y su exportación a los mercados mundiales a través de Egipto, y a la empresa emiratí Arkeos Energy, que ha elegido Egipto como centro de operaciones para sus actividades regionales.
El ministro repasó las prioridades y los pilares fundamentales del sector energético en Egipto, que cree en la importancia de la cooperación regional como clave para garantizar la seguridad energética y aprovechar todos los recursos gasísticos de Egipto y el Mediterráneo oriental mediante el uso de la infraestructura egipcia.
El ministro agregó que Egipto está trabajando para acelerar el ritmo de las actividades de exploración y producción de gas y petróleo, y lograr un equilibrio en la combinación energética entre fuentes tradicionales como el petróleo y el gas, y las energías nuevas y renovables. Esto permite suministrar gas a las industrias de valor añadido. Asimismo, elogió el importante papel de la industria petroquímica, el refinado y las refinerías egipcias en el suministro de productos y derivados del petróleo de valor añadido.
El ministro añadió que el sector minero es un pilar fundamental para garantizar el suministro energético, ya que proporciona los minerales esenciales para la industria de las energías renovables, y explicó que Egipto concede prioridad a este sector, no sólo para la extracción de materias primas, sino también para colaborar con socios en la creación de industrias de transformación de materias primas, con el fin de maximizar el valor económico.
El ingeniero Karim Badawi, ministro de Petróleo y Recursos Minerales, ha inspeccionado el pabellón del ministerio que participa en la Exposición y Conferencia Internacional del Petróleo de Abu Dabi (ADIPEC), en la que participaron 2250 empresas internacionales especializadas en los campos del petróleo y el gas natural, la exploración y el refinado, la energía renovable, la inteligencia artificial y la tecnología de la información.
Durante su visita al pabellón, el ministro de Petróleo y Recursos Minerales destacó que la participación de Egipto en la feria y conferencia ADIPEC de este año tiene una gran importancia, dado el interés del ministerio por reforzar su presencia efectiva en los foros internacionales dedicados a la energía y promover las oportunidades de inversión disponibles en el mercado egipcio ante las principales empresas internacionales. Aclaró que la exposición representa una plataforma privilegiada para la comunicación directa con los socios de éxito en los distintos ámbitos de la industria petrolera, y para mostrar los logros alcanzados en los ámbitos de la investigación, la exploración, la producción, el desarrollo de infraestructura y la ampliación de la base de inversiones.
El presidente y CEO de la petrolera argentina, Horacio Marín, se refirió al tuit que publicó el expresidente Mauricio Macri la semana pasada y en donde lo postulaba como Jefe de Gabinete, y afirmó que “el momento no era lógico”.
Marín hizo mención al posteo que sacó Macri el sábado en sus redes, tras haber cenado la noche anterior con el presidente Javier Milei.
En un extenso posteo, el exmandatario lamentó la salida de Guillermo Francos dentro del Gobierno y postuló al presidente de YPF, ya que es “una persona idónea de su equipo, con un perfil más técnico y mayor capacidad de conducción y coordinación de equipos”.
Al respecto, Marín reiteró su firme compromiso con la presidencia de la empresa petrolera, y aseguró que el proyecto de YPF “es un objetivo de vida para mí, que es mi Wimbledon”.
“Vine a YPF, no tengo ninguna otra intención de nada. Mi ciclo es hasta el 2031, cuando inauguremos todos los barcos”, manifestó en declaraciones a Radio Rivadavia.
A su vez, sumó que el momento “no era lógico” porque ya había sido designado Manuel Adorni como nuevo Jefe de Ministros.
Sin embargo, y sobre el final, indicó que si el Jefe de Estado le pide que “lo ayude en algo” luego de ese período aceptará, como “retribución personal a quien me dio esta oportunidad”.
Un incendio en uno de los equipos de la RefineríaYPF La Plata se desató este martes y motivó la intervención de los Bomberos. Afortunadamente, no hubo que lamentar heridos.
“Inmediatamente, se intervino en la zona con la guardia de emergencias del Complejo. El incidente se encuentra circunscripto a la locación y se trabaja intensamente para controlar definitivamente la situación. Hasta el momento no se registraron heridos”, sostiene el comunicado emitido por la empresa estatal.
🔥 Fuego en la refinería de YPF en La Plata: sin víctimas
👉 Las llamas se originaron en un sector de tanques y fueron controladas por los bomberos del predio. La empresa aseguró que la situación está contenida y no se registraron daños personales. https://t.co/OGdxHXC71Upic.twitter.com/lKASxoxItX
Según se pudo saber, el siniestro se desarrolló a partir de las 15:30 en la unidad Toping D, utilizada para separar el combustible del hidrocarburo, donde los bomberos controlaron las llamas.
El escrito que difundió YPF remarca que “se continuará informando sobre el incidente a medida que surjan novedades”.
YPF y ENI este martes la firma de un “Framework Agreement” con XRG, la rama de inversiones internacionales de ADNOC, la mayor empresa de energía de los Emiratos Árabes. La rúbrica se llevó a cabo en Abu Dhabi, en el marco de ADIPEC 2025.
El acuerdo preliminar sienta las bases para la futura incorporación de XRG al proyecto Argentina LNG, una iniciativa de gas a gran escala que integra el upstream y el midstream para desarrollar los recursos de Vaca Muerta y abastecer a los mercados internacionales.
El proyecto Argentina LNG contempla una solución integrada que combina la producción de gas con la licuefacción mediante tecnología de unidades flotantes (FLNG).
La primera fase prevé una capacidad de producción de 12 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL, a través de dos buques FLNG de 6 MTPA cada uno, y es expandible a 18 MTPA.
Se espera que las exportaciones alcancen hasta 18 millones de toneladas anuales de GNL para 2030. Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, resaltó que la alianza con XRG “fortalece una iniciativa clave para el futuro energético del país”.
Marín enfatizó que la colaboración permite avanzar hacia una plataforma de exportación de GNL de clase mundial que tendrá un impacto transformador en términos de empleo, inversión y posicionamiento internacional de Argentina.
Esta alianza estratégica suma a YPF un actor de los más relevantes del sector energético global. XRG, que lleva adelante inversiones en África, Asia y América del Norte, aspira a duplicar sus activos en la próxima década y cuenta con un valor empresarial de más de US$ 80 mil millones.
Tras la finalización de la última soldadura automática, el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) mantiene su ritmo de ejecución con tareas en distintos puntos del trazado y en la terminal de Punta Colorada. La obra, que atraviesa el territorio rionegrino, consolida la infraestructura clave para la exportación del crudo de Vaca Muerta.
El proyecto, que une en esta etapa Allen con Punta Colorada a lo largo de 437 kilómetros, alcanzó un nuevo hito técnico y en paralelo mantiene en ejecución tareas vinculadas a pruebas hidráulicas, obras civiles y montaje de instalaciones. La semana pasada, durante un encuentro con proveedores locales en Cipolletti, el CEO de VMOS, Gustavo Chaab, apuntó que la obra en general tiene un grado de avance del 38%.
En los tramos iniciales, entre Allen y Chelforó, se completaron las pruebas hidráulicas y se avanza en el soplado de fibra óptica y los empalmes de cañería, mientras que el tramo Chelforó–Punta Colorada se prepara para el inicio de la fase constructiva final, previsto una vez otorgado el permiso definitivo para el cruce del río Negro.
Según se informó desde el área de Hidocarburos provincial, en la cabecera de bombeo de Allen, se desarrollan tareas de movimiento de suelo, montaje de tanques y fundaciones eléctricas, además del prefabricado de cañerías y drenajes.
Simultáneamente, en la estación de bombeo de Chelforó (EB1) se trabaja en la instalación de bases premoldeadas, bandejas de conducción, pórticos eléctricos y fundaciones de sala técnica, con avances visibles en las obras de hormigón y soldaduras de ajuste.
La terminal de exportación de Punta Colorada, ubicada en el Golfo San Matías, concentra actualmente el mayor volumen de tareas. Allí se construyen seis tanques de almacenamiento de 120.000 metros cúbicos cada uno, con distintos grados de avance. Dos de ellos ya completaron las estructuras principales, mientras los restantes avanzan en etapas de impermeabilización, protección catódica y montaje de domos.
El predio incluye además caminos internos, obras de drenaje y servicios, junto a la instalación de monoboyas mar adentro que permitirán la carga de buques de gran porte.
El Oleoducto Vaca Muerta Sur se consolida como la infraestructura más importante en ejecución para ampliar la capacidad de transporte y exportación del petróleo argentino. Con una inversión estimada en 2.000 millones de dólares, el sistema contará con cuatro estaciones de bombeo, 28 válvulas de bloqueo y una capacidad inicial de 390.000 barriles diarios, ampliable a 550.000 en 2027.
El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, se reunió el pasado jueves en la ciudad de Buenos Aires con el ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, para avanzar en la eliminación de los derechos de exportación para los hidrocarburos convencionales y el sostenimiento de la Cuenca del Golfo San Jorge.
El encuentro, anticipado a principios de este mes por el propio mandatario, tuvo lugar esta tarde en la sede central del organismo en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y contó también con la presencia del jefe de Gabinete del Gobierno Nacional, Guillermo Francos. Acompañaron al mandatario, el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce; el presidente de Petrominera Chubut SA, Héctor Millar; el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge “Loma” Ávila; el secretario general del Sindicato de Petroleros Jerárquicos de la Patagonia Austral, José Lludgar; el intendente de Comodoro Rivadavia, Other Macharashvili; entre otros además de representantes de distintas operadoras.
Torres, quien desde el inicio de la gestión se puso al frente del reclamo ante el Gobierno Nacional, ratificó su compromiso con la industria petrolera e indicó que la baja de dicho tributo “no solo fortalecería las inversiones de las operadoras, sino que podríamos exportar más y generar más puestos de trabajo genuino”.
Durante la reunión de este jueves, el titular del Ejecutivo le solicitó a Nación “que haga su parte, porque tanto nosotros como los trabajadores hicimos lo que teníamos que hacer”. Explicó en ese contexto que “la Provincia cumplió respecto a la baja de regalías y los trabajadores en materia de productividad; ahora lo que estamos pidiendo al Gobierno Nacional es que cumpla con una medida que nos permitiría garantizar la competitividad de una industria clave”.
El pedido tiene como finalidad aliviar la carga fiscal y sostener la producción en cuencas maduras con más de cien años de historia. “La aplicación de un 8% de retenciones agrava la situación del sector”, manifestó el mandatario y reveló que “hay un compromiso firme de las operadoras de reinvertir cada dólar adicional en nuevas inversiones para mantener la actividad y sostener los empleos”.
Más competitividad
Asimismo, el gobernador resaltó la importancia de que “los intendentes, el Gobierno Nacional y las principales operadoras petroleras hayan estado en esta reunión para ponernos de acuerdo para ser más competitivos, teniendo en cuenta que nuestra provincia bajó regalías, sobre todo en áreas marginales, y que los gremios participan de un acuerdo de competitividad que hace mucho más eficiente operar en Chubut”.
Sumado a esto último , Torres destacó “el compromiso de la Nación para la eliminación de retenciones sobre el cual estamos ultimando los detalles, aspirando a eliminarlas progresivamente”.
“Esto va a ser muy bueno, no sólo para Chubut sino para la Argentina porque el resultado va a ser más producción, más trabajo, más competitividad”, aseguró el titular del Ejecutivo, agregando que “el acuerdo implica que el ahorro fiscal tiene que ir íntegramente a más producción, y si se exporta más, se generan más dólares que necesita la Argentina”.
“Es la primera vez que el Gobierno Nacional, una provincia, municipios de todos los colores partidarios y todos los gremios hacemos un acuerdo de competitividad exitoso, y en breve vamos a ver los resultados”, concluyó el gobernador.
Los precios de la energía renovable en Perú se ubican entre los más competitivos de la región, con márgenes que van de 25 a 40 dólares por MWh, según expuso Guillermo Grande, CEO de EDF Perú, durante el Future Energy Summit (FES) Perú realizado el pasado 29 de septiembre en Lima.
El ejecutivo explicó que estos precios se sustentan en condiciones técnicas y geográficas privilegiadas. “La solar tiene centrales que tienen un factor de carga de 32%, eólicas 50-55% e hidroeléctricas 65-70%”, detalló.
A esto se suman otros elementos que hacen viable el modelo. “Tienes buen sol, buen viento, buena cantidad de agua. Matemáticamente, a una buena tasa de financiamiento y con un buen CAPEX, los precios son competitivos”, sostuvo Grande.
Sin embargo, advirtió que este nivel de competitividad no se podrá sostener sin reformas regulatorias, de modo que se espera que en los próximos meses se publique el reglamento y sirva de «efecto exponenciador” que permita la entrada de nuevos actores en condiciones más libres.
“Estamos esperando ese cambio regulatorio para que ya explote la implementación de proyectos por desarrolladores independientes, que no necesiten salir a contratar con un incumbente para poder materializarse”, explicó.
“Tenemos una política energética nacional que creo que necesita una actualización, que merece una actualización. Perú no se puede dar el lujo de utilizar cinco años de vida y crecimiento del país para buscar un resultado”, agregó.
Y apuntó que el país debe consolidar un entorno normativo que garantice continuidad, competitividad y dinamismo.
EDF Perú ya opera y proyecta grandes inversiones para acompañar esta visión. Actualmente desarrolla dos proyectos renovables de 200 MW cada uno, en tecnologías solar y eólica. Además, lidera el despliegue de Amazonas Energía Solar, que instala plantas solares con almacenamiento en 10 ciudades de la Amazonia.
Entre los proyectos más relevantes se encuentra uno ubicado en Iquitos, que apunta a abastecer una ciudad de aproximadamente 100.000 personas. Y en generación firme, la compañía culminó la ejecución de la hidroeléctrica Huanchorro que hoy se encuentra en operación.
“El país tiene un buen potencial solar y eólico, pero energía a las 24 horas renovable creemos que todavía es más consciente desde la hidroeléctrica”, planteó Grande. Para la compañía, una matriz equilibrada requiere respaldo firme que complemente lo intermitente.
En ese contexto, el almacenamiento adquiere una relevancia estratégica, especialmente en zonas donde el acceso es limitado. “Más de dos millones de peruanos viven en lugares donde no hay energía confiable. Entonces el almacenamiento ayuda a tener energía confiable, segura y asequible”, indicó.
Pero esta tecnología también necesita reglas claras que la hagan viable a gran escala en sistemas de almacenamiento. La expectativa es que se habilite un marco que permita combinar distintas fuentes de ingresos, tal como ocurre en otros mercados desarrollados.
Finalmente, el CEO de EDF Perú llamó a actuar con urgencia. “Una vez que tienes un precio de gas subsidiado, eso también tiene un efecto muy fuerte en el precio al cual tienes que referenciar”, planteó subrayando la oportunidad de consolidar un mercado competitivo existe, pero que requiere una regulación alineada con los desafíos actuales y futuros.
AES Colombia confirmó que el megaproyecto eólico Jemeiwaa Kai, desarrollado junto a Ecopetrol en La Guajira, iniciará su construcción en 2026. La iniciativa contempla cuatro parques eólicos con una potencia total de 549 MW en su primera etapa, conectados a través de la línea Colectora del Grupo Energía Bogotá, y se posiciona como una de las inversiones más ambiciosas del sector renovable colombiano.
Pero detrás del anuncio hay una visión más amplia: la apuesta de AES por una matriz híbrida y regionalmente integrada.
Durante el Future Energy Summit (FES) Colombia, el gerente comercial y de regulación de AES Colombia, Jhon Alberto Castillo Villamil, explicó que los grandes generadores están llamados a liderar la transición energética sin comprometer la fiabilidad o la confiabilidad del sistema.
“Es necesario tener portafolios diversificados, con energías de respaldo. Yo necesito hacer una combinación de fuentes de energía para incluso poder formar un concepto de complementariedad y de baterías naturales”, sostuvo el ejecutivo.
A partir de ese concepto, considera que es tarea de los grandes generadores, «por su capacidad de inversión», asumir los costos de innovación para el escalamiento tecnológico, iniciando la próxima etapa de la transición con una articulación efectiva entre generación, almacenamiento y redes.
Colombia se encuentra en un punto de inflexión: con una demanda en crecimiento, zonas interconectadas de forma desigual y una dependencia hídrica que exige diversificación urgente. En ese marco, AES busca consolidar un portafolio híbrido —eólico, solar, hidráulico y de almacenamiento— capaz de sostener la expansión industrial y regional del país.
El enfoque, insistió Castillo, no se limita a la eficiencia técnica. Requiere integrar desde el inicio criterios de sostenibilidad social y ambiental que refuercen la aceptación local de los proyectos.
“El desarrollo energético debe concebirse con una visión de territorio, de largo plazo y de confianza, no sólo desde la visión del cumplimiento de objetivos ambientales, sino que esto realmente se materialice en la generación de valor hacia las comunidades”, puntualizó.
Desde esa mirada, AES Colombia busca proyectar los futuros megaproyectos —como Jemeiwaa Kai— no solo como fuentes de nueva capacidad, sino como modelos de transición ordenada, donde la innovación tecnológica y la participación comunitaria convivan bajo un mismo objetivo: garantizar seguridad energética con impacto positivo en los territorios.
El desarrollo en La Guajira plantea desafíos estructurales que AES deberá sortear para concretar su visión. Además de las limitaciones en infraestructura eléctrica y vial, se da una compleja trama de relacionamiento social que exige estrategias de diálogo sostenido con las comunidades étnicas.
Estos factores han ralentizado el avance de los proyectos eólicos, pese al recurso de viento de clase mundial que caracteriza la zona y los proyectos aprobados superan los 2 GW de capacidad.
Alberto Cuter, vicepresidente para Latinoamérica e Italia de Jinko Solar, compartió su recorrido profesional y su visión actual del mercado fotovoltaico global en el marco de una entrevista exclusiva durante Future Energy Summit (FES) Perú.
Formado como ingeniero electrónico en el Politécnico de Milán, su primer trabajo fue en la Sociedad de Telecomunicación Italiana. Con tan solo 28 años lideraba un equipo de 300 técnicos, pero su vocación iba más allá de lo técnico. “Desde que era pequeño, yo quería hacer algo. A los 18 años organicé una reforestación en la ciudad donde nací y una noche, junto a 500 vecinos, plantamos 300 árboles ”, rememoró.
Tras una etapa como empresario en el auge de las dotcom, su salto al mundo de las energías renovables no fue casual. “La telecomunicación empezó a ser muy aburrida, era solo control de coste. Así que empecé de cero”, explicó. Primero trabajó en una pequeña firma italiana, luego en Phoenix Solar y, finalmente, llegó a Jinko Solar, empresa que marcaría un punto de inflexión en su carrera.
En 2010 ingresó como Sales Manager, y a los seis meses tomó el cargo de Country Manager. A los dos años, dirigía las ventas de Italia, Medio Oriente, África y América Latina. Pero las responsabilidades lo llevaron a replantear su rol.
“Después de algunos años levanté la mano y dije: necesito estar cerca del mercado, ver lo que está pasando”, comentó. Así fue como en 2012 decidió concentrarse exclusivamente en América Latina e Italia, regiones que continúa liderando hasta hoy.
El mercado fotovoltaico al límite: sobreoferta, recortes y el rol del almacenamiento
Con una visión crítica sobre la coyuntura actual del sector, Cuter advirtió que la industria fotovoltaica atraviesa una situación límite: “Todos los fabricantes de paneles están vendiendo abajo del coste desde hace casi un año. No se puede seguir así”.
Y detalló que Jinko Solar redujo su plantilla de 50000 a 30000 empleados, principalmente en el área de producción. “En mi equipo no corté nada porque es el mínimo necesario. Pero la realidad es que la oferta es mucho mayor que la demanda”, remarcó.
Aunque Jinko tiene la espalda financiera para sostenerse, Cuter advirtió que muchas empresas medianas ya enfrentan dificultades. “La industria está creciendo, pero no podemos seguir mientras toda la supply chain pierde dinero”, agregó.
Para el ejecutivo, el modelo de negocio ya no se sostiene solo con módulos. “Una planta solar sin batería va a perder dinero. Lo vimos también en Chile, Brasil y España. En algún momento del día hay mucha más oferta que demanda, y si no podés almacenar, el modelo de negocio no funciona”, insistió. Por eso considera que en el mediano plazo las baterías y los paneles tendrán un peso equivalente en la estructura empresarial.
En ese sentido, seañló lo ocurrido en Italia como un ejemplo claro del desequilibrio actual. “En un fin de semana de mayo, la producción de renovables fue más alta que la demanda. Tuvieron que cortar la conexión de forma remota para proteger la red”, explicó Cuter.
A pesar del contexto adverso, la compañía continúa invirtiendo en innovación. “Jinko es el fabricante con más patentes: tenemos más de 5.000”, destacó Cuter.
El desarrollo más reciente de Jinko Solar es el panel Tiger 3.0, que alcanza una eficiencia del 24,8%. Además, trabajan con una celda tándem basada en perovskita que logra 34% de eficiencia, la cualya se encuentra en laboratorio. “Cuando entré a esta industria, estábamos en 10%”, comparó el ejecutivo.
Además de la innovación tecnológica, Cuter resaltó una decisión estratégica clave en el crecimiento de Jinko Solar: el enfoque en talento local. “Cuando entré, el presidente me dijo que quería ser el primer fabricante del mundo en cuatro años. Lo logramos en cinco”, recordó.
Y atribuyó ese éxito al liderazgo de Artur Herrero, quien impulsó una expansión internacional distinta. “Convenció a la empresa de contratar personas locales en cada país. No podés manejar un mercado desde China si no lo entendés”, detalló.
Después de más de cuatro décadas de carrera, Cuter sostuvo que su motivación sigue siendo la misma que lo movía a los 18 años. “Yo siempre quise hacer algo bueno, algo que dejara huella. A veces parece que el mundo va en otra dirección, pero sigo intentando”, concluyó.
El proyecto, aprobado a fines de octubre, apunta a consolidar un suministro más confiable, eficiente y alineado con los objetivos de descarbonización del país.
“Esta operación beneficiará directamente a millones de personas y refuerza los pilares de América en el Centro: productividad, integración económica y resiliencia climática”, expresó Tomás Serebrisky, Manager de Infraestructura y Energía del BID.
La iniciativa se centra en tres intervenciones clave: la rehabilitación de la Planta Hidroeléctrica Ventanas-Garita (PHVG), mejoras en la red nacional de transmisión y la sustitución de luminarias urbanas por tecnología LED. Cada componente fue diseñado para incrementar la eficiencia del sistema, disminuir costos operativos y reducir el uso de generación térmica.
“La rehabilitación de la PHVG permitirá restablecer su capacidad de generación y reducir el uso de generación térmica, más costosa y emisora de carbono”, destacó Serebrisky.
La PHVG, con una capacidad de 100 MW, es una planta estratégica del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE). Su actualización permitirá extender su vida útil por 30 años, disminuir en 40% las interrupciones forzadas y bajar en 35% los costos operativos. Además, contará con sistemas digitales para el monitoreo y control remoto de sus operaciones.
El programa incluye también la sustitución de 40.000 luminarias públicas por tecnología LED en 41 cantones. Esta acción permitirá ahorrar un 35% en consumo energético anual, equivalente a 7.700 MWh o el consumo promedio de 3.150 hogares. La vida útil de las luminarias se duplicará y se reducirán en al menos 25% los costos de mantenimiento. La mejora impactará en zonas rurales y periurbanas, beneficiando a unas 350.000 personas.
“El programa impulsa la transformación digital del sector eléctrico en tres frentes: generación, transmisión y alumbrado público”, precisó Serebrisky.
En paralelo, el BID financiará la incorporación de mujeres rurales a las obras del proyecto mediante capacitaciones y empleo técnico. El objetivo es incorporar al menos 20 mujeres en tareas operativas de la PHVG y promover su participación en un sector históricamente masculinizado.
“Promover el empleo femenino en zonas rurales es clave para generar ingresos directos y fortalecer las redes productivas locales”, subrayó Serebrisky.
En cuanto a la red de transmisión, se prevé la instalación de transformadores de potencia con capacidades de diagnóstico remoto, lo que reducirá en 9% la duración de interrupciones y en 15% la tasa de fallas del sistema.
Toda la operación está alineada con la Contribución Nacionalmente Determinada (NDC) de Costa Rica y su Plan Nacional de Descarbonización 2018–2050. También fortalece la integración regional del país en el Mercado Eléctrico Regional (MER), consolidando su liderazgo en energía limpia.
“Este proyecto demuestra cómo la colaboración público-privada puede acelerar la transformación del sector energético en América Latina”, concluyó Serebrisky.
El desarrollo del almacenamiento energético en Colombia requiere una mirada técnica adaptada al contexto nacional y no la simple copia de modelos extranjeros. Así lo expresó Tomás Fuentealba, Application Engineer de Sungrow, durante el panel “Escalamiento de almacenamiento energético con renovables en Colombia”, en el marco de Future Energy Summit (FES) Colombia.
El especialista explicó que las condiciones operativas, normativas y de red en cada país son diferentes, y que aplicar sin modificaciones experiencias como la chilena puede resultar ineficiente. “No pensemos que un proyecto porque funcionó en Chile va a poder instalarse tal cual en Colombia. Ese no es el mensaje”, sostuvo.
Y fue enfático: “Un proyecto instalado aquí no va a ser igual a uno en Chile en cuanto a su operación ni a lo que requiere”.
Advirtió también que la tecnología está evolucionando más rápido que la regulación, por lo que recomendó no esperar definiciones normativas para actuar. “A veces la regulación llega tarde respecto a los avances que estamos haciendo desde el punto de vista de la tecnología”, indicó. Frente a este desajuste, propuso anticiparse e instalar pronto lo que será requerido en los próximos años.
Sungrow ya superó los 10 GWh contratados en almacenamiento en Latinoamérica, al igual que ha acumulado 25 GW de pedidos de inversores fotovoltaicos en la región. Adicionalmente, en 2025 reportó un crecimiento de más del 25% respecto al año previo en dicha región. Estos datos respaldan la afirmación del ejecutivo de que la tecnología ya está madura y lista para desplegarse.
“Quiero quedarme con la visión de esos proyectos. Desde su concepción tuvieron claro lo que iba a requerir el sistema en los próximos años”, explicó Fuentealba.
Según el especialista, Colombia aún cuenta con buena inercia gracias a su matriz hidroeléctrica, pero los fenómenos climáticos podrían cambiar esa condición. Ya ocurrió en Chile, donde eventos como El Niño obligaron a rediseñar parte del sistema.
Además de servir como respaldo energético, las baterías pueden prestar servicios esenciales para el sistema eléctrico, como regulación de frecuencia y voltaje, o incluso formar red. Subrayó que estos conceptos técnicos deben ser bien comprendidos y usados con precisión.
“Se habla de grid forming como si fuera cualquier servicio de regulación, pero no es así. Eso lo puede hacer un PCS sin capacidad de formar red”, explicó.
Para el ejecutivo, es clave que reguladores, tecnólogos y desarrolladores trabajen en conjunto para alinear capacidades técnicas con necesidades reales del sistema. Y reafirmó: “Ya tenemos las soluciones tecnológicas para responder a lo que nos pide la red colombiana y nuestros clientes”, aseguró. Invitó a trabajar coordinadamente con todos los actores del sector: “Queremos desarrollar proyectos en conjunto que sean viables financieramente y que también fortalezcan la operación del sistema eléctrico nacional”, concluyó.
La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) presentó su Propuesta Programática 2026–2030: “Electrificación profunda con energías renovables y almacenamiento para el desarrollo de Chile” durante una reunión con el comando presidencial de Evelyn Matthei, representado por el encargado estratégico, Juan Sutil y el encargado programático, Juan Luis Ossa.
La propuesta plantea una hoja de ruta para fortalecer la competitividad del país y avanzar hacia una matriz segura y resiliente, basada renovables y almacenamiento, a través de cinco ejes: electrificación de los consumos, modernización regulatoria, impulso al almacenamiento, fortalecimiento de la transmisión y simplificación de permisos.
Durante la presentación, ACERA destacó la importancia de que Chile adopte una estrategia-país basada en energías limpias, que promueva inversión, innovación y desarrollo industrial. Asimismo, enfatizó la necesidad de que la electrificación se consolide como una política de Estado, con visión de largo plazo y estabilidad regulatoria.
El equipo de energía del comando de Evelyn Matthei liderado por Carlos Barria, presentó los lineamientos del programa que la candidata desea impulsar en la materia.
El programa energético propone que el Estado recupere la conducción del sector con visión de largo plazo y rigor técnico. Sus ejes son: (1) seguridad y resiliencia eléctrica; (2) eficiencia en gestión y procesos tarifarios; (3) simplificación de permisos y fortalecimiento institucional; y (4) electrificación de la economía mediante electromovilidad, hidrógeno verde e industrias limpias.
Con ello apunta a crecer con inversión y estabilidad tributaria, reduciendo a la mitad las emisiones al 2035 y alcanzando la carbono neutralidad al 2050.
“Existe un alto consenso en las materias que un programa de energía debiera contener y así lo constatamos al comparar la propuesta de ACERA con la de la candidata presidencial Matthei, pero creemos sumamente importante concentrarnos en la capacidad de ejecución que las instituciones y sus dotaciones puedan efectivamente realizar, dado el plazo acotado de cuatro años, que tiene un gobierno para la implementación de cualquier política pública y regulación que se pretenda impulsar”, señaló Ana Lia Rojas, directora ejecutiva del ACERA.
Por lo mismo, se relevó la importancia de “una definición de agenda de trabajo priorizada y consensuada con el Poder Ejecutivo y el Parlamento, y avanzar en el fortalecimiento de la institucionalidad del sector”.
¿Qué propone el documento impulsado por ACERA?
El documento destaca que, pese a los 1,9 GW de almacenamiento ya instalados y un objetivo de 5 GW para 2026, persisten barreras regulatorias y de planificación territorial que frenan su expansión. ACERA pide avanzar en un marco de remuneración adecuado e incentivos que fortalezcan al almacenamiento como eje de la transición.
También plantea dos reformas estructurales: una reforma al mercado mayorista eléctrico, que actualice los mecanismos de precios y despacho ante la alta penetración de renovables variables, incluyendo la incorporación de esquemas de ofertas y despacho “day-ahead”, una herramienta que permitiría anticipar precios y optimizar la coordinación entre generadores, transmisores y operadores del sistema.
Mientras que la segunda normativa regulatoria clave está vinculada con la distribución eléctrica, que ya lleva cuatro décadas sin una reforma estructural. Por lo que el documento plantea que las distribuidoras deben evolucionar hacia “plataformas de servicios energéticos”, capaces de gestionar redes inteligentes, almacenamiento local y generación distribuida, fomentando además el rol activo del consumidor y la digitalización del sistema.
En materia tarifaria, la asociación valora el subsidio a familias vulnerables, pero propone que su financiamiento sea público y que, a largo plazo, se reduzcan los costos mediante contratos regulados con mayor presencia renovable e infraestructura moderna.
El documento subraya además la urgencia de resolver los cuellos de transmisión que han provocado más de 6,2 TWh de energía limpia vertida en 2024, impulsando proyectos clave como Kimal–Lo Aguirre y Entre Ríos–Lo Aguirre.
Finalmente, ACERA convoca a construir una “Estrategia País 2026–2030”, que combine liderazgo político, certezas regulatorias y visión de largo plazo.
El gremio urge a finalizar reglamentos pendientes, como los de Coordinación y Operación (DS 125/2017) y Generación Distribuida (DS 88/2019 y DS 57/2019), así como a actualizar normas técnicas de programación, despacho y calidad de servicio.
La modernización de la distribución —añade— debe basarse en estudios técnicos actualizados, con foco en digitalización, participación de la demanda y despliegue de redes inteligentes.
Con abundantes recursos renovables, experiencia técnica y una industria sólida, Chile puede liderar la transición energética latinoamericana, señala ACERA, promoviendo una matriz eficiente, soberana y competitiva que reduzca emisiones, asegure independencia energética y ofrezca precios más justos a los consumidores.
En el marco de la Semana Internacional de la Electrificación y la Descarbonización, que se celebrará del 18 al 20 de noviembre de 2025 en IFEMA MADRID, las ferias GENERA y MATELEC han dado a conocer los proyectos seleccionados en la Galería de Innovación, un espacio que distingue los avances tecnológicos más destacados en eficiencia energética, energías renovables e instalación eléctrica.
Esta iniciativa, ya consolidada como una referencia en el impulso a la innovación del sector energético, ha reconocido un total de 31 proyectos de empresas expositoras y organismos que apuestan por la sostenibilidad, la digitalización y la eficiencia.
El comité de expertos, compuesto por IDAE,FENIE, AFME, ANFALUM, A3E, AEE, ANESE, ASIT, CIDE, COGEN y UNEF, ha sido el encargado de la evaluación de estos proyectos, teniendo en cuenta su innovacióntecnológica, la aplicabilidad de los proyectos, su impacto en la transición energética y su contribución a los objetivos de descarbonización.
Proyectos seleccionados Galería de Innovación 2025
Energía renovable y fotovoltaica.
BauWatch Solar de BauWatch.
ASTERIx-CAESar de CENER.
Chargevite OASIS de CHARGEVITE NERGY.
FuelGae de ANALISIS-DSC.
Sistemas solares flotantes de EMICA SOLAR.
Genergy Power Products de GENERGY POWER PRODUCTS.
Nylofix Gama Ecoline de INTERFLEX.
SURICATOKEN de LINC-EVOLUTION.
Investigación de un nuevo modelo agrovoltaico de METAL FRAME RENOVABLES.
Tubo FlexiUV de AISCAN.
VERISAFE de PANDUIT EUROPE.
Digitalización y control de energía.
COMBI PRO MAX de TOSCANO LÍNEA ELECTRÓNICA.
ELEC CALC: El Motor Inteligente de TRACE SOFTWARE INTERNATIONAL.
ARCBOX de VIRIDIAN SOLAR. Serie SMART NB2 de CHINTELECTRICS.
Medidor de Energía Multicanal UMG 800 de CYDESA.
EnerPilot – Sistema de Optimización Eléctrica de ISTA METERING SERVICES ESPAÑA.
WEOZ de LEGRAND.
CAE Claro de LSF Energía Iberia.
Movilidad eléctrica y soluciones industriales.
TERA NOMAD 3R de TERA BATTERIES.
Zaptec GO2 de ZAPTEC. Ventosa Electrónica Grabo XR 18V de DEWALT (Stanley Black & Decker).
Sistema OGVGRIP de FACOM (Stanley Black & Decker).
Innovación en la Semana Internacional de la Electrificación y Descarbonización
Con esta iniciativa, MATELEC y GENERA refuerzan su compromiso con la innovación tecnológica, la eficiencia energética y el impulso a la transición ecológica, convirtiéndose en el punto de encuentro esencial para los profesionales que lideran el futuro sostenible del sector.
YPF y ENI anunciaron la firma del “ Framework Agreement”, un acuerdo preliminar con la empresa XRG, el brazo internacional de inversiones energéticas de ADNOC (Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dhabi), para avanzar en la negociación de los términos definitivos para su incorporación al proyecto de LNG, que posicionará a la Argentina como un actor relevante en el mercado global de gas natural licuado.
El acuerdo, firmado en el marco de ADIPEC 2025 en Abu Dhabi (EAU), representa un nuevo avance en el desarrollo del proyecto Argentina LNG que se enmarca en el Plan 4X4 que busca transformar a YPF en una compañía “shale de clase mundial” y en una gran exportadora de hidrocarburos para el año 2031.
En ese contexto el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, señaló que “la incorporación de XRG al proyecto Argentina LNG, fortalece una iniciativa clave para el futuro energético del país. Esta alianza estratégica nos permite avanzar en el desarrollo de una plataforma de exportación de GNL de clase mundial con un impacto transformador en términos de empleo, inversión y posicionamiento internacional”.
El proyecto Argentina LNG contempla una solución integrada que combina la producción de gas en Vaca Muerta con la licuefacción mediante tecnología de unidades flotantes (FLNG). La primera fase prevé una capacidad de producción de 12 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL, a través de dos buques FLNG de 6 MTPA cada uno, expandible a 18 MTPA.
Esta alianza representa un hito para YPF, al sumar a un actor de los más relevantes del sector energético global. XRG, lleva adelante inversiones en África, Asia y América del Norte.
Acerca de Argentina LNG
Argentina LNG es un proyecto de gas a gran escala, que integra upstream y midstream, diseñado para desarrollar los recursos de Vaca Muerta y abastecer a los mercados internacionales. Se espera que alcance exportaciones, a través de las diversas fases, por hasta 18 millones de toneladas anuales de GNL para 2030. https://argentina-lng.ypf.com/
Acerca de XRG
XRG es la filial internacional de inversiones de ADNOC, establecida para impulsar la expansión global de la compañía en el sector energético, con especial foco en gas natural, productos químicos y soluciones energéticas.
Con un valor empresarial de más de 80 mil millones de dólares, XRG aspira a duplicar sus activos en la próxima década, y tiene como objetivo convertirse en líder mundial en el sector químico, crear una cartera global de gas integrada y fortalecer inversiones en soluciones energéticas.
Las operaciones de XRG incluyen adquisiciones y gestión de participaciones internacionales: Next Decade Rio Grande LNG en EEUU, concesión Área 4 de la cuenca de Rovuma en Mozambique, y varias inversiones en gas en Turquemenistan y Egipto. https://xrg.com/
El gobernador Rolando Figueroa encabezó en la semana pasada un encuentro con empresarios organizado por la Federación de Cámaras del Sector Energético de Neuquén (FECENE) en Río de Janeiro, Brasil.
En la continuidad de la Offshore Technology Conference (OTC) Brasil 2025, el mandatario destacó el potencial energético, turístico y humano de la provincia, y planteó la necesidad de construir alianzas estratégicas que impulsen el desarrollo regional y nacional.
“Neuquén es una provincia que además de tener turismo, buena gastronomía, tiene muchísima energía. La mejor energía”, afirmó Figueroa.
Subrayó que el desafío actual es “poner en valor lo que tenemos que monetizar dentro de los próximos treinta, cuarenta o cincuenta años”, y añadió: “Necesitamos socios, necesitamos demanda, necesitamos generar el crecimiento, creo que está todo dado para poder lograrlo”.
El gobernador sostuvo que el país atraviesa una etapa favorable para la inversión. “Hoy la Argentina tiene un norte, una mirada hacia adelante, y los neuquinos apostamos a que todas las cosas se den”, expresó.
Durante su exposición, recordó que “la roca está probada, hemos hecho una comarca petrolera, y ahora estamos en condiciones de brindarle a Latinoamérica gas, pero también de vender GNL al mundo”.
En sus palabras el gobernador también reconoció las potencialidades neuquinas más allá de la energía y convocó al interés de los inversores vinculados al desarrollo inmobiliario y turístico. A los que invitó a conocer “la mayor superficie esquiable del país, pero además nuestros vinos, nuestras truchas y la calidez de nuestra gente”, recalcó.
Finalmente, Figueroa convocó a establecer vínculos y desarrollar negocios a partir del crecimiento en las relaciones humanas. “Es un momento muy propicio para hacer un win win: ganar acá, ganar en la Argentina, y lograr que nuestros pueblos vivan mejor”.
El Gobierno de Río Negro realizó en Cipolletti la apertura de sobres de la licitación convocada para otorgar un permiso que permitirá explorar y, en una etapa futura, desarrollar y producir hidrocarburos en el bloque Cinco Saltos Sur, ubicado en el sector rionegrino de la Cuenca Neuquina.
El acto, encabezado por la Secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya, contó con la presencia de los apoderados de la empresa Pan American Energy (PAE), Nicolás Bertorello y Nicolás Fernández Arroyo.
Durante el acto se realizó la apertura de los sobres correspondientes a la oferta técnica y económica de PAE, que había presentado un proyecto de Iniciativa Privada para explorar la potencialidad de la formación Vaca Muerta en territorio rionegrino.
Tras la verificación de los antecedentes y el cumplimiento de los requisitos establecidos en el Pliego de Bases y Condiciones, la oferta fue declarada válida y formalmente admisible.
En su oferta económica, la compañía propuso un plan de inversiones de 1.717 Unidades de Trabajo, equivalentes a U$s 8.584.200, superando por poco el monto mínimo requerido y con el cual se abrió el proceso.
El proyecto contempla la perforación de un pozo exploratorio vertical de al menos 3.000 metros de profundidad, con una rama horizontal mínima de 2.000 metros, y 13 etapas de fractura hidráulica durante el primer período de exploración. También se incluyó el reprocesamiento de sísmica 2D y geoquímica de rocas generadoras en la superficie del área.
El concurso público se enmarca en la política energética provincial que promueve la exploración responsable y sostenible de los recursos hidrocarburíferos, con foco en la generación de empleo local y el cumplimiento de las normas ambientales y de seguridad.
El Gobierno Provincial, a través de la Secretaría de Estado de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero, dependiente del Ministerio de Energía y Minería, llevó adelante una serie de inspecciones técnicas en yacimientos ubicados en la Cuenca Austral santacruceña.
El operativo tuvo como objetivo verificar el cumplimiento de la Ley Provincial N° 2.658 y su Decreto Reglamentario, así como las disposiciones establecidas en la Ley Provincial N° 3.885, que regula las competencias de la Autoridad de Aplicación en materia ambiental, energética y minera.
Durante las jornadas, inspectores del área recorrieron diversas instalaciones correspondientes a la operadora CGC S.A., incluyendo plantas, baterías, recintos de residuos peligrosos, repositorios de suelos empetrolados, pozos y cutineras.
Con estas acciones, el Gobierno de Santa Cruz reafirma su compromiso con la fiscalización integral de la actividad hidrocarburífera, promoviendo una producción responsable, la preservación del entorno natural y el cumplimiento estricto de la legislación vigente.
El Gobierno nacional avanza con la licitación para la operación privada de las cuatro represas hidroeléctricas del Comahue —Alicurá, El Chocón-Arroyito, Cerros Colorados-Planicie Banderita y Piedra del Águila— y prevé un análisis minucioso del historial judicial y arbitral de las empresas oferentes, especialmente aquellas que en el pasado litigaron contra el Estado argentino en tribunales internacionales.
La convocatoria, inicialmente prevista para septiembre pero postergada por pedido de las empresas en medio de la volatilidad cambiaria previa a las elecciones presidenciales, busca renovar las concesiones vencidas en 2023 bajo un esquema que contempla participación privada y un margen accionario de hasta el 10% para las provincias de Neuquén y Río Negro.
La propuesta incorpora un canon por el uso del recurso hídrico y un mecanismo de distribución de ingresos que destinará un porcentaje a obras de infraestructura definidas por la Autoridad Interjurisdiccional de Cuencas (AIC), con el objetivo de garantizar un aprovechamiento sustentable y federal del sistema.
Entre las compañías interesadas en competir se encuentran las actuales operadoras —Enel Generación, Central Puerto, Aconcagua Energía Generación y AES Corporation— así como nuevos jugadores del sector energético como Pampa Energía, YPF Luz, Genneia, MSU Energía, la francesa TotalEnergies y conglomerados chinos con presencia en el negocio hidroeléctrico global.
El antecedente de conflictos internacionales es un factor que el Ejecutivo considera sensible. Entre los casos destacados figura el de la estadounidense AES, ex operadora de Alicurá, que obtuvo este año un fallo favorable por más de 700 millones de dólares en el CIADI, derivado de la pesificación de los contratos ocurrida en la década del 2000.
Fuentes oficiales señalaron que si bien estos antecedentes no inhabilitan la participación en la licitación, sí requieren “un análisis más cuidadoso” en la evaluación. “El país no puede exponerse a repetir conflictos jurídicos que terminaron costando millones de dólares”, explicaron desde el entorno de la Secretaría de Energía.
La nueva fecha límite para la presentación de ofertas quedó fijada para el 7 de noviembre próximo, y el Gobierno espera adjudicar las nuevas concesiones antes de fin de año, en línea con el plan de ordenamiento del sector energético.
YPF logró reducir en un 25% los tiempos de construcción de pozos, desde la preparación del terreno hasta la apertura de la primera válvula. Este avance es fruto del proyecto Toyota Well, una alianza estratégica con la automotriz japonesa que aplica el sistema de producción TPS (Toyota Production System) al desarrollo de pozos petroleros.
“Este resultado demuestra que la innovación aplicada con disciplina transforma la industria. Toyota Well nos permite producir más, mejor y más rápido”, afirmó Horacio Marín , presidente y CEO de YPF.
El proyecto, que comenzó como una prueba piloto, hoy se implementa a escala completa, con más de siete vicepresidencias involucradas y más de 250 personas trabajando en equipos integrados junto a contratistas.
“Toyota Well es una transformación cultural para YPF y para nuestros proveedores. Estamos cambiando la forma en que trabajamos, construyendo relaciones más colaborativas y eficientes”, expresó Micaela Julieta Cecchini, referente del proyecto.
Impactos
Como parte del Toyota Well, por ejemplo, YPF consiguió una reducción récord del 71% en los tiempos en la puesta en marcha de los pozos , pasando de 10 días en promedio a enganchar 4 pozos en menos de un día. Se trata de tiempos sin precedentes en Argentina.
El Real Time Intelligence Center (RTIC) ha sido un componente esencial del proyecto, aportando visibilidad operativa en tiempo real, análisis de datos y soporte técnico para la toma de decisiones ágiles. Su contribución permitió integrar tecnología y conocimiento en campo, acelerando la transformación operativa.
Este resultado representa un paso clave dentro del Plan 4×4 , la hoja de ruta estratégica de YPF. La reducción de tiempos operativos permite escalar con mayor velocidad, manteniendo la calidad y reduciendo costos, lo que fortalece la competitividad de la compañía en el mercado energético.
Honduras tendrá elecciones presidenciales a fin de noviembre y el sector energético observa con atención —y preocupación— la falta de definiciones concretas por parte de los principales candidatos. En un contexto regional donde la inversión en renovables crece a ritmo acelerado, la ausencia de señales claras sobre el rumbo energético hondureño podría dejar al país rezagado frente a sus vecinos.
Uno de los puntos más sensibles es la indefinición sobre la estructura institucional clave del sector, por lo que la falta de respuestas sobre estos organismos genera incertidumbre en el mercado y dificulta la planificación de proyectos a largo plazo.
“Ninguno de los candidatos ha definido aún cómo se conformará el Ministerio de Energía, la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), la CREE o el CND”, señalaron fuentes cercanas a Energía Estratégica.
El panorama electoral muestra a Nasry Asfura (Partido Nacional), Salvador Nasralla (Partido Liberal) y Rixi Moncada (Partido Libre) como los tres principales contendientes paragobernar durante el período 2026-2030. Si bien las encuestas son poco confiables —por su sesgo según el partido que las encarga—, hay un dato consistente: en los estudios internos de los partidos Liberal y Libre, el Partido Nacional aparece en segundo lugar. Esto refleja un escenario abierto y polarizado.
A pesar de sus diferencias ideológicas, hay un punto común: todos los candidatos coinciden en la necesidad de recuperar la confianza de los sectores productivos y atraer inversión. La energía aparece en sus discursos como una pieza estratégica para ese objetivo, aunque con matices significativos en la forma de abordarlo.
Por un lado, Salvador Nasralla propone un modelo de Estado competitivo, con apertura de mercados, mejor acceso al crédito y colaboración público-privada. Su planteo busca eliminar barreras para el crecimiento y modernizar la infraestructura energética. Si se concreta en políticas reales, podría generar condiciones propicias para acelerar la incorporación de tecnologías limpias.
Nasry Asfura, en cambio, enfoca su propuesta en la estabilidad institucional, descentralización y generación de empleo. Su mensaje de “menos discursos y más acción” apunta a generar confianza y previsibilidad, factores clave para inversiones de largo plazo. En el ámbito energético, su visión se alinea con continuidad regulatoria, expansión de redes y asociaciones con el sector privado para ejecutar proyectos renovables.
Finalmente, Rixi Moncada, por su parte, representa una línea más estatista, con foco en la transparencia y el control del gasto público. Si bien su postura genera dudas en el sector privado, desde el entorno técnico se reconoce que, con claridad normativa, apertura al diálogo e incentivos, podría reforzar la institucionalidad del sector y facilitar una transición energética bajo liderazgo estatal.
En paralelo al debate electoral, el gobierno de Xiomara Castro mantiene abierta una licitación clave de 1500 MW para proyectos de generación renovable, que incluye desarrollos solares, eólicos y de biomasa. Este proceso busca diversificar la matriz energética y reducir la dependencia de fuentes térmicas. La continuidad de esta iniciativa será una prueba para el nuevo gobierno y una señal importante para los inversores.
Para el sector, la preocupación va más allá de los nombres propios. “Lo fundamental es que Honduras consolide principios clave como el libre mercado, la seguridad jurídica y la estabilidad regulatoria”, remarcan desde fuentes cercanas a Energía Estratégica. El consenso en torno a esos pilares permitiría convertir las energías renovables —hidráulica, solar, eólica, biomasa o almacenamiento— en la base de una economía más competitiva y resiliente.
La elección de 2025, entonces, no solo definirá al próximo presidente, sino el modelo de desarrollo que seguirá el país en la próxima década. Si el nuevo gobierno logra construir una política energética de largo plazo, con reglas claras, instituciones fortalecidas y compromiso con la transición, Honduras podría convertirse en un polo de atracción para la inversión verde en Centroamérica.
Lo que está en juego no es solo quién gobierna, sino cómo se gobierna. Para que las oportunidades se conviertan en realidades, será clave que la voluntad política esté a la altura de los desafíos que plantea el nuevo paradigma energético.
Las energías renovables atraviesan un momento de transición en Colombia. El país ya cuenta con 85 parques de mediana y gran escala operativos que suman 2300 MW de potencia, lo que representa el 12% de la capacidad instalada nacional, frente al exiguo 2% de hace apenas dos años.
Además, el segmento de autogeneración también muestra un crecimiento exponencial, al pasar de 9.000 a más de 21.000 proyectos identificados en menos de un año. Esto implica más de 1 GW instalado, con ahorros de entre el 30% y el 90% en el costo de la energía para las empresas.
Sin embargo, el avance de las renovables enfrenta un obstáculo estructural: la dificultad para asegurar financiamiento. A pesar de contar con aprobación de conexión, más de 6500 MW aún no logran cerrar financieramente debido a trabas regulatorias y de permisología.
En este contexto, Daniel Arango, director de Energía y Recursos Naturales de Bancolombia, impulsa una mirada más amplia sobre los instrumentos disponibles.
Todavía falta diversificar un poco más y salirnos de los productos tradicionales. Porque hay espacio para innovar en temas de deuda, los subordinados o en financiamiento mezzanine, temas no muy avanzados en Colombia”, indicó durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Colombia.
En su análisis, el sector financiero ha demostrado capacidad de respuesta: en Colombia y la región ya se han financiado 1.5 GW a través del modelo project finance. Sin embargo, considera que es momento de explorar nuevos caminos.
“En temas de aportes de capital hay que hacer un esfuerzo por vincular, juntar más puntas, ya que los inversionistas internacionales se pueden beneficiar mucho de socios locales y con los grandes capitales que hay en Colombia”, subrayó.
“Es decir que más allá de lo tradicional del Project Finance o del financiamiento corporativo, hay espacio para más herramientas. Tenemos leasing, tenemos renta y uso, modelos en donde Bancolombia es dueña de los activos y el cliente simplemente paga un canon”, añadió.
En paralelo al desafío financiero, Arango advierte sobre la necesidad de no limitar la mirada únicamente al desarrollo de proyectos solares, por más que estos sean los de más rápida ejecución, y por ende no perder de vista la visión de portafolio y la diversificación.
Desde su perspectiva, es positivo que resurja el interés por proyectos hidroeléctricos y también se debe seguir haciendo fuerza para que se concreten parques eólicos que permitan mayor complementariedad en el sistema eléctrico.
“Además, tenemos mucho interés en sistemas BESS. Hay dos clientes de Bancolombia que ya tienen unos pequeños proyectos con baterías. Sin embargo no los han financiado, razón por la cual no tuvimos oportunidad de mirarlo de cara a una aprobación, pero estamos pues abiertos a que los clientes traigan esos modelos de negocio y desde Bancolombia los analizamos”, manifestó.
“Invitamos a los clientes e inversionistas que nos busquen y que empecemos de manera conjunta a hacer la evaluación para financiar ese tipo de proyectos BESS”, aseguró.
Subastas y planificación: claves hacia 2026
Uno de los puntos críticos para dinamizar el cierre financiero de proyectos renovables es, según Arango, la organización de subastas públicas.
“Es fundamental las subastas para el desarrollo rápido, porque hay incentivos claros para la entrada de proyectos”, explica el directivo de Bancolombia. A su entender, los procesos de subasta permiten incorporar bloques significativos de capacidad en menor tiempo, mientras que en los intervalos entre subastas predominan las negociaciones bilaterales, que si bien son válidas, tienden a demorar la estructuración de nuevos proyectos.
Para el ejecutivo, el 2026 aparece como un año bisagra. “Seguramente el año que viene será un año de mucha planeación de mediano y largo plazo, que tiene que evitar que la brecha entre oferta y demanda se siga cortando”, afirma.
También destaca la importancia de contar con una regulación estable y ágil en materia de permisos, que dé seguridad a los inversionistas.
“Está claro que actualmente lo más fácil y rápido de construir son proyectos solares. Es muy importante que el Gobierno apoye con incentivos, con una regulación estable que permita a los inversionistas estar tranquilos, porque serán los que abastecerán la demanda en el corto plazo”, sostiene.
En definitiva, Bancolombia apuesta a jugar un rol activo en esta nueva etapa del sector energético, combinando una visión financiera más innovadora con una apuesta tecnológica más diversificada. Como resume Arango, “hay espacio para hacer más cosas y el momento para innovar es ahora”.
Panamá puede transformar su sistema energético a partir de una matriz limpia y hacerlo de forma rentable. Un nuevo informe del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) sostiene que un escenario de transición energética acelerada permitiría alcanzar un 88% de participación de energías renovables en la generación eléctrica para 2050, reduciendo además las emisiones del sistema energético en un 74% respecto al año 2020.
El documento, titulado “Análisis de costo-beneficio de escenarios de transición energética para la descarbonización del sector energía y transporte a 2050 en Panamá”, fue elaborado por Miguel Jaramillo, Tania Miranda, Rocío Medina, Paula Araiza y Diego Villalobos.
Allí se comparan tres trayectorias posibles: un escenario Tendencial, uno Intermedio y uno Acelerado. Este último combina una alta penetración de fuentes limpias, políticas de eficiencia energética y una electrificación profunda de la demanda, especialmente en el sector transporte.
“El escenario Acelerado resulta en la matriz energética más limpia, con una intensidad de emisiones que se reduce a 0,065 tCO₂/MWh en 2050”, indica el documento. En contraste, el escenario Tendencial, sin grandes transformaciones, se mantiene en 0,243 tCO₂/MWh para ese mismo año.
El ahorro neto acumulado para el sistema energético en el escenario Acelerado sería de USD 7.314 millones al 2050 respecto al escenario Tendencial. Este resultado considera los costos totales de inversión, operación, mantenimiento, combustible, externalidades por emisiones y beneficios derivados del ahorro en subsidios.
El estudio también detalla que, en el escenario más ambicioso, “la participación de las fuentes renovables en la generación eléctrica sería de 88% en 2050”, frente al 71% del escenario Intermedio y el 60% del Tendencial. La matriz estaría dominada por energía solar fotovoltaica, eólica e hidroeléctrica, acompañadas por sistemas de almacenamiento.
En relación con la rentabilidad, el informe sostiene que “la tecnología solar fotovoltaica se convierte en la más económica en el largo plazo, seguida por la eólica terrestre y la hidroeléctrica de pasada”.
Además, destaca que la electrificación de la demanda, especialmente del transporte, es viable si se basa en una matriz baja en emisiones: “La descarbonización del transporte requiere una matriz eléctrica baja en emisiones; de lo contrario, solo se trasladan las emisiones a otro sector”.
En cuanto a inversión, se estima que el escenario Acelerado requerirá USD 17.204 millones acumulados al 2050 en el sistema energético panameño. A pesar del mayor esfuerzo inicial, representa el escenario de menor costo total al considerar todas las variables del sistema.
El documento fue producido en el marco de la Iniciativa de Descarbonización de América Latina y el Caribe del BID, y busca servir de insumo técnico para la planificación energética de Panamá, incluyendo su hoja de ruta hacia las metas de cero emisiones netas.
“La inversión en un sistema de transporte electrificado y eficiente en conjunto con una matriz energética más limpia resulta en menores costos totales para el país que continuar con la trayectoria actual”, concluye el reporte.
El Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) finalizó la última soldadura automática en línea regular en el ingreso a la Terminal Portuaria de Punta Colorada, donde se almacenará el crudo de Vaca Muerta, para su futura exportación a partir de diciembre de 2026.
Con este nuevo hito, VMOS culminó los trabajos de soldadura automática del oleoducto de 437 kilómetros de extensión y 30 pulgadas (762 mm) de diámetro que conecta la localidad de Allen, en el Alto Valle de Río Negro, con Punta Colorada, en la zona atlántica de la provincia, y en cercanías a la ciudad de Sierra Grande.
Los trabajadores de la UTE Techint-Sacde, a cargo de la obra, celebraron este nuevo hito, luego de haber alcanzado en octubre un récord de soldadura en línea regular de 175 uniones en una sola jornada, lo que equivale a más de 4 km de avance en un único día.
El CEO de VMOS, Gustavo Chaab, destacó la importancia de este logro y expresó su agradecimiento “a las empresas que lo hicieron posible y a todos sus trabajadores”.
La obra de construcción del oleoducto implicó un importante desafío para lograr 76 cruces especiales de rutas y arroyos, como así también el traslado de más de 200 equipos pesados y tres campamentos móviles de 1.500 trabajadores en total a lo largo de toda la traza. Esta etapa del proyecto se completará con trabajos de soldaduras lineales y el cruce subterráneo del río Negro, previsto a partir de diciembre de 2025, por medio de tecnologías dirigidas de última generación (HDD), que garantizan la integridad de las operaciones.
El Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) permitirá despachar 180.000 barriles diarios de petróleo, en una primera fase, para luego alcanzar los 550.000 barriles diarios.
El desarrollo de VMOS marca un paso decisivo en la consolidación de Vaca Muerta como polo exportador y en el fortalecimiento de la infraestructura energética que permitirá incrementar la producción de petróleo y generar exportaciones por 15.000 millones de dólares adicionales para la Argentina en los próximos años.
VMOS es un proyecto de transporte de petróleo de gran escala, que integra upstream y midstream, diseñado para desarrollar los recursos de Vaca Muerta y abastecer a los mercados internacionales.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad activó nuevos cuadros tarifarios para el mes de noviembre por el transporte de electricidad en alta tensión, y por el suministro de energía eléctrica por redes domiciliarias a todos los tipos de usuarios, discriminados por categorías y nivel de consumo.
Se mantiene (aunque a la baja) el esquema de subsidio parcial (con topes de consumo mensual)para usuarios Residenciales Nivel 2 y 3 (de ingresos bajos y medios), y para clubes de barrio y de pueblo y entidades de bien público. Las resoluciones instruyen a las distribuidoras para que identifiquen de manera destacada en las facturas el “Subsidio Estado Nacional” y el “Costo del Mercado Eléctrico Mayorista”, para informar el monto subsidiado.
Las subas tarifarias resultan de una combinación de ajustes que fueron determinados por la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT), mas la actualización en base a un índice mensual que toma proporciones del IPIM (precios internos al por mayor 67%) y del IPC (precios al consumidor 33%) que en esta oportunidad resultó de 3,16 por ciento.
En los casos de las distribuidoras del AMBA -Edesur y Edenor- el Costo Propio de Distribución se incrementa en noviembre 3,5 % y 3,6 % respectivamente (Resoluciones ENRE 744 y 745/2025).
A modo de referencia cabe señalar que, para un usuario Residencial Tarifa 1 -Nivel Altos ingresos- con consumo de 501 a 600 kwh mes el Cargo Fijo es de $ 14.995, y el Cargo Variable es de $ 122, 45 por kwh consumido.
El ministerio de Economía autorizó además en relación con la energía eléctrica que el Precio Estacional de Energía (PEST) debe incrementarse en 3,45 %, y el Precio Estacional del Transporte en Alta Tensión ajustarse, en el caso de Transener, el 7,61 % (Resolución 724). Se trata de ajustes a la suba de los valores horarios que se pagan sobre el equipamiento regulado disponible para el uso, definidos por la Secretaría de Energía para el período noviembre 2025-abril 2026.
Para los casos de otras Transportadoras y Distribuidoras troncales de electricidad el ENRE oficializó una serie de resoluciones (725 a 743/2025) que autoriza subas variadas: Transnoa 4,54%; Distrocuyo 7,85%; Transpa 12,90%; Transcomahue 13,02%; EPEN 3,83%; Transba 4,41%; Transnea 8,48%; Yacylec 4,95%; Limsa 5,87%; Litsa 5,34%; Edersa 18,26%; Enecor 5,73%; DPEC 5,21%; Transacue 9,67%; y otras.
Asimismo, y a través de la Resolución 730 el ENRE oficializó un nuevo esquema de medición del consumo en favor de las empresas EDESUR y EDENOR (Ver aparte).
El Gobierno de Río Negro impulsó un encuentro con cámaras empresarias y representantes del consorcio VMOS para promover la participación de proveedores locales en la etapa operativa del oleoducto y fortalecer el empleo rionegrino.
El encuentro se realizó en Cipolletti y permitió acercar a representantes de cámaras, PYMES y empresas de servicios locales con autoridades del consorcio Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que encabeza la construcción del nuevo oleoducto entre Allen y Punta Colorada.
La convocatoria tuvo como eje fortalecer la vinculación del entramado productivo rionegrino con el sistema de Compras y Contrataciones del proyecto, que acaba de abrir su registro de proveedores.
Durante la jornada el CEO de VMOS, Gustavo Chaab, explicó que esta instancia marca el inicio de la etapa operativa del proyecto, donde se requerirá una amplia red de servicios locales. “Formamos nuestro equipo de compras y contrataciones y vinimos a buscar proveedores para todos los servicios de operación y mantenimiento del ducto”, señaló. Entre los rubros mencionó mantenimiento de instalaciones, servicios eléctricos e instrumentales, transporte, alimentación, vestimenta, monitoreos ambientales, consultorías, salud y seguridad.
Chaab destacó además que el alcance de la convocatoria “abarca todo el mapa de Río Negro”, con operaciones distribuidas entre el Valle y la zona Atlántica, donde se emplaza la terminal de exportación en Punta Colorada. En este sentido, remarcó los cuatro valores que guían la gestión del consorcio y que serán centrales para la selección de proveedores: seguridad, sustentabilidad, eficiencia e integridad.
El consorcio VMOS está integrado por las principales operadoras de Vaca Muerta: YPF (25%), Pluspetrol (17%), Vista (10%), Shell (8%), Chevron (10%), Tecpetrol (8%), Pan American Energy (11%), Pampa Energía (10%) y GyP (1%), lo que lo convierte en la alianza industrial más grande del país en infraestructura petrolera. El oleoducto, de 437 kilómetros, conectará Allen con Punta Colorada, y su terminal contará con seis tanques de 120.000 m³ cada uno, destinados al almacenamiento de crudo para exportación.
La Secretaría de Energía y Ambiente de Río Negro promueve estos espacios de articulación como parte de su política de acompañamiento al desarrollo energético provincial, generando oportunidades concretas para pymes y trabajadores rionegrinos.
Con esta nueva etapa de vinculación, la Provincia consolida su papel como socio estratégico del crecimiento de Vaca Muerta y motor de la producción energética nacional.
El ex presidente Mauricio Macri reveló este sábado, a través de un duro comunicado, que en su última reunión con Javier Milei en Olivos le propuso un nombre concreto para reemplazar a Guillermo Francos en la Jefatura de Gabinete: Horacio Marín, el actual presidente y CEO de YPF.
En un extenso posteo en la red social X, Macri lamentó la salida de Francos (“un hombre con capacidad y equilibrio”) y calificó la decisión de reemplazarlo por alguien “sin experiencia” (en alusión a Manuel Adorni) como “desacertada”.
“Como le mencioné [a Milei], existía la posibilidad de reemplazar a Francos por otra persona idónea de su equipo, con un perfil más técnico y mayor capacidad de conducción y coordinación de equipos, como Horacio Marín, actual presidente de YPF, que reúne todas las condiciones por su experiencia previa“, escribió Macri.
Aunque el ex mandatario reconoció que “no logramos ponernos de acuerdo”, su postulación puso sobre la mesa el nombre de un hombre fuerte del sector energético.
Ayer fui invitado a comer por el presidente Milei en Olivos, en agradecimiento por el apoyo que le di en la semana más difícil de su gobierno antes de las elecciones. En el encuentro hablamos sobre los temas pendientes. La idea era pensar la mejor manera de reforzar los equipos y…
Horacio Daniel Marín, de 62 años, es ingeniero químico recibido en la Universidad Nacional de La Plata (UNLP), con una maestría en Ingeniería en Petróleo de la Universidad de Texas y un programa ejecutivo en Stanford.
Antes de ser convocado por Javier Milei para asumir como Presidente y CEO de YPF en diciembre de 2023, Marín desarrolló una extensa carrera de 35 años en el Grupo Techint, la compañía de Paolo Rocca.
El hombre de Vaca Muerta (y su vínculo con Macri)
Dentro de Techint, Marín ocupó el cargo de presidente de Exploración y Producción de Tecpetrol (la petrolera del grupo). Es ampliamente reconocido en la industria por haber liderado el proyecto gasífero “Fortín de Piedra”, el desarrollo más importante de la compañía en Vaca Muerta.
El vínculo con Macri no es casual. Ese proyecto se lanzó formalmente en marzo de 2017, durante la presidencia de Mauricio Macri, quien recibió al propio Marín, a Paolo Rocca y a Carlos Ormachea en la Casa Rosada para anunciar una inversión de US$ 2.300 millones, impulsada por el “Acuerdo de Productividad de Vaca Muerta” que propiciaba el gobierno de Cambiemos.
Pese al fuerte respaldo de Macri a su perfil técnico, la reconfiguración del Gabinete avanzó en la dirección que La Libertad Avanza considera de máxima confianza, dejando al “petrolero” al frente de YPF.
El Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa confirmó que Manuel Arévalo continuará al frente del influyente gremio que agrupa a los cuadros superiores y profesionales de Vaca Muerta y toda la región hidrocarburífera.
La Junta Electoral del sindicato oficializó la Lista 1 Azul y Blanca, encabezada por Arévalo, junto a Maximiliano Arévalo como secretario adjunto y Valentín Bevaqua como secretario gremial. El proceso electoral se llevará a cabo el 19 de diciembre de 2025.
“Al ser la única lista presentada es una clara muestra de respaldo y confianza a una manera de trabajar con compromiso, responsabilidad y dedicación hacia nuestros afiliados, afiliadas y sus familias”, destacó Arévalo, fundador del sindicato y referente histórico de las trabajadoras y trabajadores petroleros jerárquicos.
Este sindicato representa a los técnicos, ingenieros, geólogos y personal con responsabilidades de mando, un actor fundamental para la operatividad y el desarrollo de los megraproyectos que motorizan Vaca Muerta, como el reciente VMOS y los futuros gasoductos de GNL.
Un ataque masivo con drones ucranianos en la región rusa del Mar Negro dejó un petrolero en llamas y dañó las instalaciones de carga de petróleo en la ciudad portuaria de Tuapse, donde se encuentra una refinería clave de Rosneft.
Rusia informó del derribo de 71 drones durante la noche en la región de Krasnodar y en las inmediaciones del Mar Negro, según un comunicado del Ministerio de Defensa. Las autoridades locales de Tuapse y Novorossiysk, donde se ubica la mayor terminal petrolera rusa de la región, emitieron alertas sobre posibles nuevos ataques cerca del mediodía.
Fragmentos de un dron dañaron la cubierta de un buque cisterna en Tuapse y obligaron a la tripulación a evacuar, según un comunicado publicado en el canal de Telegram de los servicios de emergencia regionales. El aeropuerto de Sochi, principal centro de transporte aéreo de la región, suspendió temporalmente sus vuelos el domingo.
En los últimos meses, Ucrania ha intensificado los ataques contra la infraestructura energética rusa, desde refinerías hasta oleoductos y terminales marítimas, mientras que el Kremlin ha aumentado los ataques contra las redes de gas y electricidad de Ucrania de cara al invierno.
Rosneft opera una terminal de transbordo cerca de su refinería de Tuapse con una capacidad de aproximadamente 17 millones de toneladas anuales, según la página web de la petrolera . La terminal se utiliza principalmente para la exportación de fuelóleo, nafta y diésel producidos en las refinerías de Tuapse, Saratov, Achinsk y Samara de la compañía.
La refinería de Tuapse tiene una capacidad de aproximadamente 240.000 barriles por día.
El departamento de prensa de Rosneft no respondió a una solicitud de comentarios enviada por WhatsApp fuera del horario laboral habitual.
Rosneft fue sancionada por Estados Unidos el mes pasado junto con Lukoil Pjsc, mientras que los últimos intentos de paz del presidente estadounidense Donald Trump fracasaron.
Ucrania reivindicó el sábado un ataque contra tres ramales de un oleoducto en la región de Moscú, calificándolo de “duro golpe” a la logística militar rusa. El oleoducto Koltsevo se utiliza para transportar gasolina, diésel y combustible para aviones, según la inteligencia militar ucraniana, que anunció la acción.
Por otra parte, el domingo, la Fiscalía General de Ucrania informó que al menos seis personas, entre ellas dos menores, murieron durante la noche en una serie de ataques con drones y misiles rusos en las regiones sur y central del país. La Fuerza Aérea ucraniana indicó que las fuerzas del Kremlin lanzaron unos 79 drones y dos misiles balísticos.
Por medio del Decreto 782/2025, publicado este viernes en el Boletín Oficial, el Gobierno estableció un nuevo aumento en el impuesto a combustibles líquidos y dióxido de carbono para todo noviembre, el cual repercutirá en los valores de la nafta y el gasoil, y constará de una actualización que corresponde al 2024. La última suba había sido anunciada en agosto y rigió para septiembre y octubre.
A través del decreto, que lleva la firma del presidente Javier Milei, el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, y el ministro de Economía, Luis Caputo, el Poder Ejecutivo impuso que para las naftas se aplicará una suba de $15,557en el impuesto sobre los combustibles líquidos y de $0,953 por litro en el impuesto al dióxido de carbono.
En el caso del gasoil, el aumento será de $12,639 por litro para el gravamen general, $6,844 para la alícuota diferencial que rige en regiones como la Patagonia y zonas específicas del interior del país, y $1,441 por litro por el gravamen al CO₂.
“El incremento total en los montos de impuesto a que se refiere el primer párrafo de este artículo que resulte del remanente de la actualización correspondiente al año calendario 2024 y de las actualizaciones correspondientes al primer y segundo trimestres calendario del año 2025, en los términos del artículo 7° del Anexo del Decreto N° 501/18, surtirá efectos respecto de la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil para los hechos imponibles que se perfeccionen desde el 1° de diciembre de 2025, inclusive”, detallaron.
Según informaron en la normativa, los montos actualizados derivan de la fórmula de ajuste trimestral basada en la variación del Índice de Precios al Consumidor (IPC) que informa el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC).
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) dio luz verde al cambio en el sistema de facturación para los usuarios residenciales (Tarifa 1) de Edesur y Edenor, que pasarán de la lectura bimestral a la lectura y facturación mensual de los medidores.
La Resolución 730/2025, publicada este lunes 3 de noviembre y que entra en vigencia hoy mismo, modifica la metodología que regía desde 2016. Hasta ahora, las distribuidoras medían el consumo cada dos meses, pero dividían el pago en dos facturas mensuales, lo que generaba “confusión” y un “desfase temporal” entre el consumo real y el cobro.
Con este cambio, Edesur y Edenor buscan brindar una “señal más clara, transparente y oportuna” del consumo, permitiendo a los usuarios un “mejor control y autogestión” de su economía y sus hábitos energéticos.
Cómo será la transición y qué deben saber los usuarios
El proceso de migración al nuevo sistema implicará un “Período de Transición”, durante el cual se podrán generar ajustes o superposiciones en la facturación. Para proteger a los usuarios, el ENRE estableció una serie de condiciones obligatorias para las distribuidoras:
Planes de pago sin interés: Por los saldos remanentes o ajustes que se generen debido al cambio de metodología, Edesur y Edenor deberán ofrecer planes de facilidades de pago “sin anticipos ni aplicación de intereses”, tal como se comprometen en el Artículo 12.
Ajuste en al menos dos facturas: Los montos de ajuste deberán dividirse, como mínimo, en DOS (2) Liquidaciones de Servicio Público (LSP), y deberán consignarse de forma diferenciada en la factura bajo la leyenda “Ajuste migración mensual (/)” (Artículo 5).
Prohibición de corte por falta de pago: El Artículo 11 es clave: las distribuidoras “deberán abstenerse de implementar todas las acciones de morosidad y corte de suministro por falta de pago” de las LSP que se emitan a raíz de esta modificación.
Comunicación clara: Las empresas deberán implementar un “plan de comunicación adecuado” que explique de forma “clara y fácilmente comprensible” el alcance de la nueva metodología (Artículo 9).
Costos a cargo de las empresas: El ENRE dejó en claro que la autorización no implica “reconocimiento en tarifa de los mayores costos operativos” en que puedan incurrir las distribuidoras por la implementación de la lectura mensual (Artículo 13).
Asimismo, el Ente rechazó el pedido de las distribuidoras para ser eximidas de multas por “Facturación Estimada” durante la transición, instándolas a cumplir con las obligaciones de lectura de medidores.
Mediante la Resolución ENRE 730/2025, firmada por el interventor Néstor Marcelo Lamboglia, el regulador autorizó a migrar del esquema bimestral de lectura a uno mensual para usuarios T1 (Pequeñas Demandas) del AMBA. Habrá un período de transición controlado, rótulos específicos en las facturas y prohibición de cortes por deudas vinculadas al ajuste de migración. No habrá reconocimiento tarifario de costos y se rechazan pedidos de exenciones de sanciones.
La medida fue entrará en vigencia el 3 de noviembre de 2025. La decisión responde a propuestas elevadas por ambas distribuidoras, que argumentaron que el régimen vigente —instalado desde la Resolución ENRE 1/2016— genera una “disociación temporal” entre el consumo registrado y la Liquidación de Servicio Público (LSP) que recibe el usuario. Según expusieron, la lectura mensual brindará señales más claras y oportunas sobre el uso de energía, permitirá alinear consumo real y señal económica, facilitará la comprensión de la factura y fomentará hábitos de ahorro y eficiencia energética. También señalaron mejoras operativas: mayor precisión de facturación, mejor gestión de pérdidas y morosidad, y servicio acorde a estándares de calidad y expectativas actuales.
Edesur añadió que el desfase vigente descompensa su flujo de recaudación respecto del cronograma de pagos a CAMMESA y que la nueva metodología le permitirá satisfacer exigencias de trazabilidad incorporadas por la Resolución ENRE 303/2025. La empresa describió las rigideces del esquema con 40 planes bimestrales y más de 20 feriados anuales. Edenor, por su parte, advirtió que el prorrateo bimestral puede generar inequidades y rangos tarifarios distintos a los que corresponderían si se considerara el consumo efectivo mensual; además, incrementa la demanda de aclaraciones en sus canales de atención.
Ambas compañías detallaron etapas, plazos y adecuaciones tecnológicas y de gestión para la migración, anticipando que durante el período de transición podrían alterarse ciclos de lectura y facturación. En ese tramo, pidieron “flexibilidades regulatorias”, incluyendo la no aplicación de sanciones por periodicidad o uso de estimaciones y cambios en normativa y plazos de información.
El ENRE consultó a la Secretaría de Energía (SE), que no objetó la iniciativa y sostuvo que, aunque podría haber un impacto transitorio en las facturas durante la migración, la lectura mensual beneficiará a los usuarios al acortar el tiempo entre consumo, medición, facturación y pago, mejorando la previsibilidad. La SE además fue taxativa: no corresponde reconocimiento tarifario de costos operativos asociados —por tratarse de una decisión voluntaria de las distribuidoras— ni comprometer de manera genérica la “no aplicación” de sanciones; eventuales incumplimientos se evaluarán caso por caso.
Antecedentes
La facturación eléctrica en Buenos Aires es bimestral por una combinación de razones históricas, regulatorias y operativas. Desde la privatización del servicio en la década de 1990, los contratos de concesión de las distribuidoras Edenor y Edesur establecieron que la lectura de los medidores y la emisión de facturas se realizarían cada dos meses. Esta modalidad fue incorporada a las resoluciones del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), que define los procedimientos comerciales del sistema eléctrico en el Área Metropolitana de Buenos Aires.
El esquema bimestral responde también a motivos prácticos. Dado el enorme número de usuarios en la región, efectuar lecturas mensuales implicaría duplicar los costos operativos y administrativos, desde el relevamiento de consumos hasta la impresión y distribución de facturas, que están camino a desaparecer. No obstante, cualquier cambio en el período de facturación podría afectar derechos adquiridos y de práctica comercial, que solo pueden modificarse mediante una resolución formal del ENRE, precedida de un proceso administrativo válido.
En esta oportunidad, el regulador fundamentó su competencia en la Ley 24.065 (t.o. 2025), la Ley 27.742 y el Decreto 450/2025, entre otras normas, y destacó dos objetivos sectoriales aplicables: proteger adecuadamente los derechos de los usuarios y promover nuevas tecnologías, medición inteligente y gestión de demanda. También invocó el artículo 42 de la Constitución Nacional y la Ley de Defensa del Consumidor (art. 4), subrayando el derecho a información cierta, clara y detallada. Para el ENRE, la lectura mensual mejora la señal económica, favorece la planificación financiera familiar, permite ajustes estacionales de consumo, acelera la detección de desvíos (pérdidas, fallas, hurto o cambios de hábitos) y facilita reclamos por medición o facturación. Además, alinea a T1 con el resto de categorías que ya tienen lectura y facturación mensuales y prepara el terreno para la masificación de medidores inteligentes.
Cómo será la transición
Plazos. Edenor y Edesur deberán iniciar las acciones para implementar la lectura mensual dentro de los 30 días corridos desde la vigencia (a partir del 3/11/2025).
Período de Transición. Comprende desde la primera emisión con lectura mensual hasta la discontinuación total de LSP con lectura bimestral. Las empresas deberán remitir, al menos 2 días hábiles antes del inicio, un informe con cronograma, planes de lectura, metodología, resultados de pruebas y el modelo de LSP a utilizar en la transición.
Ajustes en factura. Los saldos remanentes por el cambio de metodología deberán dividirse, como mínimo, en dos LSP y figurar como concepto diferenciado “Ajuste migración mensual (/)”. Edesur propuso dividir el “tramo 2” del último bimestre en dos partes iguales sin intereses; Edenor prevé dos liquidaciones consecutivas de 45 días cada una para concretar la migración.
Indicadores de calidad. Durante la transición, las distribuidoras deberán calcular, valorizar y remitir los apartamientos a los indicadores de Periodicidad (4.1.7 y 4.2.7 del Subanexo 4) para su evaluación posterior.
Lo que se rechazó. El ENRE denegó: i) la eximición de sanciones por facturación estimada (puntos 4.1.2 y 4.2.2); ii) la suspensión general del régimen de calidad de servicio; y iii) la extensión de plazos para el Programa Control Diario de Facturación. El organismo entiende que no hubo impedimentos técnicos acreditados y que la iniciativa requiere precisamente de lecturas reales.
Información y control. El ENRE exigirá información clara, veraz y oportuna antes y durante la migración, y se reserva la posibilidad de requerir datos adicionales y auditar el proceso, emitiendo instrucciones complementarias.
Comunicación al usuario. Edenor y Edesur deberán presentar un plan de comunicación con explicaciones simples sobre alcance y efectos del cambio, y garantizar trato digno y equitativo. Deberán identificar el universo de usuarios que podría recibir ajustes significativos para activar gestiones proactivas de información y atención.
Protecciones económicas para los hogares El regulador fijó tres resguardos clave para el bolsillo:
No habrá reconocimiento en tarifa de los costos operativos de la migración.
Las distribuidoras deberán ofrecer planes de pago de hasta 6 cuotas, sin anticipos ni intereses, a quienes los soliciten por efectos de la transición (Edenor y Edesur ya lo habían anticipado en sus escritos).
Queda prohibido aplicar acciones de morosidad y cortes por falta de pago respecto de LSP emitidas como consecuencia directa del cambio de metodología de lectura.
Contexto
La lectura bimestral con facturación mensual rige desde 2016 para T1. En 2017, esa modalidad se incorporó en la RTI a los contratos de concesión. Nueve años después, el ENRE reconoce cambios tecnológicos, nuevas demandas de información y la necesidad de evitar distorsiones en la percepción de consumos e importes, más aún con ajustes mensuales del Costo Propio de Distribución (CPD) vigentes desde 2025. Para el organismo, la migración a lectura mensual reduce “a la mitad” los tiempos de lectura y, una vez superada la transición, habilita decisiones de consumo más eficientes y contribuye a la eficiencia energética y la sustentabilidad del servicio.
Qué sigue Con la vigencia desde el 3/11/2025, Edenor y Edesur tienen 30 días para poner en marcha el plan. Antes de iniciar, deberán enviar al ENRE el detalle de cronogramas, metodologías y modelos de factura de transición. Las facturas deberán transparentar los ajustes bajo la leyenda “Ajuste migración mensual”, habrá planes en cuotas sin interés y no se permitirán cortes por deudas derivadas del cambio. El ENRE controlará métricas de periodicidad, auditorías y comunicación al usuario; y evaluará desvíos una vez concluida la implementación.
El 26 y 27 de noviembre, el Hotel Intercontinental de Santiago será sede de la cuarta edición de Future Energy Summit (FES) Chile, el evento más importante de energías renovables que convoca a los principales referentes del sector para debatir el rumbo energético del país y la región.
Con una audiencia esperada de cientos de tomadores de decisión, el encuentro será transmitido en vivo a través delcanal oficial de YouTube de FES, y las entradas ya se encuentran disponiblesen este enlace.
La agenda de esta edición está centrada en temas de alta prioridad para el sistema energético chileno, incluyendo la planificación energética nacional, el desarrollo de nuevas líneas de transmisión, los próximos procesos de licitación pública de energía, el avance de los sistemas de almacenamiento BESS, la promoción del hidrógeno verde y la generación distribuida, en un escenario que también requiere adecuaciones regulatorias para sostener el ritmo de las inversiones de largo plazo.
Entre los speakers confirmados destacan altos ejecutivos del sector como Juan Villavicencio (CEO – ENGIE Chile), Gianluca Palumbo (CEO – Enel Chile), Jaime Toledo (CEO Sudamérica – Acciona Energía), José Ignacio Escobar (CEO – Colbún), así como líderes regionales y expertos técnicos como Felipe Gallardo (Director de Estudios – ACERA), Daniela González (Socia Directora – Domo Legal) y Vicente Walker (Head of Trina Storage LAC – Trina Storage).
La participación institucional también estará representada por figuras de primer nivel, como Luis Felipe Ramos Barrera (Subsecretario de Energía de Chile), Mauricio Bejarano (Viceministro de Minas y Energía – Paraguay) y Andrés Rebolledo (Secretario Ejecutivo – OLADE), además de los ex ministros Claudio Huepe y Juan Carlos Jobet, quienes aportarán su visión sobre los desafíos de gobernanza energética en un ciclo político decisivo para el país.
El evento cuenta con el respaldo de empresas estratégicas del sector como Sungrow, JA Solar, Nextracker, Trina Solar, Canadian Solar, Yingli Solar, ZNShine Solar, Nordex Acciona, Black and Veatch, Diprem, Solar Steel, Suncast, CATL, Great Power, BLC Power Generation, Alurack y Clou Ess, junto a sus Strategic Partners: Polux, ACESOL, GPM y OLADE.
La realización de FES Chile coincide con un momento de alto dinamismo en el desarrollo de sistemas de almacenamiento con baterías. El país se encamina a superar los 2 GW operativos en BESS para enero de 2026, anticipando en cuatro años la meta fijada oficialmente para 2030. Y si se considera la cartera de proyectos en construcción, la capacidad instalada podría alcanzar los 8,6 GW en 2027, superando con creces el objetivo de 6 GW al 2050.
En paralelo, desde el gobierno se ha destacado que la incorporación de baterías ya permitió reducir en casi USD 100/MWh el costo marginal solar en ciertas subestaciones, un dato que reconfigura las perspectivas de ingresos para los desarrolladores.
También están en curso dos licitaciones clave para el suministro eléctrico a clientes regulados. La primera, con 1680 GWh a subastar, prevé comenzar el suministro en 2027 y extenderse hasta 2030.
La segunda, denominada Suministro 2025/02, ofrecerá 1470 GWh anuales y se lanzará en los primeros días de diciembre. Ambos procesos serán centrales en las conversaciones de FES, dado su impacto directo en los modelos de negocio y la viabilidad financiera de los proyectos renovables.
En ese marco, el proceso de transición presidencial también suma elementos al debate. Diversas candidaturas ya han hecho públicas sus propuestas sobre el modelo energético del futuro, lo que posiciona al Future Energy Summit como un espacio estratégico para entender cómo convergen las prioridades del sector privado, los organismos públicos y la política energética nacional.
Por lo que FES Chile se consolida como un espacio único de networking ejecutivo, donde convergen representantes de las empresas más relevantes del sector con actores institucionales y organismos multilaterales. En este entorno se definen alianzas, contratos y estrategias comerciales que dan forma a la transición energética del país y la región.
En un contexto donde Chile avanza a ritmo acelerado en almacenamiento, licitaciones y descarbonización, FES se presenta como el foro ideal para alinear perspectivas, compartir soluciones y debatir el futuro energético con una mirada integral.
El crecimiento de las energías renovables en Perú enfrenta un cuello de botella: la infraestructura de transmisión eléctrica avanza a un ritmo mucho más lento que la generación, advirtió Cristian Remolina, Gerente General de ISA Energía, durante su participación en Future Energy Summit (FES) Perú. Según el ejecutivo, la clave para una transición energética efectiva radica en redes más resilientes, confiables y adaptadas a los nuevos desafíos del sistema.
“Nuestra proyección es promover una red resiliente, confiable, disponible y segura, que permita que todos los usuarios accedan a la energía que esté disponible”, manifestó Remolina durante su participación en el panel 2 de FES Perú. Bajo esa visión, la compañía –de origen colombiano y con presencia en 21 de los 24 departamentos peruanos– está ejecutando un ambicioso plan de expansión.
Actualmente, ISA Energía opera 12.000 kilómetros de líneas de transmisión en Perú, y tiene en desarrollo proyectos por más de 1.100 kilómetros adicionales, con una inversión estimada de $1300 millones de dólares. Sin embargo, esos proyectos están programados para entrar en operación recién en 2028.
“Mientras tanto, ¿qué vamos a hacer?”, cuestionó el directivo, quien adviertió que el país es “supremamente atractivo para la inversión”, pero que la falta de sincronización entre los tiempos regulatorios, técnicos y sociales podría frenar el avance renovable.
Mientras un parque solar o eólico puede desarrollarse en menos de dos años, una línea de transmisión puede tardar más de seis años en construirse. Remolina explicó que los desafíos sociales, prediales y geográficos hacen compleja la ejecución de este tipo de infraestructuras, especialmente en un país como Perú, con condiciones territoriales desafiantes.
En ese sentido, el ejecutivó reclama un rol más activo del Estado para facilitar este proceso. “El Gobierno tiene que movilizarse a tratar de acelerar no solamente los marcos que permitan habilitar todas estas energías, sino también los servicios complementarios”, sostuvo.
Uno de los puntos clave en la agenda regulatoria es la publicación del reglamento de servicios complementarios, prevista para enero próximo, que incluiría medidas relacionadas con almacenamiento energético y otras tecnologías de soporte al sistema. Esta normativa, según Remolina, podría ser fundamental para mejorar la confiabilidad del sistema y habilitar la entrada de nuevas fuentes de generación renovable.
No obstante, aclaró que el desarrollo de estas soluciones no puede quedar limitado a una sola tecnología. “Cuando hablamos de servicios complementarios, la conversación solo cae en baterías. Pero tecnológicamente no es la única solución”, advirtió. En su visión, la red debe modernizarse con tecnologías de punta, pero también debe adaptarse al cambio climático, cuya evidencia ya comienza a impactar las condiciones operativas del sistema eléctrico.
“Ya están cayendo rayos en zonas donde antes no caían, y eso también es parte de la adaptación de la red al cambio climático”, comentó. Por ello, ISA Energía sostiene que la infraestructura futura debe incorporar inteligencia, flexibilidad y diseño proactivo, que anticipe fenómenos extremos o no habituales.
Otro aspecto central para enfrentar los desafíos del sistema es el capital humano. “Hay una altísima demanda por ingenieros con ciertas especialidades y capacidades”, señaló. A nivel regional, el crecimiento de los proyectos renovables en países como Argentina, Brasil, Chile, Colombia y Perú ha generado una presión sobre el talento disponible.
Para Remolina, esta situación configura un momento de triple dimensión para el país y para el sector energético: “un momento de crecimiento, un momento de responsabilidad y un momento de compromiso”. El crecimiento se refleja en la necesidad de sumar al menos 3000 MW de capacidad para 2028, una meta que requiere la acción conjunta de todos los actores del ecosistema.
La responsabilidad, sostuvo, recae tanto en las empresas como en el Estado. “Tenemos que hacerlo de forma responsable. Los inversionistas deben cumplir con las obras, y el Estado debe avanzar rápidamente con los marcos regulatorios que den señales claras para la inversión”, remarcó.
Además, aseguró que, como transmisores, desde ISA Energía están enfocados en mantener la confiabilidad, fortalecer sus capacidades técnicas y seguir siendo un socio estratégico tanto para el Gobierno como para el sector privado.
“Los tres pilares que considero fundamentales para lograr una transición energética efectiva en Perú son: servicios complementarios, estabilidad jurídica y permiso al desarrollo”, concluyó el ejecutivo.
La evolución tecnológica del almacenamiento energético se encuentra en un punto de inflexión y promete redefinir la competitividad del mercado solar colombiano.
Así lo sostuvo Luciano Silva, Product Manager LATAM de Trina Storage, quien destacó, durante el Future Energy Summit (FES) Colombia, que los avances recientes en la química de litio ferrofosfato (LFP) y en la gestión térmica y de control han permitido superar el histórico talón de Aquiles del almacenamiento: la costo-eficiencia.
«El salto en la vida útil y confiabilidad de las baterías ha permitido ampliar las garantías comerciales de los fabricantes y, con ello, destrabar los financiamientos de gran escala», describió.
En apenas tres años, la industria pasó de ofrecer garantías de 15 años a alcanzar los 20 y 25 años, con degradaciones proyectadas por debajo del 30 % al final del ciclo.
De acuerdo con el ejecutivo, esta evolución fue determinante para el auge de los proyectos a gran escala en Chile y está comenzando a replicarse en mercados como Argentina y Colombia, donde los inversores ya observan la madurez técnica y financiera de los sistemas BESS.
En este marco, Trina Storage lanzará a partir del próximo año una nueva generación de celdas LFP propietarias capaces de entregar hasta un 4% más de energía al año, un rendimiento que eleva la rentabilidad y reduce el riesgo de inversión.
Silva señaló que esta combinación de durabilidad y previsibilidad de rendimiento “es el verdadero gatillo que está impulsando el salto del almacenamiento a la escala utility”, al permitir que los financistas confíen en la estabilidad de los flujos energéticos y en la recuperación de la inversión.
Asimismo, manifestó optimismo respecto al desarrollo del almacenamiento en Colombia, un mercado que “cuenta con un enorme potencial para adoptar soluciones híbridas y aprovechar su matriz renovable”. A su juicio, el país se encuentra en el momento ideal para integrar baterías a la generación solar y construir modelos de negocio flexibles, con respaldo tecnológico y financiero probado.
Aún la situación es incipiente, con proyectos piloto en operación y otros en desarrollo vinculados a plantas solares y a iniciativas de respaldo de red. Sin embargo, ya las normas regulatorias para definir su participación comercial y técnica están en proceso de revisión por parte del Gobierno y la CREG, mientras los actores del sector anticipan que 2026 será el punto de partida para su despliegue masivo, conforme se consoliden los mecanismos de remuneración y de acceso al mercado eléctrico.
La estrategia de Trina Storage
La unidad especializada en almacenamiento de Trina Solar, impulsa una estrategia global basada en la verticalización completa de su cadena de valor, desde el silicio hasta el módulo y los sistemas integrados.
Silva subrayó que esta capacidad de diseño y fabricación “permite trasladar al mercado latinoamericano la experiencia y la escala industrial de China, líder mundial en tecnología fotovoltaica y baterías.”
La compañía promueve activamente su portafolio de soluciones en paneles TopCon, sistemas de seguimiento y baterías LFP, orientadas a maximizar la eficiencia energética y la flexibilidad operativa de los proyectos solares.
Actualmente, Trina Storage cuenta con más de 85 profesionales en Latinoamérica y un alto nivel de autonomía técnica respecto de su casa matriz, lo que “tiene consecuencias prácticas muy importantes a la hora de adaptar las soluciones a cada mercado y acompañar los procesos locales de regulación y financiamiento”.
Con una curva de aprendizaje acelerada, fabricantes de la talla de Trina Storage visualizan un escenario donde el almacenamiento deja de ser un componente accesorio y se convierte en pieza estructural de la transición energética regional. “No ha habido mejor momento en la historia para desarrollar proyectos solares con baterías que el actual”, concluyó Silva.
La Subasta de Transmisión N°4/2025 de Brasil marcó un nuevo hito en la expansión de la infraestructura energética del país con un volumen de inversión superior a R$ 5670 millones.
La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) adjudicó la totalidad de los lotes a siete grandes ganadoras que ofrecieron, en promedio, un descuento del 47,9% sobre el Ingreso Anual Permitido (RAP), el cual representa el ingreso que recibirán por operar las nuevas instalaciones de transmisión eléctrica.
El Lote 1 fue otorgado a Shalom Fip Multiestratégia RL, que presentó una oferta de R$ 27,2 millones, con un descuento del 57,51% sobre el RAP máximo de R$ 64 millones. La inversión estimada asciende a R$ 352,3 millones y comprende una línea subterránea de 345 kV entre Miguel Reale y Centro CTR, en Guarulhos y São Paulo, con una extensión de 5,72 km.
Las obras, que tendrán una duración de 60 meses, crearán 704 empleos y reforzarán el suministro eléctrico en toda la región metropolitana de São Paulo.
El segundo lote fue adjudicado a Rialma Administração e Participações SA, que ofreció R$ 85,9 millones, un 36,73% menos que el RAP inicial de R$ 135,8 millones.
El paquete incluye 336 km de líneas de transmisión y una subestación, distribuidas en Maranhão, Paraíba, Pernambuco y Piauí, con una inversión de R$ 788,6 millones. Además, se estima que las obras finalizarán en 54 meses, generando 1752 empleos, y permitirán evacuar la energía generada en la zona oriental del Nordeste.
La empresa CPFL Transmissão SA se quedó con el Lote 3 tras presentar una oferta de R$ 81,2 millones, que representa un descuento del 53,93% respecto al RAP de R$ 176,2 millones.
El proyecto, con una inversión de R$ 1070 millones, contempla nuevas líneas y subestaciones en Paraná y Rio Grande do Sul, incluyendo más de 100 km de tendido y cuatro subestaciones. Se prevé la creación de 2672 empleos durante 48 meses de obras, para fortalecer la red en el sur del país.
El Lote 4 fue adjudicado a FIP Warehouse, que presentó una oferta de R$ 116,2 millones, equivalente a un descuento del 47,30% respecto al RAP base de R$ 220,5 millones. Con una inversión de R$ 1200 millones, se desarrollarán líneas de hasta 500 kV y más de 344 km de extensión, además de la subestación Vilhena 3, en los estados de Mato Grosso y Rondônia.
El objetivo es ampliar la capacidad del subsistema Acre-Rondônia para conectar nuevos proyectos verdes. En tanto que el cronograma prevé 60 meses de construcción y la creación de 2491 empleos.
En el Lote 5, EDP Transmissão Goiás se impuso con una oferta de R$ 38,1 millones, con un descuento del 49,18% sobre los R$ 74,9 millones establecidos por la Agencia.
La inversión proyectada es de R$ 441,5 millones, destinados a construir 285 km de líneas de transmisión y una subestación en Itapaci, Firminópolis y Matrinchã, dentro del estado de Goiás. Las obras tomarán 48 meses y permitirán la generación de 1.103 empleos directos.
Axia Energia, anteriormente Eletrobras CGT Eletrosul, se consolidó como uno de los principales ganadores al quedarse con dos lotes. En el Lote 6, la compañía presentó ofertas separadas para los sublotes A y B: R$ 43,1 millones (descuento del 51,17%) para el primero y R$ 23,7 millones (descuento del 48,43%) para el segundo.
Las inversiones respectivas son de R$ 542,5 millones y R$ 282,8 millones, con obras centradas en compensación síncrona y subestaciones en Minas Gerais, que se completarán en 42 meses con 2.357 empleos previstos. La opción de adjudicar los sublotes por separado, según explicó ANEEL, resultó más económica que entregar el lote completo a un solo postor.
En el Lote 7, también dividido en sublotes, Axia volvió a imponerse. El sublote 7A fue adjudicado por R$ 48,2 millones (descuento del 44,81%) y el 7B por R$ 23,7 millones (descuento del 45,79%), con inversiones de R$ 536,5 millones y R$ 268,5 millones, respectivamente. Los proyectos incluyen dos subestaciones de 500 kV con compensación síncrona en el estado de Rio Grande do Norte, con una duración de obra de 42 meses y 2.299 empleos generados.
Yingli Solar consolida su presencia en Perú con una estrategia enfocada en el desarrollo de grandes proyectos fotovoltaicos, un portafolio tecnológico adaptado a condiciones geográficas extremas y un claro objetivo de expansión en Latinoamérica.
La firma china, una de las pioneras globales en el sector solar, acumula más de una década de experiencia en el país andino.
“Tenemos experiencia y sistemas operando desde 2013, por lo que conocemos el mercado peruano y su topografía y climatología, que tiene un poco de todo”, sostuvo Luis Contreras, Managing Director en Yingli Solar, en entrevista exclusiva con Energía Estratégica durante el Future Energy Summit (FES) Perú.
Perú representa un punto estratégico para la compañía, no solo por su potencial técnico, sino también por las condiciones naturales del territorio.
“El país reúne todos los ingredientes. Tiene la demanda energética, tiene el recurso solar, tiene la visión de la administración y de la industria que acompaña”, subrayó el ejecutivo.
Con el objetivo de responder a ese contexto, Yingli despliega en el país soluciones diseñadas para enfrentar entornos exigentes.
“Nuestra solución, sin lugar a dudas, es el N-Type TOPCon, que se comporta muy bien a alta temperatura, tiene mayor eficiencia, menor degradación inducida por luz y además responde bien a baja irradiancia en topografías montañosas”, detalló Contreras.
Los módulos Panda 3.0 Plus y Panda 3.0 Pro, pensados especialmente para proyectos utility scale, ofrecen mayor eficiencia de conversión, mejor rendimiento en climas cálidos y resistencia superior frente a la corrosión por niebla salina, amoníaco y arena. “Nuestras tecnologías en los distintos tamaños de módulo se adaptan perfectamente tanto a generación distribuida como a gran proyecto”, enfatizó.
Desde Yingli también destacan que la estrategia en Perú contempla una expansión dual: grandes plantas solares y generación distribuida. “Vamos tras el gran proyecto Utility, donde tenemos experiencia en Perú. Pero sin lugar a dudas, nos interesa mucho el mercado de generación distribuida, porque creemos que complementa muy bien las necesidades estratégicas de un país”, afirmó el directivo.
En ese sentido, la compañía impulsa alianzas locales con instaladores, integradores, distribuidores y empresas EPC, con el fin de fomentar un ecosistema solar descentralizado que responda a la demanda nacional. La generación distribuida no solo permite diversificar la oferta, sino también facilitar el acceso a energía renovable en distintas regiones.
Sin embargo, Contreras advierte que el desarrollo del mercado solar peruano aún enfrenta desafíos estructurales. “Es necesario mejorar la infraestructura eléctrica y brindar mayor seguridad jurídica a los proyectos”, señaló. En especial, menciona que los cuellos de botella en transmisión y la incertidumbre regulatoria siguen siendo obstáculos para atraer inversiones de gran escala. “Perú debe superar estos puntos para consolidarse como un polo regional en energías limpias”, resume.
Con más de 23 años de trayectoria internacional, Yingli Solar se mantiene entre los principales fabricantes de módulos fotovoltaicos a nivel global. Su presencia en mercados como Colombia, Chile y México demuestra una estrategia regional consolidada, que encuentra en Perú uno de sus pilares clave. “Estamos aquí porque ya tenemos una historia y una presencia sólida”, concluyó Contreras, reafirmando que el futuro de la energía solar en el país dependerá tanto del entorno tecnológico como del marco institucional que lo acompañe.
ContourGlobal anunció el cierre exitoso de su primer financiamiento de proyecto de energía renovable en Estados Unidos, marcando un hito clave en el crecimiento y diversificación continuos de la compañía. La transacción, valorada en más de 350 millones de USD, también representa la primera inversión de Tax Equity de ContourGlobal.
La financiación respalda el proyecto fotovoltaico Black Hollow Sun (BHS) de 324 MWp de ContourGlobal, ubicado en Colorado. La Fase I del proyecto solar, con una capacidad total de 185 MWp, ya está en operación comercial y suministra electricidad a Platte River Power Authority, una compañía de servicios públicos comunitaria que presta servicio a Fort Collins, Loveland, Estes Park y Longmont.
La Fase II, que añadirá otros 139 MWp, se prevé que esté completada para finales de 2026, lo que convertirá a Black Hollow Sun en la mayor instalación fotovoltaica del norte de Colorado, capaz de generar suficiente electricidad limpia para abastecer a más de 73,000 hogares al año.
«Al cerrar con éxito nuestra primera inversión de tax equity y financiamiento de proyecto para un activo renovable en Estados Unidos, demostramos la calidad y la bancabilidad de nuestros proyectos, que continúan atrayendo a instituciones financieras de primer nivel,» comentó Antonio Cammisecra, presidente y CEO de ContourGlobal.
«Este logro representa otro hito significativo en nuestro compromiso de 20 años con la energía en Estados Unidos y refleja la experiencia y capacidad de ejecución de nuestro equipo directivo —desde el desarrollo de negocios hasta la construcción, pasando por finanzas y operaciones. Este éxito en la financiación también resalta la calidad de nuestro offtaker, Platte River Power Authority, un socio clave para alcanzar este resultado», agregó.
La transacción incluye dos componentes principales: una inversión de Tax Equity y un paquete de financiamiento mediante deuda.
La inversión de Tax Equity fue proporcionada por Tyr Energy, Inc. (“Tyr Energy”), una empresa activa en el desarrollo, adquisición y financiamiento de activos eléctricos, que además ofrece servicios integrales de gestión y supervisión a compañías de generación y distribución de energía. Tyr Energy constituye la piedra angular norteamericana de la estrategia global de energía eléctrica de ITOCHU Corporation y se enfoca en generación limpia y renovable, así como ensoluciones tecnológicas.
«Tyr Energy ha completado más de diez inversiones de tax equity, lo que subraya nuestro historial comprobado y nuestro compromiso a largo plazo con el avance del mercado de energía renovable en Estados Unidos,»dijo Garrick Venteicher, presidente y CEO de Tyr Energy.
«De cara al futuro, continuaremos buscando nuevas oportunidades de inversión para apoyar la siguiente fase de la transformación energética impulsada por el crecimiento de la demanda derivado del desarrollo de infraestructura para centros de datos de IA y la electrificación de la industria estadounidense», añadió.
El financiamiento mediante deuda fue organizado con un grupo de prestamistas internacionales, incluyendo Crédit Agricole CIB, ING Capital LLC, Intesa Sanpaolo, Mizuho y MUFG.
ContourGlobal contó con el apoyo de CRC-IB como asesor financiero, Norton Rose Fulbright US LLP como asesor legal en Nueva York y Davis Graham & Stubbs LLP como asesor legal en Colorado. Tyr también fue asesorado por CRC-IB como asesor financiero. Milbank LLP actuó como asesor legal en Nueva York y Husch Blackwell LLP como asesor legal en Colorado para la inversión de Tax Equity y el financiamiento mediante deuda.
La estructura de financiamiento destaca las sólidas alianzas de ContourGlobal con las principales instituciones financieras globales y refleja su enfoque disciplinado para desarrollar y financiar su transición hacia un productor independiente de energía (IPP) predominantemente renovable.
Grupo INFRA, empresa mexicana de la industria de gases y soluciones para la salud, da un paso decisivo hacia la transición energética con la puesta en marcha de su planta de hidrógeno verde en Querétaro, una inversión de 100 millones de pesos realizada en colaboración con su aliado Gerresheimer. La inauguración contó con la presencia del gobernador de Querétaro, Mauricio Kuri, quien reconoció la relevancia del proyecto para fortalecer la innovación y la competitividad industrial del estado.
La nueva planta produce hidrógeno verde, a través de un proceso de electrólisis del agua, que separa el hidrógeno del oxígeno utilizando electricidad generada por fuentes renovables como la solar o eólica. A diferencia del hidrógeno convencional, este proceso no emite dióxido de carbono ni otros gases de efecto invernadero, lo que lo convierte en una de las soluciones más prometedoras para reducir la huella ambiental de sectores industriales intensivos en energía.
Esta tecnología representa un avance concreto hacia la descarbonización industrial, ofreciendo una alternativa segura, escalable y confiable frente a los combustibles fósiles tradicionales.
Como parte de su estrategia nacional, Grupo INFRA también cuenta con una planta de hidrógeno limpio en San Luis Potosí, fortaleciendo su liderazgo como pionero en el desarrollo de soluciones de energía limpia en México. En conjunto, ambas plantas permitirán una reducción de hasta 150 toneladas de CO₂ anuales frente a la producción de hidrógeno convencional, contribuyendo a un futuro más limpio y sostenible.
Además, Grupo INFRA ha integrado medidas de uso responsable del agua, al emplear agua de proceso tratada en lugar de agua potable, asegurando una gestión eficiente de los recursos hídricos.
“Con estas inversiones, Grupo INFRA consolida su liderazgo como aliado estratégico para la transición energética en México, ofreciendo soluciones que permiten reducir emisiones y avanzar hacia una economía más sustentable”, señaló Dieter Femfert, director comercial de CRYOINFRA.
De manera complementaria, la compañía continúa invirtiendo en tecnologías que priorizan el medio ambiente, como la instalación de celdas solares en varios de sus centros de manufactura, en alineación con los Objetivos de Desarrollo Sostenible de la Agenda 2030.
Tongwei Solar apuesta por sus módulos G12R-66 y G12-66 para mejorar el rendimiento energético y disminuir el costo nivelado de la energía (LCOE) en proyectos solares de gran escala.Se trata de dos modelos bifaciales tipo N de media celda que alcanzan potencias entre 650 y 750 Wp.
Ambos productos son presentados en el PVBook 2025, elaborado por Energía Estratégica, y pertenecen a la serie TNC 2.0, que incorpora innovaciones como la Tecnología 908 (0BB), TPE, Poly Tech e impresión por esténcil.
Estas mejoras impulsan la eficiencia y la bifacialidad —más del 88%—, haciendo de estos módulos una alternativa sólida para proyectos donde la optimización de recursos es clave. “Más luz. Más potencia. Más beneficios”, resume la compañía en su presentación.
La firma respalda su propuesta con simulaciones concretas en un proyecto de 100 MW en Río de Janeiro, donde el modelo G12R-66 logró un rendimiento energético superior del 0,63 %, con una producción de 42,94 millones de kWh en 30 años. Por su parte, el G12-66 alcanzó un 0,71 % adicional, generando 48,08 millones de kWh en el mismo periodo.
En el aspecto económico, los resultados son igualmente significativos. El G12R-66 redujo el CAPEX en un 1,40 % y el LCOE en un 1,67 %, además de mejorar la eficiencia del uso del suelo en un 4,62 %. El G12-66, por su parte, mostró una reducción del CAPEX del 1,19 %, una caída del 1,59 % en el LCOE y una mejora del 4 % en uso de la tierra. “Un módulo, el doble de ingresos”, sintetizan desde Tongwei Solar.
Estas cifras responden también al diseño físico optimizado de los módulos, con dimensiones de 2384 x 1303 mm (G12-66) y 2382 x 1134 mm (G12R-66). Ambos productos ofrecen 30 años de garantía de potencia, lo que garantiza su operación a largo plazo y estabilidad en entornos exigentes, una condición crítica para desarrolladores en la región.
Al emplear tecnología TOPCon tipo N, la firma consigue mayores tasas de bifacialidad y eficiencia, especialmente en condiciones de baja irradiancia y altas temperaturas, frecuentes en diversas zonas de América Latina.
Esto convierte a los modelos G12R-66 y G12-66 en herramientas estratégicas para proyectos solares en países como Brasil, México, Chile o Colombia, donde los desarrolladores buscan maximizar generación y retorno.
La orientación clara al segmento utility scale se refleja en la propuesta de valor de la empresa: “Diseñados para centrales eléctricas de gran escala, combinando una alta densidad de potencia con un valor de sistema superior”, aseguran desde Tongwei.
Reconocimiento global en confiabilidad
En paralelo al despliegue de sus nuevos modelos, Tongwei ha logrado un hito clave en 2025 al ser reconocida por Kiwa PVEL como la empresa de mayor rendimiento del año, gracias a sus resultados sobresalientes en pruebas de confiabilidad. Es una de las dos únicas empresas del top 10 global que recibió las calificaciones más altas en todos los ensayos de estrés acelerado.
En particular, los módulos de la serie TNC demostraron un rendimiento superior a los estándares internacionales incluso bajo condiciones ambientales extremas, como alta humedad, temperaturas elevadas y ciclos térmicos prolongados.
Este reconocimiento se alinea con la estrategia de Tongwei de consolidarse como un proveedor confiable para proyectos a largo plazo, con foco en durabilidad, potencia sostenida y soporte técnico, sumado a la combinación de eficiencia energética, ahorro económico, confiabilidad comprobada e innovación constante.
El gobernador del Chubut, Ignacio Torres, se reunió en la ciudad de Buenos Aires con el ministro de Economía, Luis Caputo, para procurar avanzar en la eliminación de los derechos de exportación para los hidrocarburos convencionales, y el sostenimiento de la Cuenca del Golfo San Jorge.
El encuentro contó también con la presencia del ahora ex jefe de Gabinete del Gobierno Nacional, Guillermo Francos.
Tras la reunión trascendió que el Ministerio de Economía evalúa el pedido y que habría prometido una eliminación en etapas de tales retenciones.
Acompañaron al Torres, el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce; el presidente de Petrominera Chubut SA, Héctor Millar; el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Ávila; el secretario general del Sindicato de Petroleros Jerárquicos de la Patagonia Austral, José Lludgar; el intendente de Comodoro Rivadavia, Other Macharashvili; además de representantes de distintas operadoras petroleras.
Torres indicó que la baja de dicho tributo “no solo fortalecería las inversiones de las operadoras, sino que podríamos exportar más y generar más puestos de trabajo genuino”.
El gobernador comparte este reclamo con las provincias de Santa Cruz y Tierra del Fuego, y solicitó a Nación “que haga su parte, porque tanto nosotros como los trabajadores hicimos lo que teníamos que hacer”.
Explicó que “la Provincia cumplió respecto a la baja de regalías y los trabajadores en materia de productividad; ahora lo que estamos pidiendo al Gobierno Nacional es que cumpla con una medida que nos permitiría garantizar la competitividad de una industria clave”.
El pedido tiene como finalidad aliviar la carga fiscal y sostener la producción en cuencas maduras con más de cien años de historia. “La aplicación de un 8 % de retenciones agrava la situación del sector”, manifestó el mandatario y reveló que “hay un compromiso firme de las operadoras de reinvertir cada dólar adicional en nuevas inversiones para mantener la actividad y sostener los empleos”.
Torres destacó “el compromiso de la Nación para la eliminación de retenciones sobre el cual estamos ultimando los detalles, aspirando a eliminarlas progresivamente”.
“Esto va a ser muy bueno, no sólo para Chubut sino para la Argentina porque el resultado va a ser más producción, más trabajo, más competitividad”, argumentó el gobernador, agregando que “el acuerdo implica que el ahorro fiscal tiene que ir íntegramente a más producción, y si se exporta más, se generan más dólares que necesita la Argentina”.
Torres también anticipó que se trabajará en una ley de Compre Local “que mantenga las garantías constitucionales y fomente el desarrollo del empleo local, a partir de la agenda común que venimos llevando adelante junto a todos los actores y representantes del sector”, y destacó el acompañamiento de los distintos sectores de la cadena productiva de la provincia al pedido de eliminación progresiva de los derechos de exportación para los hidrocarburos convencionales.
Con financiamiento del BID, Argentina y Uruguay impulsan la modernización integral del complejo hidroeléctrico de Salto Grande
La Comisión Técnica Mixta de Salto Grande avanza en una nueva etapa del ambicioso programa de modernización del complejo hidroeléctrico binacional, cuya operación conjunta entre Argentina y Uruguay constituye desde hace más de cuatro décadas uno de los pilares del sistema eléctrico regional. En este marco, el organismo lanzó la licitación privada SG-792, destinada a la “Renovación de la red de media tensión de Salto Grande, margen derecha”, una obra de carácter estratégico que busca sustituir equipamientos envejecidos por sistemas de distribución eléctrica de última generación, capaces de garantizar mayor seguridad operativa, confiabilidad y eficiencia energética.
Las ofertas deberán presentarse hasta las 10 de la mañana del 11 de noviembre de 2025, en el Área de Materiales del complejo, mientras que la apertura se realizará una hora después, conforme el procedimiento habitual establecido por la CTM. El proyecto incluye la renovación integral de las líneas de media tensión que vinculan los transformadores principales con los sistemas auxiliares de la central, la instalación de nuevos interruptores, tableros, protecciones y cables apantallados de mayor capacidad térmica, además de adecuaciones en los sistemas de puesta a tierra y en los esquemas de control y supervisión.
Esta licitación se suma al proceso internacional N.º 768, publicado previamente en el Boletín Oficial, que prevé el diseño, suministro, instalación y puesta en marcha de un nuevo sistema de control de producción, así como la construcción de un Centro de Control Unificado en la margen derecha del embalse. Ambas obras se enmarcan en el Programa de Modernización del Complejo Hidroeléctrico Binacional de Salto Grande, financiado por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID).
El programa constituye una de las intervenciones tecnológicas más significativas de los últimos años sobre infraestructura energética compartida entre ambos países. Su alcance abarca la sustitución progresiva de los sistemas de automatización, telemetría, y control de las turbinas Kaplan —de 135 MW cada una—, la actualización de las salas de comando, y la modernización del sistema de comunicaciones internas, con el objetivo de prolongar la vida útil del complejo hasta mediados de siglo.
Desde su inauguración en 1979, Salto Grande ha sido un emblema de la cooperación energética argentino-uruguaya y un ejemplo de gestión binacional en la administración de recursos hídricos. Las obras ahora impulsadas no solo buscan preservar esa tradición, sino también dotar al sistema de herramientas acordes a los estándares de operación digital y ciberseguridad que demanda la generación eléctrica contemporánea. En suma, la renovación de la red de media tensión y la modernización de sus sistemas de control forman parte de un proceso que apunta a mantener a Salto Grande como un nodo esencial de integración eléctrica y desarrollo sostenible en el Cono Sur.
Chevron, el segundo productor de petróleo de EE.UU, arrojó resultados récord en el tercer trimestre, impulsados por la adquisición de Hess.
Las ganancias de los últimos tres meses fueron 3.600 millones de dólares o 1,85 dólares por acción, lo que superó holgadamente la estimación consensuada de los analistas de 1,68 dólares por acción compilada por LSEG.
El flujo de caja de las operaciones excluyendo el capital de trabajo creció casi 20% interanual a 9.900 millones de dólares, impulsado en parte por el crecimiento de la producción en áreas que incluyen la Cuenca Pérmica y el Golfo de México de EE.UU. Los resultados también fueron impulsados por menores costos, ya que Chevron va camino a alcanzar reducciones de costos de 2.000 a 3.000 millones de dólares el próximo año.
Las ganancias upstream totalizaron 3.300 millones de dólares, una disminución del 28% respecto al mismo período del año anterior debido a los menores precios del petróleo. La ganancia de Chevron del negocio downstream aumentó 91% en el mismo período de tiempo a 1.100 millones de dólares, impulsada por mayores márgenes de refinación y menores gastos operativos en EE.UU. Chevron pagó 3.400 millones de dólares en dividendos y recompró acciones por valor de 2.600 millones de dólares durante el trimestre. La compañía dijo que el gasto de capital, que totalizó 4.400 millones de dólares en el tercer trimestre, aumentó respecto al mismo período del año anterior debido al gasto en activos heredados de Hess.
Por otro lado creció su producción en Venezuela. Las cuatro empresas en las que Chevron es socia de Petróleos de Venezuela (PDVSA) lideran la producción petrolera promedio en los últimos meses, tras el regreso de la estadounidense al país. Tras una tendencia ascendente, las empresas conjuntas producen unos 245.100 barriles diarios, equivalentes al 22% del total de crudo extraído en Venezuela.
En detalle, la empresa Petropiar encabeza la producción con 107.400 barriles diarios en el oriente del país, lo que la convierte en la mayor productora. Le sigue Petroboscán, en segundo lugar, con 104.200 barriles diarios, y Sinovensa —asociación entre PDVSA y la china CNPC— en tercero, con 100.400 barriles. Las otras 2 empresas en las que Chevron tiene operaciones son Petroindependencia (Faja Petrolífera del Orinoco) y Petroindependiente (Lago de Maracaibo, estado Zulia).
La victoria de La Libertad Avanza el pasado domingo en las urnas generó buenas expectativas en el rubro de los hidrocarburos. Las empresas esperan un auge de exportaciones y producción producto del avance de una serie de reformas y alivios fiscales e impositivos que podrían aprobarse en el Congreso.
La contundente victoria del partido La Libertad Avanza, liderado por el presidente Javier Milei, en las elecciones legislativas del pasado domingo 26 de octubre generó un optimismo renovado en el sector energético argentino, particularmente en Vaca Muerta, el epicentro de la producción no convencional de petróleo y gas.
Este triunfo, calificado por el mandatario como un “punto de inflexión” para sus reformas liberales, podría acelerar inversiones y desregulaciones que impacten tanto en los mercados petroleros no convencionales como en los convencionales, según analistas y expertos del sector.
El resultado electoral, donde La Libertad Avanza obtuvo una mayoría significativa en la Cámara de Diputados y el Senado, representa un espaldarazo para las políticas de Milei, quien ha priorizado la eliminación de controles de capital, la remoción de impuestos a las exportaciones y el levantamiento de topes a los precios del petróleo.
Estos cambios, implementados parcialmente durante sus primeros dos años en el cargo, resultan clave para atraer inversiones extranjeras, y ahora, con un Congreso más alineado, se espera una nueva ola de reformas que impulsen la producción energética.
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La victoria electoral podría revertir la reciente desaceleración en la actividad de perforación y fracking, que preocupó al gobierno en las últimas semanas debido a escándalos políticos y una caída en los niveles de aprobación del presidente.
Analistas prevén que las reformas catalicen un “boom” en las exportaciones de petróleo y gas, facilitando la construcción de infraestructura para exportar a mercados globales, como Brasil, donde el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, ya está promoviendo el gas de Vaca Muerta.
Expertos destacan que el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI), impulsado por Milei, beneficia directamente a proyectos no convencionales al ofrecer estabilidad fiscal y regulatoria, atrayendo capitales de Estados Unidos y otros aliados.
“Esto podría desbloquear ventas futuras y atraer inversiones masivas en shale”, señala un informe reciente, aunque persisten desafíos como la volatilidad política a corto plazo.
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En el ámbito convencional, donde Argentina aún depende de yacimientos tradicionales en regiones como la Cuenca Neuquina y el Golfo San Jorge, las políticas de Milei prometen una mayor integración con el sector no convencional.
La unificación de tasas de cambio y la eliminación de restricciones a las exportaciones podrían mejorar la competitividad de estos mercados, que han sufrido por controles de precios históricos.
Aunque Vaca Muerta domina la narrativa energética, las reformas indirectamente beneficiarán a la producción convencional al fomentar un entorno de libre mercado que reduzca la inflación y estabilice la economía, con proyecciones de crecimiento hasta 2028.
El hito técnico se dio en un área de YPF y estuvo a cargo de AESA. Las maquinas operaron 154 horas en forma continua para poder poner a punto la perforación.
Esta semana Vaca Muerta marcó otro hito cuando se finalizó la completación más extensa de un pozo horizontal, ejecutado por AESA para YPF. El trabajo de puesta a punto alcanzó una extensión total de 8.340 metros, el nuevo récord en la formación shale.
El trabajo en los pozos de Vaca Muerta es más que intenso y da lugar a que se puedan contabilizar varios récords. En este caso el hito es la completación más extensa, la puesta a punto final que se dio en el pozo Soil-476 del PAD LC-335, de Loma Campana.
Este pozo ubicado en la nave insignia de YPF en el play no convencional no es el más extenso que se haya perforado en Vaca Muerta, pues ese récord lo tiene otro pozo del mismo bloque que en total mide 8.376 metros.
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El nuevo pozo es apenas más corto, pues tiene una extensión total de 8.365 metros, entre la rama vertical y la horizontal que mide 5.078 metros, es decir cinco kilómetros.
El récord alcanzado esta semana está en el trabajo de completación que fue realizado por AESA, junto a otras compañías de servicios como es el caso de la firma local Proshale. En detalle, la intervención se realizó en una sola corrida, o pasada del equipo snubbing de AESA, que es el único de su tipo que opera en el mundo fuera de Estados Unidos.
El trabajo contó con la particularidad del rotado de 84 tapones que son los que se colocan entre cada etapa de fractura para poder realizar las punciones que luego conducirán la producción.
La petrolera de bandera destacó el hito alcanzado junto a la automotriz nipona y destacó su importancia en la reducción e costos.
Tecnología y disciplina son las dos claves que llevaron a que YPF logre achicar un cuarto el tiempo que le toma realizar cada pozo de Vaca Muerta. El cambio se logró gracias a la aplicación del proyecto Toyota Well y representa un avance clave en la reducción de costos y mejora de la competitividad.
La construcción de pozos es un proceso que abarca desde la preparación inicial del terreno hasta la apertura de la primera válvula. Este hito alcanzado por YPF es el resultado directo del proyecto Toyota Well, una alianza estratégica con la automotriz japonesa Toyota que aplica el sistema de producción TPS (Toyota Production System) al desarrollo de pozos petroleros.
“Este resultado demuestra que la innovación aplicada con disciplina transforma la industria. Toyota Well nos permite producir más, mejor y más rápido”, aseguró el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín al destacar el logro.
Desde la petrolera explicaron que el proyecto, que comenzó como una prueba piloto, hoy se implementa a escala completa, con más de siete vicepresidencias involucradas y más de 250 personas trabajando en equipos integrados junto a contratistas.
En ese sentido, la referente del Toyota Well, Micaela Julieta Cecchini, explicó que “Toyota Well es una transformación cultural para YPF y para nuestros proveedores. Estamos cambiando la forma en que trabajamos, construyendo relaciones más colaborativas y eficientes”.
Los logros del Toyota Well en Vaca Muerta
Un ejemplo de los avances logrados gracias a la instrumentación del Toyota Well, YPF destacó que consiguió una reducción récord del 71% en los tiempos en la puesta en marcha de los pozos. Antes de su aplicación se tardaba 10 días en promedio a enganchar 4 pozos, pero ahora se logró hacerlo en menos de un día, un plazo sin precedentes en Argentina.
En este cambio, la puesta en marcha del Real Time Intelligence Center (RTIC) fue clave para el éxito, pues desde la operadora consideraron que aportó visibilidad operativa en tiempo real, análisis de datos y soporte técnico para la toma de decisiones ágiles.
El Directorio de la compañía energética latinoamericana desestimó por unanimidad la propuesta no solicitada de compra presentada por Parex Resources. GeoPark argumentó que la oferta no reconoce su valor real, su crecimiento proyectado ni la reciente expansión en Vaca Muerta.
La empresa energética GeoPark Limited confirmó que su Directorio rechazó de forma unánime la oferta no solicitada de adquisición presentada por la canadiense Parex Resources Inc., por un monto de U$S 9,00 por acción. La propuesta fue recibida el pasado 4 de septiembre de 2025, antes del anuncio de la adquisición transformacional de GeoPark en Vaca Muerta, en Argentina.
De acuerdo con un comunicado oficial, la compañía explicó que la propuesta de Parex fue no vinculante y condicionada a confidencialidad estricta. Sin embargo, tras un proceso de análisis exhaustivo que incluyó la consulta con asesores financieros y legales independientes, el Directorio concluyó que la oferta subvalora significativamente a la empresa y no refleja sus perspectivas de crecimiento ni su diversificación operativa.
Asimismo, GeoPark señaló que la oferta “no está alineada con los intereses de la compañía ni de sus accionistas”, y que ignora el potencial derivado de su plan estratégico, el cual proyecta un aumento del 46% en la producción y un incremento del 70% en el EBITDA ajustado para 2028, conforme a las metas presentadas en su Investor Day el pasado 21 de octubre.
Crecimiento regional y expansión en Vaca Muerta
El Directorio destacó que GeoPark se encuentra plenamente enfocada en ejecutar su plan de crecimiento disciplinado, respaldado por una sólida base financiera y un historial operativo exitoso. En ese sentido, subrayó la trayectoria del bloque Llanos 34, en Colombia, donde la empresa ha pasado de cero a más de 200 millones de barriles descubiertos en 13 años.
La compañía agregó que su reciente expansión en el yacimiento Vaca Muerta, uno de los más dinámicos del mundo, fortalece su portafolio diversificado en América Latina, aportando aproximadamente 60 millones de barriles de recursos recuperables y extendiendo la vida de sus reservas a unos diez años.
De acuerdo con GeoPark, la oferta de Parex no contempló la integración de estos activos ni su valor estratégico. Incluso, según la empresa, el CEO de Parex habría manifestado que su compañía no tiene interés en Argentina, lo que refuerza “la falta de reconocimiento del valor financiero y operativo de Vaca Muerta”.
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El CEO de GeoPark, Felipe Bayón, afirmó que la propuesta de Parex “subvalora significativamente los activos de la compañía y sus perspectivas de largo plazo”.
“GeoPark cuenta con una posición financiera sólida y un plan de crecimiento disciplinado, basado en nuestra fortaleza en Colombia y la plataforma de expansión que surge de nuestra adquisición transformacional en Vaca Muerta. Tenemos plena confianza en que nuestro plan a largo plazo generará un valor significativo para los accionistas”, señaló Bayón.
Asimismo, remarcó que aceptar la oferta de Parex en este momento privaría a los accionistas de materializar el valor completo de su inversión.
El Directorio de GeoPark reafirmó su compromiso de actuar en el mejor interés de los accionistas, y aseguró que continuará evaluando oportunidades que reflejen de manera justa el valor, la estrategia y el potencial a largo plazo de la compañía.
La petrolera estatal argentina cerrará en los próximos días el ingreso de la compañía nacional de petróleo de Abu Dabi (ADNOC) al plan Argentina LNG, el megaproyecto para exportar gas natural licuado desde Vaca Muerta.
El megaproyecto Argentina LNG, que encabeza YPF para exportar gas natural licuado (GNL) desde Vaca Muerta, sumará en los próximos días a un nuevo socio de escala global: la Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dabi (ADNOC), de Emiratos Árabes Unidos.
Se trata de una de las mayores petroleras del mundo, que oficializará su incorporación durante la feria ADIPEC, el encuentro energético más importante del planeta, que se realizará en Abu Dabi desde el próximo lunes.
La novedad fue confirmada por la propia ADNOC en un contacto con la prensa internacional y luego ratificada por fuentes del sector. De concretarse, marcará la primera inversión directa de Medio Oriente en la cadena de valor del GNL argentino, consolidando una alianza estratégica que une tres continentes: América del Sur, Europa y Asia.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, viajará a Emiratos Árabes Unidos para participar del evento, donde también se espera la presencia del CEO de ADNOC, Sultan Ahmed Al Jaber, y de Claudio Descalzi, titular de la petrolera italiana Eni, que tuvo un rol central en impulsar el acuerdo.
EL ROL DE ENI Y LAS GESTIONES INTERNACIONALES
Las negociaciones para incorporar a ADNOC comenzaron a principios de 2024, a partir de la propuesta de Eni, que ya es socia de YPF en la segunda fase del proyecto Argentina LNG. La compañía italiana mantiene vínculos históricos con ADNOC, incluyendo una participación del 20% en ADNOC Refining y una alianza en proyectos offshore desde 2018.
Durante el encuentro CERAWeek 2024 en Houston, Estados Unidos, representantes de las tres petroleras —YPF, Eni y ADNOC— mantuvieron reuniones bilaterales donde definieron los lineamientos de cooperación. En esa misma instancia, YPF y Eni firmaron un memorando de entendimiento para el estudio conjunto del bloque OFF-4, en el offshore del Río de la Plata, un área bajo jurisdicción uruguaya donde la empresa argentina tiene derechos de exploración.
El acuerdo con ADNOC se firmará formalmente durante ADIPEC, y YPF buscará aprovechar el evento para avanzar también en la incorporación definitiva de Shell, con quien ya negocia desde 2023 su participación en el desarrollo conjunto de las fases 2 y 3 del plan de GNL.
EL MEGAPROYECTO EXPORTADOR DE GAS ARGENTINO
El plan Argentina LNG contempla tres fases de desarrollo, con una inversión total estimada en más de 85.000 millones de dólares y una capacidad proyectada de 18 millones de toneladas anuales (MTPA) de gas natural licuado para exportación.
La Fase 1, ya en ejecución, está liderada por el consorcio Southern Energy, integrado por Pan American Energy (PAE), Golar LNG, YPF, Pampa Energía y Harbour Energy. La decisión final de inversión (FID) se tomó por 15.000 millones de dólares y prevé el inicio de exportaciones desde la costa rionegrina en 2027, con un volumen inicial de 6 MTPA.
Las fases 2 y 3, donde se integran YPF, Eni, Shell y ahora ADNOC, contemplan la ampliación de la capacidad hasta 18 MTPA mediante dos unidades flotantes de licuefacción y la construcción de un gasoducto desde Vaca Muerta hasta Fuerte Argentino (Río Negro). Además, se analizan acuerdos con comercializadores globales —entre ellos, ExxonMobil— para garantizar contratos de venta a largo plazo.
UN PUNTO DE INFLEXIÓN PARA VACA MUERTA Y EL GNL ARGENTINO
La llegada de ADNOC representa un salto geopolítico y económico para Argentina, al vincular el desarrollo energético de Vaca Muerta con los principales mercados del mundo. La compañía árabe, que produce más de 4 millones de barriles equivalentes por día, aportará capital, tecnología y acceso a redes comerciales de Asia y Europa, consolidando el perfil exportador del país.
El gobernador Rolando Figueroa felicitó al canciller Quirno por su designación y confirmó que viajará esta semana al vecino país para avanzar en la exportación del gas de Vaca Muerta, promocionar el turismo y los productos neuquinos.
Antes de emprender el viaje a Brasil para mantener reuniones y promocionar los recursos energéticos, turísticos y productivos que genera la provincia, el gobernador Rolando Figueroa se reunió hoy con el nuevo ministro de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto de la República Argentina, Pablo Quirno, recientemente designado en ese cargo y le ratificó la intención de abastecer con gas neuquino al sur del vecino país.
“Neuquén es hoy reconocida en el mundo por su enorme potencial energético. Tenemos por delante el desafío de llevar nuestra energía al mundo y convertir ese desarrollo en mejores condiciones de vida para nuestra provincia y para todo el país”, afirmó el gobernador tras el encuentro en Buenos Aires.
A tal fin informó que viajará a Brasil para promocionar los recursos energéticos, turísticos y productivos que genera la provincia y que pueden ser atractivos para el vecino país tal es el caso del gas neuquino, los destinos de invierno y productos patagónicos de calidad como los vinos que se elaboran en Neuquén.
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“Tenemos una jornada importante de Neuquén en Brasil”, dijo el mandatario. Agregó que habrá “reuniones para poder trabajar en la colocación de las moléculas de gas en Brasil, es el gran comprador de manera regional” y otros encuentros “también vinculados al consumo de nuestros productos, al turismo y al gas y petróleo”.
Explicó que “nosotros tenemos una oportunidad ya que Brasil se está quedando sin gas, sobre todo la industria de San Pablo. Estamos trabajando con un conjunto de empresarios que quieren avanzar en este sentido”.
La relación de Neuquén con Brasil se ha ido forjando a lo largo del tiempo. El gobernador ha mantenido reuniones con el presidente Luiz Inácio “Lula” da Silva donde ha quedado plasmado el rol importante que tiene el gas de Vaca Muerta para el cono sur en el proceso de transición energética. Además, Argentina y Brasil firmaron durante la Cumbre del G20 -realizado en noviembre del año pasado en Río de Janeiro- un acuerdo para acelerar la provisión del gas neuquino a las industrias brasileñas.
La intención ahora es firmar un acuerdo para que las moléculas que necesita Brasil salgan desde Vaca Muerta y lleguen a ese destino. “El ducto lo tienen que construir ellos, pero para nosotros sería una muy buena noticia tener la posibilidad de colocar 30 millones de metros cúbicos día”, reconoció.
Manantiales Behr, el mayor yacimiento de crudo pesado que conserva la petrolera estatal, desató una puja de cientos de millones. Cuáles son las interesadas.
Una de las joyas del negocio convencional de YPF está en la mira de cuatro importantes actores del sector petrolero. Se trata de Manantiales Behr, en Chubut, el yacimiento más grande de crudo pesado que la petrolera bajo control estatal aún conserva.
La intensa disputa se da en el marco del “Proyecto Andes”, el plan de desinversión de activos convencionales que lleva adelante la compañía presidida por Horacio Marín, enfocada en concentrar sus recursos en Vaca Muerta a partir de 2026.
Allí YPF montó su campo emblemático dentro de su portfolio convencional, y no sólo cuenta con producción de hidrocarburos, sino que montó el primer parque eólico de YPF Luz, y el primer parque de generación híbrida con la construcción de una central termoeléctrica.
Las cuatro firmas que presentaron ofertas en el proceso, gestionado por el Banco Santander, son :
CGC: Con el respaldo del holding Corporación América (Eduardo Eurnekian) y con una creciente presencia en la Cuenca del Golfo San Jorge y Vaca Muerta.
Pecom: El brazo energético del grupo Pérez Companc, que busca un salto de escala tras la reciente adquisición de otras áreas maduras de YPF.
Capsa: Un experimentado operador de campos maduros del país, que busca una sinergia operativa al ser Manantiales Behr un campo próximo a su explotación Diadema.
San Martín Energía: Un grupo creado en 2024, integrado por empresarios locales e inversores de Norteamérica, que ya había puesto precio al activo con una oferta no solicitada.
Manantiales Behr, un activo estratégico y rentable
A diferencia de otros bloques que YPF se desprende en el marco de sus desinversiones por su alta ineficiencia, Manantiales Behr es un negocio rentable y estratégico. La compañía espera recaudar al menos unos US$ 300 millones por su venta, cifra que el Grupo San Martín Energía, de forma indirecta, ya avaló con su propuesta del año pasado.
El yacimiento produce más de 4.000 metros cúbicos diarios (m3/d) de crudo Escalante, un petróleo pesado muy demandado por las refinerías locales. Manantiales Behr es un referente en la implementación de proyectos de recuperación terciaria (EOR) con inyección de polímeros.
Esta tecnología largamente testeada por YPF en los últimos años, le permitió revertir el declino natural, alcanzar su récord histórico de producción luego de más de 90 años en operación y aumentar su productividad un 40%, alcanzando los 26.000 barriles por día, de los cuales 8.000 bbl/d son por EOR.
Para los interesados, la adquisición del bloque no solo representa volumen, sino también la transferencia de tecnología y un potencial productivo aún no agotado, mientras que para la provincia asegura la continuidad de las inversiones, el empleo y los proveedores locales.
El futuro del convencional
En las últimas décadas, la producción convencional de petróleo y gas en la Argentina experimentó un declino estructural debido a la caída natural de los yacimientos, menores inversiones y mayores costos operativos. Paralelamente, el desarrollo del no convencional permitió revertir la caída general de la producción hidrocarburífera, volviendo al país excedentario en petróleo y con capacidad exportadora de gas en ciertos períodos.
No obstante, la relevancia del segmento convencional sigue siendo crucial. Aporta más del 50% del crudo necesario para el parque de refinación local, resultando indispensable para la producción de gasoil por sus características de crudo pesado.
Una inspección de la Secretaría de Trabajo confirmó que el proyecto Vaca Muerta Oil Sur cumple con la Ley 80/20 y sostiene el empleo rionegrino en una de las obras energéticas más importantes de la provincia.
La obra del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) sigue tomando forma en la zona de Chelforó y, junto con ella, crece también la participación de trabajadores rionegrinos en el desarrollo productivo provincial. Un relevamiento laboral realizado por el Gobierno de Río Negro verificó que más del 80% de la mano de obra empleada pertenece a la provincia, superando lo que exige la normativa vigente.
El operativo estuvo a cargo del área de Fiscalización de la Secretaría de Trabajo en el puesto que la empresa OPS S.R.L. mantiene sobre la Ruta Nacional 22, a la altura del kilómetro 1070. Allí se ejecutan tareas vinculadas a la construcción de tanques de almacenamiento de petróleo, infraestructura clave para el sistema de bombeo previsto en la iniciativa.
El informe confirma que 101 trabajadores integran actualmente la obra:
– 82 son rionegrinos – 19 provienen de otras provincias
Los números no solo cumplen con la Ley Provincial 5804, conocida como Ley 80/20, sino que la superan, reforzando la prioridad por el empleo local y registrado. Durante la inspección también se revisaron las condiciones de higiene y seguridad, así como la documentación laboral correspondiente.
Una obra estratégica que ya va por la mitad
VMOS se encuentra en la etapa 3 de 6, con avances en la instalación de cañerías para el sistema de transporte de crudo. Según el cronograma oficial, los trabajos deberían finalizar el 5 de mayo de 2026, sumando capacidad logística a la producción de Vaca Muerta y consolidando la posición energética de Río Negro.
La firma es la mayor productora de hidrocarburos de Argentina y cuenta con activos por US$ 29.015 millones.
Argentina reafirmó este miércoles ante la Corte de Apelaciones de Nueva York que la jurisdicción para resolver el litigio por la nacionalización de la petrolera YPF no es Estados Unidos sino el propio país.
En los alegatos orales del proceso que se lleva adelante en la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de los Estados Unidos, la defensa argumentó que los tribunales estadounidenses no deben intervenir en casos que corresponden a otras jurisdicciones.
La posición de Argentina en el litigio por YPF
La nacionalización de la firma fue dispuesta por la administración de Cristina Fernández de Kirchner (2007-2015) y aprobada por el Parlamento argentino en 2012, que mediante una ley avaló que el Estado se quedara con el 51% de la petrolera que estaba en manos de la española Repsol.
El caso en los tribunales de Nueva York se inició en 2015, cuando la firma inglesa Burford Capital y la estadounidense Eton Park impulsaron una demanda tras adquirir los derechos de litigio de dos sociedades constituidas en España y que quebraron: Petersen Energía Inversora y Petersen Energía.
Esas dos sociedades antiguamente habían pertenecido al grupo argentino Petersen -de la familia Eskenazi-, que tenía una participación accionarial del 25% en YPF al momento de la nacionalización de la petrolera.
Burford Capital y Eton Park reclamaron en el juicio millonarias compensaciones alegando que el Estado argentino debió lanzar una oferta pública de adquisición por el resto de las acciones que no pertenecían a Repsol.
En 2023, la jueza superior del distrito de Nueva York, Loretta Preska, falló a su favor y condenó al Estado argentino a pagarles 16.100 millones de dólares, suma que, con intereses, es hoy de unos 18.000 millones de dólares.
En junio pasado, Preska ordenó a Argentina ceder a las firmas litigantes su participación del 51 % en la petrolera, medida también apelada por el país suramericano.
Los argumentos del Gobierno
Según informó la Procuración del Tesoro de Argentina en un comunicado, en la audiencia de este miércoles Argentina señaló que Petersen adquirió su participación en YPF “en transacciones privadas realizadas en España con Repsol, rodeadas de serias sospechas de corrupción” y era “plenamente consciente de que cualquier controversia relativa a la aplicación del estatuto de YPF debía resolverse conforme a la ley argentina y ante los tribunales argentinos”.
De acuerdo al comunicado, Burford Capital, que compró los derechos de litigio a Petersen por 15 millones de euros, pretende ahora, utilizando los tribunales estadounidenses, obtener una “ganancia extraordinaria”.
Según Argentina, el fondo de inversión pretende, además, obstaculizar los “esfuerzos” del país para volver a los mercados internacionales de capital.
En su comunicado, el cuerpo de abogados del Estado nacional agradeció el apoyo de varios países -entre ellos, Estados Unidos- que presentaron escritos ante el tribunal estadounidense en favor de la posición jurídica argentina.
El presidente del Grupo K & K de Emiratos Árabes Unidos, Tajeddine Seif, anunció una inversión para exportar energía limpia a Italia. Su expectativa con el presidente Javier Milei: “Tiene que continuar con su visión, en la Argentina va a estar todo bien”.
El Grupo K & K de Emiratos Árabes Unidos selló un acuerdo estratégico con el gobierno de Egipto para la generación y exportación de electricidad renovable hacia Italia, con un megaproyecto energético valuado en USD 20 mil millones. Quién estuvo detrás de la inversión es el presidente del Consejo de Administración, doctor Tajeddine Seif, un relevante empresario emiratí que admira a Diego Maradona y al Papa Francisco.
“Es un proyecto estratégico muy grande para la interconexión eléctrica. Se genera electricidad de fuentes renovables, principalmente solar y eólica y se transporta a Italia a través de cables submarinos de alta tensión”, señaló el inversor,
Según detalló Seif, la iniciativa se firmó la semana pasada y está valuada en 20 mil millones de dólares, e involucra compañías globales como Siemens Energy, CSI y Prysmian. “Son empresas muy conocidas, seguro que están en la Argentina también. Este proyecto es parte de nuestra visión para conectar Medio Oriente y Europa mediante una red de energía limpia y sostenible”, consideró, en diálogo con el periodista Eduardo Feinmann por A24.
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Seif recordó que “Egipto es uno de los principales países de energía eólica y solar”, y abordó la colaboración de su grupo con el Ministerio de Energía e Infraestructura de Emiratos Árabes Unidos en una iniciativa global. “Como ustedes saben, hace 15 años, los ingresos de Emiratos provenían en 90% del petróleo. Pero ahora solamente el 40% proviene del petróleo. Creo que dentro de 10 años va a ser cero”, sostuvo.
Y continuó: “Todo el mundo sabe lo que ocurrió durante la COP28 en Dubái y el acuerdo histórico que se firmó aquí. Creo que cuando nuestro presidente creó el Terra Fund con USD35.000 millones de dólares, y ahora tiene más de USD200.000 millones, simplemente lo creó para brindar apoyo a los proyectos de energías renovables. Entonces, pienso que va a salir del mercado del petróleo en 15 años como máximo. Esos son los planes de Emiratos”.
La relación con Diego Maradona y el Papa Francisco
En cuanto a su relación con Argentina, Seif expresó un aprecio personal y profesional especial, destacando la historia compartida con figuras emblemáticas como el excapitán y DT de la Selección Argentina, Diego Maradona. “Es mi querido amigo, lo extraño tanto. Era el número uno, nadie lo va a reemplazar. Trabajábamos juntos cuando nosotros adquirimos un club de fútbol en Europa, Dinamo Brest. Yo era presidente y él era el jefe de los técnicos”, recordó con emoción.
“Maradona es un ángel. Pero la gente que lo rodeaba eran diablos. No sé qué me va a pasar a mí por decir esto, si no van a estar contentos o no, pero bueno, esa es la verdad. Él era más de que un hermano, era como de la familia. Teníamos una amistad muy cercana”, completó.
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Su cercanía con el país también lo vincula con el Papa Francisco. “Trabajé muy de cerca con él y también lo extrañamos. Todo el planeta extraña al Papa. Yo era enviado especial por la Paz, y trabajaba arduamente durante muchos años con un muy bajo perfil. Así que hicimos muchísimas cosas, no solamente yo, éramos un equipo grande”, rememoró.
Respecto al clima de negocios en Argentina, Seif consideró que las condiciones han mejorado notablemente para la inversión extranjera. “Hace cinco o seis años, las condiciones y las reglas eran demasiado difíciles para invertir ahí”, admitió. Desde su perspectiva, se mostró afín con la gestión del presidente Javier Milei. “Con las nuevas reglas y condiciones, cualquier inversor puede invertir, puede recuperar el dinero, exportar los productos y trabajar bien. Esto es lo que me explicó el ministro de Relaciones Exteriores”, dijo, en referencia al excanciller Gerardo Werthein.
Seif expresó que su grupo observa con atención el mercado argentino y tiene planes de ampliar sus vínculos: “Planeaba viajar a la Argentina y El Salvador también. Es uno de los países con los que nosotros operamos también y lo voy a visitar pronto”.
Noviembre arranca con una actualización parcial de los impuestos que gravan a los combustibles, y con incrementos para las tarifas del gas y la electricidad, con aumentos del 3,8 % promedio.
El ministerio de Economía dispuso nuevo montos para el Impuesto sobre los Combustibles Líquidos (ICL) e Impuesto al Dióxido de Carbono (CO2) a partir del 1 de noviembre, al tiempo que difirió al 1 de diciembre la actualización pendiente de estos gravámenes sobre las naftas y gasoils correspondientes a períodos trimestrales anteriores (del 2024 y 2025).
A través del decreto 782/2025 se argumenyo que “El incremento total en los montos de impuesto que resulte del remanente de la actualización correspondiente al año calendario 2024 y de las actualizaciones correspondientes al primer y segundo trimestres calendario del año 2025, en los términos del Decreto 501/18, surtirá efectos respecto de la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil para los hechos imponibles que se perfeccionen desde el 1° de diciembre de 2025, inclusive”.
Así las cosas, el decreto 782 fijó, para el período 1 al 30 de noviembre inclusive, respecto del ICL un incremento de monto fijo de $ 15,557 para las naftas sin plomo y nafta virgen, y de $ 12,639 para el gasoil.
Asimismo, estableció en $ 6,844 el monto fijo diferencial del impuesto sobre los combustibles líquidos para el gasoil, cuando se destine al consumo en el área conformada por las Provincias del NEUQUÉN, de LA PAMPA, de RÍO NEGRO, del CHUBUT, de SANTA CRUZ, de TIERRA DEL FUEGO, ANTÁRTIDA E ISLAS DEL ATLÁNTICO SUR, el Partido de Patagones de la Provincia de BUENOS AIRES y el Departamento de Malargüe de la Provincia de MENDOZA.
En lo que respecta al impuesto al Dióxido de Carbono, el nuevo monto fijo a aplicar en el mes de noviembre es de $ 0,953 para las naftas, y $ 1,441 para el gasoil, en todo el país.
Gas y Electricidad en noviembre
Por otra parte, el ministerio de Economía ratificó incrementos que regirán desde el 1 de noviembre en las tarifas de los servicios de Gas y de Electricidad.
Una serie de resoluciones ya oficializadas por el Enargas (811 a 830/2025) se establece un “aumento de tarifa promedio de 3,8 %” para el suministro de gas por redes, indicó Economía.
En tanto, el incremento para las tarifas del suministro de electricidad será oficializado el lunes 3, “y será de un porcentaje similar”, se indicó.
El gobernador Rolando Figueroa encabezó este jueves en Río de Janeiro la firma de una Declaración Conjunta de Entendimiento entre el Ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén y el Consorcio GásBra SA.
Forma parte de un proyecto integral que impulsa la provincia para exportar gas natural de Vaca Muerta hacia el mercado brasileño.
La delegación neuquina se encuentra en Brasil para participar de la Offshore Technology Conference (OTC), que se desarrolla del 28 al 30 de octubre. De la actividad participó el ministro Jefe de Gabinete, Juan Luis “Pepé” Ousset; el ministro de Energía, Gustavo Medele; la secretaria de Ambiente y Recursos Naturales, Leticia Esteves; y el intendente de Neuquén, Mariano Gaido.
Según el documento firmado, las partes acordaron cooperar en el diseño de un proyecto orientado al aprovechamiento sostenible de los recursos gasíferos neuquinos y a la integración de la infraestructura energética regional.
BRASIL ES EL GRAN DESTINO REGIONAL DE NUESTRO GAS
Hoy firmamos una Declaración Conjunta de Entendimiento entre el Ministerio de Energía y Recursos Naturales de la provincia y el Consórcio GÁSBRA S.A. Este acuerdo busca avanzar en el diseño de un proyecto integral para el… pic.twitter.com/qvTJoPRKaE
El entendimiento busca establecer mecanismos de producción, transporte y comercialización que consoliden una relación de largo plazo entre productores y consumidores de gas natural.
Figueroa había anticipado que su propósito en este viaje era avanzar en acuerdos energéticos y su deseo de que el gas neuquino sea una fuente estratégica de abastecimiento para dicho país.
Según la Transportadora de Gas del Norte (TGN), el potencial de Vaca Muerta podría cubrir una demanda de entre 45 y 50 millones de metros cúbicos diarios en el mercado brasileño, especialmente en el polo industrial de San Pablo.
El acuerdo, de carácter no vinculante, establece además el compromiso de promover la inversión, la transferencia tecnológica y la cooperación industrial, bajo principios de transparencia, equidad y sostenibilidad ambiental.
El Gobierno bonaerense actualizó los cuadros tarifarios eléctricos que regirán en el territorio con los consumos de octubre, camino similar que siguió el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) con los valores de Camuzzi Gas Pampeana. De esta manera, los usuarios verán impactados esto en las facturas de noviembre y diciembre.
Con respecto a la luz, el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos bonaerense aprobó la Resolución Nº 1042 que actualiza los cuadros de octubre e introduce una nueva actualización a regir desde noviembre, en línea con los precios mayoristas definidos a nivel nacional y el esquema de reducción gradual de bonificaciones.
Según replicó la agencia de noticias DIB, la resolución alcanza a EDELAP, EDEA, EDEN y EDES, así como a las áreas de referencia Río de la Plata, Atlántica, Norte y Sur. Para octubre, se incorporan los Precios de Referencia de la Potencia y el Precio Estabilizado de la Energía del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) fijados por la Secretaría de Energía de la Nación, el componente de transporte y la disminución mensual de bonificaciones.
Desde noviembre, en tanto, se aplica una actualización transitoria del Valor Agregado de Distribución (VAD), del Sobrecosto de Generación Local (SGL), del Agregado Tarifario (AT) y del Cargo Transición Tarifaria (CTT).
Los nuevos cuadros comprenden a usuarios residenciales, no residenciales hasta 10 kW y entre 10 y 300 kW, alumbrado público hasta 10 kW, organismos públicos de salud y educación, grandes demandas, clubes de barrio y pueblo, y la categoría sin subsidio del Estado nacional. Para el caso de Edelap (aunque la suba es similar en todos los prestadores) el cargo fijo para el Tramo 1 pasó a $3960,47, es decir un ajuste de 1,7%.
El aumento en la tarifa de gas
Paralelamente, el Enargas aprobó nuevos cuadros tarifarios para la distribuidora Camuzzi Gas Pampeana S.A., que regirán a partir del 1° de noviembre, en el marco de la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) y la actualización mensual prevista en las Reglas Básicas de la Licencia (RBL).
La medida que aprueba los valores correspondientes a la nueva cuota de la RQT, incorpora los nuevos precios del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) definidos por la Secretaría de Energía, y el recargo que pagan los usuarios de todo el país para financiar el régimen de tarifas diferenciales conocido como Zona Fría.
Si se toma como referencia la categoría R1, la suba del gas es del 4% mensual. En octubre un usuario de ese grupo tenía un cargo fijo de $3210,44 y ahora pasará a $3.341,16. A esto se le suma otro 4% de aumento en el cargo variable que sube de 178,31 a 185,53 pesos por metro cúbico de consumo.
El Gobierno de Axel Kicillof promulgó una ley que prohíbe el corte o interrupción de los servicios de energía eléctrica, agua potable, cloacas y gas a las asociaciones civiles sin fines de lucro, municipios, hospitales y escuelas públicas de la provincia de Buenos Aires, aun cuando se encuentren en mora o con aviso de corte en curso.
La iniciativa (Ley N° 15.553), presentada por el diputado de La Cámpora Facundo Tignanelli, fue publicada este jueves en el Boletín Oficial, y obliga a las prestatarias de servicios públicos de jurisdicción provincial a garantizar el suministro de sus servicios a instituciones públicas y asociaciones civiles sin fines de lucro.
En concreto, contempla la prohibición del “corte o interrupción” de luz, gas, agua potable y servicios cloacales a dependencias municipales y establecimientos sanitarios y educativos de gestión pública, ya sea del Estado provincial como del municipal.
El artículo 2, puntualmente, indica que queda prohibido el corte o interrupción de los servicios a las asociaciones civiles inscriptas en la Dirección Provincial de Personas Jurídicas con una antigüedad mínima de tres años, los municipios y sus dependencias, los establecimientos sanitarios y educativos de gestión pública provincial y municipal, cuyos consumos no superen los 5000 kw/h mensuales.
En tanto, el articulado también hace referencia a que las empresas deberán otorgar a los sujetos alcanzados “planes de pago en cuotas mensuales con el fin de facilitar el cumplimiento de sus obligaciones y saldar sus deudas”. Pero también podrán solicitar este beneficio aquellos que se hubieren adherido a planes anteriores a la entrada en vigencia de la presente ley y que los mismos estén inactivos, expirados o incumplidos por alguna razón.
Finalmente, la resolución destaca que los municipios podrán adherir a la presente ley sancionando ordenanzas respectivas, reduciendo total y transitoriamente las alícuotas que perciban por los servicios involucrados y las tasas de alumbrado público.
La Provincia de Buenos Aires, a través de la Subsecretaría de Energía del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, firmó un convenio con autoridades de la Universidad Tecnológica Nacional – Facultad Regional Bs. As.; el Programa Provincial de Incentivo a la Generación de Energía Distribuida (PROINGED) y el Foro Regional de Energía de Buenos Aires (FREBA), para financiar el desarrollo y la implementación del primer dispositivo argentino en escala real para el aprovechamiento de energía undimotriz.
Esta nueva tecnología, también conocida como energía olamotriz, es la que aprovecha el movimiento de las olas para generar electricidad. El prototipo será fabricado en la Provincia de Buenos Aires, contará con tecnología y mano de obra nacional, y se instalará en la Escollera Norte del Puerto de Mar del Plata.
El dispositivo de energía undimotriz consiste en un sistema capaz de captar la energía de la onda marina y transformarla en energía mecánica rotatoria, la cual posteriormente es convertida en energía eléctrica. La captación de la energía es realizada por el conjunto boya-brazo que realiza una oscilación ascendente y descendente, dado por el movimiento de la boya sobre la ola entre el pico y valle de la misma, y lo transforma en un desplazamiento circular y de rotación que genera la electricidad.
La implementación del sistema se realizará en 5 etapas y tendrá un plazo de ejecución previsto de 12 meses aproximadamente. En primer lugar, se realizará el diseño y desarrollo del prototipo a escala; luego la fabricación del prototipo; en tercer lugar, las Pruebas y logística; después el montaje de instalación y por último la puesta en funcionamiento.
El dispositivo a implementar puede generar hasta 30 kw por hora y para este proyecto de investigación, se proyecta que con la energía generada podrá brindar electricidad para el sector de la escollera norte del puerto marplatense.
Se trata de una forma de energía renovable, limpia y sostenible, ya que no produce emisiones de gases de efecto invernadero ni contaminantes durante la generación de electricidad. Es considerada una de las fuentes de energía renovable más prometedoras.
A su vez, el equipo de investigación e implementación de esta tecnología estima que con 100 equipos (200 boyas) funcionando se podría llegar a alcanzar una potencia instalada para suministrar energía eléctrica a 20.000 personas o 5.000 hogares.
Un proyecto de esta magnitud tiene una gran importancia, tanto para la Provincia de Buenos Aires, como para todo el país, ya que será el primer dispositivo de energía undimotriz de Argentina, por lo cual aporta a la diversificación de la matriz energética y promueve el desarrollo de nuevas tecnologías innovadoras de origen nacional.
YPF y Globant lanzan el proyecto Digital Suppl.AI , una plataforma de transformación basada en inteligencia artificial agéntica para modernizar la cadena de suministro de la principal compañía energética de Argentina.
La plataforma cuenta con ocho soluciones agénticas diseñadas para optimizar procesos estratégicos y altamente manuales. En esta primera etapa, los desarrollos se focalizarán en los procesos de abastecimiento y control de inventarios, áreas clave para la competitividad del negocio.
El proyecto está realizado bajo el nuevo modelo de suscripción a servicios de ingeniería de Globant. Los equipos llamados AI Pods combinan agentes de IA supervisados por expertos de la empresa, que en este caso desarrollarán 46 agentes de IA especializados en actividades específicas. Los AI Pods brindarán mayor productividad y velocidad en el desarrollo de la plataforma, y permitirán integrar y orquestar los procesos de compras, gestión de stock, contratos y proveedores.
A través de un diseño basado en automatización, grandes cantidades de datos y el lenguaje natural, la plataforma ofrece experiencias personalizadas para cada usuario, simplificando la operación y mejorando la toma de decisiones.
Digital Suppl.AI trasciende la simple automatización y es capaz de aprender y evolucionar con cada interacción, garantizando que las operaciones se ejecuten con mayor rapidez, eficiencia y en línea con las políticas de la compañía.
Lo que antes se hacía a través de procesos manuales, ahora podrá realizarse a través de interacciones fluidas vía chats con los agentes; las tareas operativas dispersas pasan a gestionarse con automatización contextual y asistida; los datos fragmentados se transforman en trazabilidad end-to-end en compras y contratos; y las decisiones reactivas se sustituyen por recomendaciones estratégicas en tiempo real.
Estas soluciones agénticas permitirán reducir los ciclos de proceso, optimizar costos y aumentar la productividad, permitiendo que las personas dediquen su tiempo a iniciativas con más valor.
“Es un orgullo para Globant ayudar a esta insignia del desarrollo argentino a redefinir el futuro del Supply Chain en la industria energética. El nuevo sistema de AI Pods de Globant, donde humanos supervisan a agentes de IA, le permitirá a YPF acelerar sus desarrollos y mantenerse actualizada y preparada para los desafíos del futuro”, dijo Martín Migoya, co-fundador y CEO de Globant.
“Vamos a lograr que Argentina exporte más de 30.000 millones de dólares para el 2031. Nuestra responsabilidad ahora es la ejecución y para ser eficientes en la gestión necesitamos las herramientas adecuadas. Este proyecto con Globant es clave para disponer de esos instrumentos. Depende de nosotros poder avanzar en los proyectos que permitan la transformación de la matriz productiva del país”, afirmó el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.
“Con Digital Suppl.AI, YPF tendrá a su servicio desarrollos de última generación basados en IA y podrá capitalizar valor en áreas clave”, agregó Fernando Montero Bolognini, CEO Energy & Telecommunications AI Studio de Globant.
Desde su Energy AI Studio, Globant trabajó intensamente en el diseño y desarrollo de esta plataforma y en el desafío de integrar datos a lo largo de toda la estructura y cadena de valor de YPF. Además, el proyecto incluye un servicio de consultoría integral para el desarrollo de una estrategia de value management especializado en Supply Chain y en gestión del cambio cultural, asegurando que la innovación tecnológica se traduzca en resultados sostenibles y en una transformación organizacional real.
Esta alianza con Globant como partner tecnológico potencia el trabajo que lleva adelante YPF con el Plan 4×4, que busca mejorar la eficiencia de todas sus operaciones para posicionarse como una compañía competitiva a nivel mundial y que contribuya con el objetivo de generar exportaciones superiores a los 30.000 millones de dólares en 2030.
La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) volvió a adjudicar más de 500 MW renovables en una ronda del Mercado a Término (MATER), siguiendo la tendencia de las últimas convocatorias.
Diez proyectos resultaron ganadores de 515 MW de prioridad de despacho del llamado correspondiente al tercer trimestre del presente año, todos sin la necesidad de recurrir al sistema de desempate (hecho inusual en el MATER), debido a las zonas donde se ubican.
División geográfica de la capacidad designada en el 3° Trim. 2025
140 MW en la región de Misiones – Noreste Argentino (NEA) – el Litoral
30 MW en la Costa Atlántica
345 MW en el corredor Centro – Cuyo – Noroeste Argentino (NOA)
La generación fotovoltaica nuevamente predomina entre los proyectos asignados, ya que 485 MW corresponden a siete parques solares (cuatro de ellos con obras obras de transporte eléctrico asociadas) y sólo 30 MW al parque eólico Vientos del Atlántico – Fase II (de la firma AES Argentina en la Costa Atlántica).
Mientras que de la totalidad adjudicada para abastecer a grandes usuarios del sistema, sólo 140 MW lo hará a través del MATER Pleno (sin restricciones o limitaciones circunstanciales para inyectar energía) y 375 MW mediante el mecanismo “Referencial A” (posibilidad de curtailment de 8% hasta que se ejecuten las obras de transmisión).
Aunque cabe aclarar que la mayor parte de la capacidad designada a la herramienta Ref A. corresponde a parques renovables que incluyen proyectos de transmisión y/o BESS para fortalecer el sistema. Y dichas obras están comprometidas a ingresar en operación comercial entre marzo y octubre del año 2030:
Catamarca II (60 MW), de la desarrolladora Solar Energy: Es una central híbrida asociado al sistema de almacenamiento BESS con 60 MW / 240 MWh con un desempeño operativo – eléctrico equivalente al de un parque eólico en el mismo corredor y límites.
Mendoza Sur (105 MW) de Genneia: Incluye la instalación segundo transformador ET Río Diamante 500 kV, la construcción segundo vínculo 500 kV entre ET Embalse y ET Almafuerte, y el incremento compensación shunt ET Almafuerte 132 kV
Sierras Renovables I, II y III (180 MW) de la firma ARN Tech Partner S.A (está vinculada a EPEC de Córdoba): Se trata de un proyecto híbrido (generación + sistema BESS Montecristo).
PS Sol del Valle (120 MW) de Genneia: Corresponde a una obra previa de la convocatoria del 4° Trimestre de 2024 y abarca la compensación shunt Malvinas 132 kV (Aumento Exportación Centro – Cuyo – NOA), más el reemplazo del capacitor serie ET Recreo.
Además, esta ronda del Mercado a Término dejó a Genneia, SolarDQD, y Ambiente y Energía como las tres grandes ganadoras, debido a que se repartieron más del 60% de la capacidad adjudicada en seis de los diez proyectos.
Genneia hizo lo propio con sus ya mencionados parques solares Mendoza Sur (105 MW) y Sol del Valle (120 MW), ambos con obras de transporte eléctrico asociadas en la región Centro – Cuyo – NOA, y se mantiene como una de las principales generadoras renovables del país con más de 1400 MW operativos.
Por el lado de SolarDQD, ya recurrente en el MATER, vio luz verde para sus centrales fotovoltaicas Leonesa (30 MW) y Puente Libertad (15 MW) en la zona de Misiones – NEA – el Litoral, y acrecienta su espalda sectorial tras haber construido más de 1000 MW.
Mientras que Ambiente y Energía logró prioridad para los proyectos FV denominados El Sol de Formosa (15 MW) y El Sol de Clorinda (50 MW), ambos en la provincia de Formosa, de modo que le ayuda a dar un salto estratégico en su desarrollo como generadora, con la proyección de 400 MW solares entre 2026 y 2027 y la meta de alcanzar 100 MW de generación propia en el mismo período.
En el mundo hay tres billones de dólares listos para invertirse en energías renovables y Colombia tiene todo para atraer una parte cada vez mayor de ese capital. Así lo afirmó Camilo Bejarano, gerente de ventas Utility de JA Solar, durante su participación en el Future Energy Summit (FES) Colombia.
Actualmente, el país ha movilizado más de USD 6000 millones en inversiones renovables, aunque la región andina en su conjunto capta apenas el 0,2% del capital total.
“Hay mucho dinero; hay que salir a buscarlo y crear el espacio para que llegue”, enfatizó el ejecutivo.
JA Solar —uno de los principales fabricantes globales de módulos fotovoltaicos— mantiene una presencia activa en el mercado colombiano, donde observa una evolución sostenida tanto en proyectos Utility Scale como en generación distribuida.
Bejarano remarcó la señal de crecimiento que está dando el país con cifras que aumentaron de 20 MW instalados en sistemas distribuidos en 2018, a 400 MW en 2024 y las expectativas de cerrar el 2025 con cerca de 500 MW. “Nuestra apuesta es generar valor y hacer que las cosas sucedan”, sostuvo.
Para lograrlo, la compañía está trabajando para conectar proyectos con banca de inversión internacional, especialmente asiática, con el objetivo de cerrar la brecha entre el soporte técnico y la bancabilidad de los proyectos solares.
“No basta con ofrecer un módulo en vatios pico. Queremos acompañar al cliente en todo el proceso para que el proyecto sea viable técnica y financieramente”, explicó Bejarano justificando su posicionamiento frente a que la discusión ya no pasa por el costo de la tecnología, sino por la financiación y en la voluntad de invertir.
En la última década la energía solar redujo su costo en un 80% y la eólica en un 65%, lo que elimina las barreras de adquisición. Y aquí es donde se destacó el trabajo realizado por el sector colombiano que se ha convertido en un referente regional por la madurez y la calidad de sus políticas públicas.
No obstante, el ejecutivo insistió en que es necesario fortalecer la articulación entre el sector público, los operadores y las comunidades para mantener el flujo de capital y acelerar los tiempos de ejecución de los proyectos.
El mensaje fue bien recibido entre los asistentes del FES Colombia, donde la conversación giró en torno a cómo acelerar el desarrollo de infraestructura, simplificar los procesos de licenciamiento y garantizar condiciones estables para nuevos proyectos solares y eólicos.
Desde la mirada de Bejarano, el país ya superó la etapa del aprendizaje tecnológico y se encamina hacia un nuevo ciclo de inversión. “Colombia ha demostrado que se pueden hacer las cosas bien. Ahora necesitamos escalar. Y para eso, el financiamiento internacional será clave”, concluyó.
Con una inversión total de 4.100 millones de dólares las petroleras Ecopetrol y Petrobras comercializarán el gas natural del campo Sirius, ubicado costa afuera en el Caribe colombiano.
El acuerdo establece la comercialización conjunta de hasta 249 millones de pies cúbicos por día (MPCD) para un periodo de hasta seis años a través de un contrato firme, sujeto a condiciones.
El proyecto Sirius comenzó en 2022 con el objetivo de explorar y evaluar el potencial de gas natural en la zona costa afuera del Caribe colombiano.
A mediados de ese año, con el yacimiento Sirius-1, se anunció el descubrimiento, y a finales de 2024, con Sirius-2, se confirmaron los volúmenes de gas, que son superiores a seis terapies cúbicos. Justamente Sirius-2 es el descubrimiento de gas más grande de las últimas décadas en el país.
Las compañías prevén que la producción del campo comience en 2030, pues esto es fundamental para “la seguridad energética de Colombia y para garantizar el suministro de gas natural al país en el largo plazo”, precisó Ecopetrol.
La inversión de ambas petroleras involucran 1.200 millones para la fase exploratoria y 2.900 millones para la etapa de desarrollo de la producción.
Ecopetrol tiene una participación del 55,66% en el consorcio de Sirius, mientras que la compañía brasileña, que actúa como operador por medio de Petrobras International Braspetro, tiene el 44,44%.
La secretaria de Energía, María Tettamanti, destacó que “la Ley 27.191, de Energías Renovables, fue fundamental para impulsar el desarrollo del sector en un momento en el que las tecnologías eran poco competitivas”. “Gracias a ese régimen, hoy más del 17 % de la generación eléctrica en el país proviene de fuentes renovables, con una proyección de alcanzar el 20 % en 2026” estimó.
En una presentación que realizó ante la Comisión de Industria de la Cámara de Diputados, la funcionaria sostuvo sin embargo que “el contexto cambió: los costos de estas tecnologías bajaron, y ya no requieren el mismo nivel de incentivos que hace una década”.
Tettamanti defendió entonces el proyecto de nueva ley que impulsa el gobierno señalando que “la propuesta de modificación busca actualizar el marco normativo para adecuarlo al nuevo escenario tecnológico y económico”.
El eje pasa de la promoción directa, a la estabilidad y previsibilidad tributaria, extendiendo por 20 años la seguridad fiscal para proyectos existentes y futuros en el rubro, se indicó. “Esto significa no crear nuevos impuestos ni gravámenes, ni a nivel nacional, provincial o municipal. El beneficio central es dar certidumbre a los inversores y fortalecer un entorno competitivo, sostenible y previsible”, explicó.
Competencia, inversión y objetivo final
“Las energías renovables ya pueden competir en igualdad de condiciones con otras fuentes”, afirmó, y sostuvo que “la libre elección de proveedores permitirá a las empresas optar según precio, criterios ambientales o corporativos”.
“El mejor incentivo a la inversión es reducir riesgos mediante estabilidad macroeconómica, reglas claras y baja carga impositiva”, argumentó Tettamanti, señalando que “el objetivo final es que la energía en Argentina sea más barata y accesible para todos los consumidores”.
Obras de transmisión eléctrica
Sobre este tema la Secretaria describió ante los diputados que “ya hemos definido las obras más relevantes para ampliar la capacidad de transporte de electricidad”. “En CABA y GBA estamos casi en el límite de la capacidad y hay líneas que pueden destrabar cuellos de botella”.
“Va a haber una licitación que llevará adelante el Estado nacional pero la inversión la va a hacer el sector privado”, explicó.
“Estamos apostando al financiamiento privado y como son proyectos de muy largo plazo estamos trabajando también con organismos internacionales. No queremos comprometer los fondos públicos”, argumentó Tettamanti.
“La inversión para ampliar la capacidad de transporte de electricidad en el GBA, si bien obviamente el precio lo va a terminar poniendo el resultado de una licitación, estimamos que pueden ser alrededor de 1.000 millones de dólares”, afirmó la funcionaria.
Y puntualizó que “es fundamental para los que van a hacer las obras contar con seguridad jurídica”. “Cuando quienes pueden hacer la inversión ven que no va a haber cambios en la reglas de juego y que van a poder repagar esa inversión, que es de muy largo plazo, entonces invierten”.
YPF logró reducir en un 25 % los tiempos de construcción de pozos, desde la preparación del terreno hasta la apertura de la primera válvula, indicó la compañía, destacando que “este avance es fruto del proyecto Toyota Well, una alianza estratégica con la automotriz japonesa que aplica el sistema de producción TPS (Toyota Production System) al desarrollo de pozos petroleros.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, afirmó que “este resultado demuestra que la innovación aplicada con disciplina transforma la industria. Toyota Well nos permite producir más, mejor y más rápido”.
El proyecto, que comenzó como una prueba piloto, hoy se implementa a escala completa, con más de siete vicepresidencias involucradas y más de 250 personas trabajando en equipos integrados junto a contratistas.
“Toyota Well es una transformación cultural para YPF y para nuestros proveedores. Estamos cambiando la forma en que trabajamos, construyendo relaciones más colaborativas y eficientes”, expresó Micaela Cecchini, referente del proyecto.
Impactos
Como parte del Toyota Well, por ejemplo, YPF consiguió una reducción récord del 71 % en los tiempos de puesta en marcha de los pozos, pasando de 10 días en promedio a enganchar 4 pozos en menos de un día. Se trata de tiempos sin precedentes en Argentina.
El Real Time Intelligence Center (RTIC) ha sido un componente esencial del proyecto, aportando visibilidad operativa en tiempo real, análisis de datos y soporte técnico para la toma de decisiones ágiles. Su contribución permitió integrar tecnología y conocimiento en campo, acelerando la transformación operativa.
Este resultado representa un paso clave dentro del Plan 4×4, la hoja de ruta estratégica de YPF. La reducción de tiempos operativos permite escalar con mayor velocidad, manteniendo la calidad y reduciendo costos, lo que fortalece la competitividad de la compañía en el mercado energético, se destacó.
El resultado de las elecciones de medio término del 26 de octubre en Argentina, impactó de manera importante al sector hidrocarburífero, sobre todo porque refuerza el escenario político-económico bajo el cual operan las empresas del rubro.
Tras la victoria del oficialismo, los valores de las compañías vinculadas al petróleo y gas —y en particular al yacimiento de Vaca Muerta— subieron con fuerza.
La baja del riesgo país y la mayor previsibilidad política fortalecieron el acceso al financiamiento de grandes inversiones en hidrocarburos. El triunfo del oficialismo plantea un entorno más favorable para la implementación de reformas normativas del sector energético: el prospecto de políticas de desregulación, incentivos para grandes inversiones y estabilidad regulatoria vuelve a la discusión pública.
Pese al ambiente positivo, persisten desafíos: la rápida mejora del optimismo bursátil no garantiza que la inversión real llegue inmediatamente. El sector hidrocarburífero sigue dependiendo de variables como precio internacional de petróleo/gas, infraestructura logística, financiación externa, y claridad regulatoria.
Además, la consolidación política no reduce automáticamente los riesgos sociales o operativos: los proyectos grandes requieren plazos largos y estabilidad más allá de un ciclo electoral. Si bien el triunfo electoral del oficialismo elevó las expectativas para el sector hidrocarburífero argentino al ofrecer un marco político más predecible para la inversión, con mercados que reaccionaron al alza y empresas que se preparan para acelerar desarrollos. Pero la materialización de ese impulso dependerá de factores estructurales que aún enfrentan incertidumbres.
La producción de petróleo y gas de Argentina —y el emergente plan de exportación de GNL— se inserta en un escenario internacional lleno de oportunidades pero también de retos estructurales. Por un lado, la magnitud de la formación Vaca Muerta y el respaldo de proyectos como Argentina LNG permiten al país aspirar a exportar volúmenes significativos al mercado global hacia finales de esta década. Por otro lado, ese avance está condicionado por la urgencia de construir la infraestructura crítica (licuefacción, transporte, terminales) y por el marco macroeconómico y regulatorio que rodea a la industria energética argentina, que aún debe consolidar credibilidad frente a los grandes jugadores internacionales.
Así, mientras Argentina ofrece potencial para generar ingresos de exportación y diversificar suministros para el mundo, deberá progresar en remover cuellos de botella operativos y en garantizar previsibilidad para encarar esa transición desde productor local a proveedor global.
Producción
La producción petrolera atraviesa una fase de robustez, marcada por récords y por una proporción creciente de producción no convencional. El gas, aunque sigue siendo estratégico, enfrenta un escenario de menor crecimiento mensual y cierta declinación en el corto plazo. Aun así, el dominio de Vaca Muerta en ambos frentes es incuestionable.
La producción total sigue liderada por la provincia de Neuquén. En septiembre de 2025, la provincia marcó un nuevo récord histórico: alcanzó 567.000 barriles diarios de crudo (bbp/d), lo que significó un aumento de aproximadamente 3,5 % respecto de agosto y un salto de casi 27 % frente al mismo mes del año anterior. Este dato confirma que Neuquén ya no es solo un eslabón más dentro de la producción nacional, sino que se ha convertido en el corazón del petróleo argentino.
A nivel nacional, las estimaciones más recientes sitúan la producción total de crudo cerca de los 842.000 bbp/den septiembre. Este volumen no sólo ilustra el vigor del sector, sino que también pone de relieve cómo los recursos no convencionales —shale oil, tight oil— han pasado a ocupar una proporción creciente dentro del cómputo global de producción.
Por el lado del gas, el panorama es más matizado. Por ejemplo, para YPF la producción en septiembre fue de 31,42 MMm³/d, lo que representa un retroceso de cerca del 9,5 % respecto del mes anterior y un 10 % menos que un año atrás. No obstante, vale destacar que de ese volumen, unos 18,45 MMm³/d provienen de Vaca Muerta, lo que implica que casi seis de cada diez metros cúbicos que produce YPF en el país salen de ese yacimiento, mientras que el crudo no convencional acelera, el gas encuentra ciertos desafíos mensuales de operatividad y mercado.
Un dato adicional que vale la pena considerar es la pauta de actividad técnica: el número de etapas de fractura (fracking) en Vaca Muerta bajó levemente en septiembre, tras el rebote de agosto, lo que indica que el ritmo de inversión y completación de pozos sigue siendo dinámico pero con variaciones.
Transporte e infraestructura
La expansión productiva necesita de un “sistema circulatorio” robusto que transporte ese crudo y ese gas desde el corazón de producción hacia los mercados interiores y exteriores. En este sentido, se destacan dos iniciativas clave de los últimos días.
En primer término, el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (“VMOS”) —que prevé un oleoducto que llevará el crudo desde Añelo (Neuquén) hasta Punta Colorada (Río Negro) y la costa atlántica— ya está en su tramo final: se han instalado más de 520 kilómetros de tuberías de 36 pulgadas y sólo restan aproximadamente 50 kilómetros para completar los ~570 km previstos. Esta obra no solo permitirá mayor capacidad de evacuación, sino también la posibilidad de exportar con mayor eficiencia al Atlántico, reduciendo cuellos de botella logísticos.
En segundo lugar, está el plan de ampliación de la empresa Oldelval con el llamado “Duplicar Norte”, un tramo de oleoducto de 207 km que se pone en marcha en noviembre y que busca añadir aproximadamente 360.000 bbl/d de capacidad de transporte. (Aunque el dato debe verificarse de forma puntual, es parte de los anuncios de obra de las últimas semanas). Esta expansión refleja que el país está reconociendo que la infraestructura es tanto o más importante que los pozos mismos para mantener el ritmo de crecimiento.
Desde un punto de vista más estratégico, estas obras significan algo más que aumentar “caños y kilómetros”: implican la transformación del mapa energético argentino, al conectar la cuenca no convencional más dinámica del país con los grandes hubs de exportación y consumo. Al mismo tiempo, reducen la dependencia de rutas de transporte más complejas o menos eficientes, fortaleciendo la seguridad logística del sector. El capítulo infraestructural vive un momento de aceleración: los grandes proyectos de ductos están en ejecución, la logística empieza a adaptarse al nuevo nivel productivo, y el país está colocando las piezas para que la producción pueda “salir” sin trabas.
No obstante, existen reclamos hacia los gobierno provinciales en particular en materia de infraestructura caminera.
Exportaciones y balanza energética
El auge productivo se proyecta hacia el exterior: se está generando un impacto directo en la balanza energética y en la capacidad exportadora de Argentina. Para septiembre de 2025, los datos muestran que el superávit comercial energético continúa siendo una variable clave: según reportes recientes, la balanza comercial meramente general cerró en US$ 900 millones en ese mes, con una mejora interanual de exportaciones (+16,9 %) que incluye combustibles y energía.
Adicionalmente, se destaca que en 2024 las exportaciones del rubro P&G alcanzaron alrededor de US$ 8.500 millones, lo cual posiciona a la energía como la segunda categoría exportadora del país. Según previsiones de organismos sectoriales, este año dichas exportaciones podrían superar los US$ 6.000 millones o más, apuntaladas por la producción creciente de no convencionales.
Desde la región de Vaca Muerta se informa que esa formación ya produce “dos de cada tres barriles” del petróleo argentino, lo que subraya su peso tanto en volumen como en capacidad de exportación. En términos más cualitativos, esta mayor producción y exportación no sólo generan divisas, sino que movilizan inversiones, generan empleos y reconfiguran la posición energética internacional de Argentina.
Por supuesto, este florecimiento exportador encuentra su límite en variables como el precio internacional del crudo, los costos logísticos y la necesidad de asegurar que el mercado interno siga recibiendo suministro. Pero, en el escenario de los últimos 30 días, el signo es claramente positivo: mayor producción, mayor exportación y una balanza que trabaja a favor.
Avances y Demoras
El desarrollo de la infraestructura energética asociada al aprovechamiento de Vaca Muerta continúa siendo un eje fundamental para la expansión del sistema gasífero argentino. En este marco, la obra de Reversión del Gasoducto Norte constituye un componente crítico para garantizar el abastecimiento de las provincias del centro y norte del país, así como para sustituir volúmenes de importación y mejorar la competitividad regional.
A fines de 2024 fue habilitado el tramo principal de aproximadamente 122,8 kilómetros que conecta La Carlota con Tío Pujio, en la provincia de Córdoba, junto con dos ampliaciones paralelas del ducto existentes (loops) que fortalecen la capacidad de transporte . Estas intervenciones permiten técnicamente que el fluido proveniente de la cuenca neuquina comience a desplazarse hacia el norte argentino, modificando un esquema histórico de flujo sur–norte .
No obstante, la operación plena del sistema permanece condicionada por la adecuación de cuatro plantas compresoras ubicadas en las provincias de Córdoba (dos), Santiago del Estero y Salta. Estos equipos son indispensables para elevar la presión, asegurar continuidad del caudal y alcanzar los volúmenes previstos por la planificación original. Informes recientes señalan que dichas obras presentan un avance inferior al 40 %, registrando demoras respecto de los cronogramas contractuales iniciales .
Entre los factores que explican las postergaciones se encuentran atrasos en pagos, variaciones en los costos asociados a la volatilidad cambiaria y a la priorización de la reducción del déficit fiscal. Como consecuencia, la estimación oficial para su puesta en régimen se ha desplazado hacia fines de 2025, sujeto al cumplimiento financiero de los hitos comprometidos .
Desde una perspectiva sistémica, la culminación de estos trabajos es considerada estratégica. En primer lugar, permitiría reducir la dependencia de importaciones destinadas al abastecimiento del norte argentino. En segundo término, consolidaría la integración logística entre áreas productoras e industriales, reduciendo costos operativos y asegurando previsibilidad ante picos estacionales de consumo. Finalmente, fortalecería la posición exportadora del país a mediano plazo, en un contexto de creciente interés regional por el gas natural .
De persistir las demoras, subsistirá el riesgo de tensiones en la oferta para usuarios industriales y residenciales del norte del territorio, al tiempo que se limitará el aprovechamiento pleno del potencial productivo de Vaca Muerta.
Proyectos
En el frente de los proyectos, la maquinaria de inversión está en marcha y las empresas nacionales y extranjeras comienzan a plasmar estrategias concretas para aprovechar el momento. Una muestra reciente es el acuerdo entre la operadora YPF y la italiana ENI para desarrollar un proyecto de gas natural licuado (GNL) en Vaca Muerta, con una capacidad estimada de 12 millones de toneladas métricas por año. Este emprendimiento se presenta como un pilar de futuro para convertir a Argentina en un exportador relevante de gas al mundo, y no sólo de crudo al mercado regional.
También cabe mencionar cómo la participación del sector privado y la diversificación de actores se amplían: empresas como Vista Energy han reportado incrementos de producción del orden de 40 % en sus operaciones de petróleo no convencional en Vaca Muerta. A esto se suma la irrupción de compañías más pequeñas que adquieren áreas maduras de YPF y buscan innovar en esquemas de producción.
Otro aspecto relevante es que, pese al crecimiento, la industria no está exenta de ajustes: la mencionada caída en el ritmo de fracturación en septiembre, las empresas afrontan condiciones operativas y de mercado que requieren adaptaciones continuas. Por tanto, el entorno de proyectos productivos muestra una doble cara: por un lado, muy dinámico, con apuestas de largo plazo (GNL, exportaciones directas, infraestructura). Por otro, vigilante, con métricas operativas que exigen eficiencia y adaptabilidad.
Señales de mercado
El análisis de mercado aporta matices importantes: el contexto internacional y las expectativas regulatorias inciden de modo notable en la industria local. Por ejemplo, el reciente acuerdo de la OPEP + de aumentar modestamente la producción desde noviembre plantea un escenario de leves presiones a la baja sobre los precios del crudo. Esto ofrece un signo de alerta para los exportadores argentinos, ya que sus márgenes pueden verse afectados. (Se trata de un factor externo, pero que impacta aquí.)
Además, desde el ámbito regulatorio y de inversores, se repite la demanda de mayor estabilidad y previsibilidad: las compañías requieren marcos de políticas claras, acceso al financiamiento, y condiciones de costos competitivas para comprometer nuevas inversiones en el shale. En ese sentido, el entorno argentino ha mejorado sus señales, pero queda camino por recorrer. Aunque el viento sopla a favor —con récord de producción, escalada exportadora e infraestructura en marcha—, el sector no puede relajarse. Los factores externos, los costos, la logística y la regulación siguen siendo determinantes para consolidar el impulso.
La Comisión Europea y el Consejo de la Unión Europea postergó y flexibilizó algunas de sus normativas ambientales clave. La regulación sobre productos libres de deforestación (Reglamento (UE) 2023/1115 sobre productos vinculados a la deforestación) ahora incluye periodos transitorios, exenciones para pequeñas empresas y un aplazamiento de su entrada en vigor para ciertos sectores. Además, grupos de trabajo y ONG denuncian que la flexibilización incluye “huecos” que podrían debilitar el impacto de las normas.
Durante los últimos tres meses, la European Commission ha retrasado y flexibilizado de manera significativa el calendario y los requisitos de su normativa ecológica más destacada. Por ejemplo, la EU Regulation on Deforestation‑Free Products (EUDR) —que exige que ciertas materias primas comercializadas en la European Union no provengan de tierras deforestadas— ya había sido postergada desde diciembre de 2024 y ahora se propone un plazo ampliado: la entrada en vigor para grandes y medianas empresas se mantiene para el 30 de diciembre de 2025, pero con un periodo de gracia de seis meses para inspecciones, mientras que para micro y pequeñas empresas se aplaza hasta el 30 de diciembre de 2026.
Asimismo, se introducen exenciones y simplificaciones para operadores en países de “bajo riesgo” y cadenas de valor “downstream”, reduciendo obligaciones de debida diligencia para distribuidores o fabricantes que no ingresan directamente al mercado. En paralelo, las autoridades europeas argumentan problemas técnicos con su sistema informático (IT) de seguimiento como motivo para estas dilaciones y modificaciones de alcance. En conjunto, estos cambios muestran que aunque la normativa sigue en pie, la UE ha aceptado plazos más largos y requisitos más suaves, lo que podría diluir el impacto inmediato de sus medidas ecológicas.
El carbón continúa aportando buena parte de la energía térmica de Europa
Impacto en argentina
Las medidas pueden impactar de diversas maneras en la producción argentina, particularmente en sectores agropecuarios como la soja y la carne. En primer lugar, la menor rigidez normativa en Europa podría aliviar temporalmente la presión competitiva sobre los exportadores argentinos, quienes se enfrentarían a un entorno con menos barreras regulatorias inmediatas. Además, el aplazamiento de la regulación contra la deforestación (EUDR) otorga a los productores argentinos un margen de tiempo adicional para adaptar sus sistemas de trazabilidad y así disminuir el riesgo de quedar excluidos del mercado europeo.
Sin embargo, estos cambios también entrañan desafíos. La EUDR no ha sido cancelada, por lo que la obligación de adecuarse a estándares de “deforestación cero” y a mayores requisitos de control seguirá siendo inevitable a mediano plazo. A su vez, si la Unión Europea flexibiliza sus propias exigencias ambientales, podría incrementarse la entrada de productos agrícolas elaborados bajo estándares más permisivos y potencialmente más económicos, lo que intensificaría la competencia para Argentina. Otro factor de riesgo es la categorización del país como territorio de “riesgo estándar” en materia de deforestación, condición que implica mayores costos de verificación, el posible rechazo de lotes y obstáculos adicionales en la cadena exportadora.
Desde una perspectiva de sostenibilidad, la relajación europea podría reducir los incentivos internacionales para que Argentina profundice mejoras ambientales y de trazabilidad. Esto, a largo plazo, podría deteriorar la competitividad del país en mercados donde los estándares ambientales tienden a elevarse progresivamente.
En términos económicos, un estudio reciente estima que la aplicación plena de la EUDR podría comprometer alrededor de US$ 6.000 millones en exportaciones argentinas, aunque solo entre el 2 y el 3 % de los productos se encontraría hoy fuera de norma. El mismo análisis proyecta un impacto moderado en el Producto Interno Bruto, con una caída aproximada del 0,14 % en un escenario base. No obstante, estas estimaciones no incluyen costos indirectos vinculados a la adaptación tecnológica, la verificación documental o la pérdida de mercados alternativos, factores que pueden incrementar el efecto total sobre la economía argentina.
Si reducimos todo a la pregunta económica de fondo —por qué Europa está frenando o flexibilizando sus controles ambientales—, la respuesta central es el costo creciente y desbalanceado de la transición verde.
La transición verde encarece la producción europea
Implementar las políticas ambientales europeas (energías limpias, descarbonización, trazabilidad ecológica, eliminación de combustibles fósiles, etc.) implica un aumento directo de costos en casi toda la cadena productiva.
El abandono del gas ruso y el cierre de plantas nucleares en Alemania encarecieron la energía en Europa, haciendo que el precio industrial de la electricidad fuera, en promedio, el doble que el de Estados Unidos entre 2022 y 2025.
A esto se suman insumos y materias primas más costosos debido a normas de “origen sostenible”, como las leyes de deforestación o la trazabilidad de minerales críticos, que exigen certificaciones, auditorías, intermediarios, mayor burocracia con el consiguiente aumento de los costos de producción y transporte.
Además, las empresas europeas están obligadas por regulación a invertir en modernización de maquinaria, reconversión de plantas, eficiencia energética o captura de carbono, inversiones que no son voluntarias y que presionan la rentabilidad, generando como resultado un aumento del costo de producir en Europa mientras los precios globales se mantienen estables, lo que erosiona la competitividad de las compañías europeas frente a productores de Asia, América o África.
Pérdida de competitividad frente a EE.UU. y China
El núcleo del problema es la pérdida de competitividad de Europa frente a Estados Unidos y China.
Washington subsidia la transición energética mediante el Inflation Reduction Act (IRA), otorgando miles de millones en incentivos fiscales para energías limpias, autos eléctricos e hidrógeno —lo que reduce costos empresariales y atrae inversiones que estaban planificadas para Europa, provocando que compañías como Volkswagen, BASF y Northvolt trasladen proyectos a territorio estadounidense.
China produce más barato y domina las cadenas de suministro verdes al controlar litio, tierras raras, paneles solares y baterías, insumos que Europa debe importar y que encarecen su transición energética.
Si el continente endurece aún más sus regulaciones ambientales, se vuelve doblemente vulnerable, porque además de ser más costoso producir, aumenta su dependencia estratégica de China; en síntesis, mientras Europa regula y encarece, Estados Unidos subvenciona y China ofrece producción barata, dando lugar a una desindustrialización silenciosa manifestada en cierres o relocalizaciones de plantas, pérdida de empleo industrial y reducción del peso manufacturero europeo.
Los sectores tradicionales están en crisis
Las industrias más afectadas —acero, cemento, automotriz y química— son también las que sostienen millones de empleos y exportaciones. Por eso, los gobiernos presionan a la Comisión Europea para ralentizar los objetivos verdes.
El sector automotriz advierte que la prohibición de los motores a combustión en 2035 podría destruir cientos de miles de empleos. Las cementeras y siderúrgicas alertan que el costo del carbono las deja fuera del mercado internacional si no hay compensaciones. Los agricultores se rebelan contra las exigencias ecológicas y los límites al uso de pesticidas o fertilizantes. Esta presión interna se traduce en política. Los gobiernos nacionales —que antes respaldaban el Green Deal— ahora exigen una “transición justa y competitiva”, es decir, más tiempo y menos rigidez.
El problema del carbono como impuesto invisible
El sistema de comercio de emisiones (ETS) obliga a las empresas a pagar por cada tonelada de CO₂ emitida. En teoría, este mecanismo incentiva la adopción de tecnologías limpias. En la práctica, el precio del CO₂ llegó a superar los € 90 por tonelada en 2023, encareciendo drásticamente los costos industriales. Muchos productores transfieren estos costos al consumidor o pierden competitividad frente a importaciones que no enfrentan esa carga. Para compensar esa desventaja, la Unión Europea creó el CBAM, un mecanismo de ajuste de carbono en frontera que cobra el mismo costo a los productos importados. Sin embargo, esta medida genera tensiones diplomáticas y riesgo inflacionario. En síntesis, el propio sistema de incentivos verdes se ha convertido en un impuesto estructural que el bloque intenta ahora moderar.
Brújula
Europa transita desde una fase normativa y aspiracional —centrada en liderar mediante el ejemplo e impulsar estándares globales— hacia una etapa más pragmática y estratégica, en la que los objetivos ambientales se mantienen, pero se adecuan a las realidades económicas y geopolíticas del presente.
Este giro no implica el abandono de la agenda ecológica, sino una recalibración disimulada, caracterizada por menor ambición inmediata, mayor gradualismo y una búsqueda de coherencia con la estabilidad interna y la competencia global.
Entre 2019 y 2023, el European Green Deal se apoyó en una concepción moral del liderazgo verde: Europa debía “mostrar el camino” al resto del mundo, aun a costa de asumir cargas internas.
Aquella postura se alimentaba de tres corrientes intelectuales: el europeísmo moral, que concibe al continente como una comunidad ética heredera del humanismo ilustrado con vocación de orientar la civilización global hacia la sostenibilidad; el ambientalismo cosmopolita, influido por los valores de la ONU y el multilateralismo del Acuerdo de París, donde el planeta es entendido como un sujeto moral colectivo; y el progresismo tecnocrático, que confía en que la regulación y la innovación tecnológica pueden resolver la crisis ambiental promoviendo a la vez un crecimiento “verde”.
A partir de 2024, esa visión comenzó a erosionarse. La orientación actual de la Comisión Europea adopta un tono más realista, tecnocrático y defensivo: ya no busca redimir al mundo, sino gestionar el impacto político y económico de la transición ecológica dentro de sus propias fronteras. En este contexto, el idealismo cede ante las exigencias de gobernabilidad y de los costos energéticos.
Al menos dos jueces estadounidenses, en un panel de tres integrantes, cuestionaron que la justicia norteamericana deba resolver en el juicio por la expropiación de YPF, lo que favorecería la posición argentina, informó la agencia Reuters.
Los magistrados forman parte de un panel de tres jueces en el marco de la apelación argentina de un fallo en primer instancia ante la Corte de Apelaciones de Circuito en Manhattan, cuya audiencia se realizó este miércoles.
Según replicó Clarín, durante una hora y 35 minutos, los jueces José Cabranes, Denny Chin y Beth Robinson (todos nombrados durante administraciones demócratas) escucharon a las partes e hicieron preguntas incisivas. Se repitió en varios tramos el desafío de los magistrados a los argumentos de los demandantes y se cuestionó la jurisdicción del caso -si debió o no haber sido juzgado en Estados Unidos-.
De hecho, el tema de la jurisdicción abarcó casi toda la audiencia y giró en torno al “forum non conveniens“; es decir que Estados Unidos no es el ámbito judicial donde se debe resolver el caso, ya que los hechos ocurrieron en otro país (la Argentina) y la ley aplicable es extranjera (también argentina).
La corte revisó la oferta de Argentina de anular el laudo de septiembre de 2023 de un juez de primera instancia, Loretta Preska, a dos accionistas minoritarios de YPF.
Argentina ha argumentado que el caso debería haber sido escuchado en el país y cuestionado las interpretaciones del juez de la ley argentina.
Burford financió gran parte del litigio y podría recibir miles de millones de dólares si se confirma el fallo. Las acciones de Burford cayeron más del 10% luego de que los dos jueces hicieran sus comentarios.
La intención del Estado es reducir o anular la condena por 16.100 millones de dólares más intereses, que corren al 5,42% anual y que ya acumulan casi US$ 2.000 millones extra.
La Argentina le informó a la jueza Loretta Preska que le pedirá a funcionarios y exfuncionarios del gobierno nacional que cooperen con la justicia de los Estados Unidos y entreguen el contenido de sus dispositivos móviles, tal como pidió la magistrada.
Entre ellos se incluiría el actual ministro de Economía, Luis Caputo, y su predecesor, Sergio Massa. La comunicación fue planteada en un escrito elevado a la jueza y que publicado por el experto Sebastián Maril.
En esa misma presentación, Argentina le solicitó a Preska que extienda la fecha de entrega hasta el 21 de noviembre.
El pedido de la jueza es parte del proceso de obtención de pruebas (discovery) solicitado por el fondo de inversión Burford Capital (beneficiario del fallo por US$ 16.000 millones) y tiene el objetivo legal de demostrar que el Estado argentino y la petrolera YPF son la misma entidad, un concepto conocido como “alter ego”.
La sentencia original condenó a la República a pagar más de US$16.000 millones, pero eximió a YPF de responsabilidad. Si se prueba el alter ego, los demandantes podrían habilitar el embargo de activos de YPF y de otras empresas públicas (como el Banco Central, Aerolíneas Argentinas, o ENARSA) para asegurar el cobro de la condena.
La orden judicial busca mensajes, incluyendo plataformas como WhatsApp, que sugieran que los funcionarios utilizaron canales no oficiales para emitir directivas, interferir en precios de combustibles o controlar la gestión de YPF, actuando en beneficio del Estado y no como una sociedad anónima independiente.
El Gobierno de Santa Cruz, a través de la Secretaría de Estado de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero, dependiente del Ministerio de Energía y Minería, desplegó durante las últimas semanas, un operativo intensivo de fiscalización ambiental en yacimientos e instalaciones del sector hidrocarburífero de la Cuenca del Golfo San Jorge.
El procedimiento fue coordinado por la Subsecretaría de Contralor Ambiental Zona Norte, a cargo de Juan José Alegre, y comprendió 54 actuaciones oficiales, entre inspecciones técnicas en instalaciones críticas, clausuras preventivas por incumplimientos ambientales, y constataciones formales para el seguimiento de acciones correctivas.
Las tareas se desarrollaron en áreas operadas por YPF, Crown Point, CGC y PCR S.A., fortaleciendo la política provincial de control transversal en toda la cadena de valor energética, con el objetivo de garantizar la producción responsable y la protección del ambiente.
Durante las inspecciones, los equipos técnicos verificaron tanques de almacenamiento, plantas de tratamiento y áreas de disposición de residuos peligrosos, detectándose acumulaciones no autorizadas, ausencia de manifiestos y necesidad de actualización de los Planes de Gestión Ambiental.
También se identificaron sectores con materiales contaminados y chatarra sin tratamiento adecuado, particularmente en locaciones de Crown Point y CGC, a las cuales se exigió la remediación inmediata de los sitios observados.
Una de las inspecciones más relevantes se llevó a cabo en el yacimiento El Cordón y en la Usina de Gas Ácido de Meseta Espinoza, donde se constataron altos volúmenes de venteo de gas, con valores de hasta 26.000 m³ diarios, superando los promedios operativos habituales, por lo que se requirió a la operadora CGC la presentación de los registros de venteo de los últimos seis meses, junto con un informe técnico que detalle las causas, medidas de mitigación y un plan de acción para reducir estos episodios y su impacto ambiental.
Asimismo, en el marco del programa de controles periódicos, se realizó una inspección general en la planta cementera de PCR S.A., en Pico Truncado, en la que se verificaron los procedimientos de muestreo y control de aguas subterráneas, asegurando el cumplimiento de la normativa vigente.
Además, se solicitó la presentación de las auditorías ambientales de cumplimiento y la adecuación a la normativa respecto a las condiciones de almacenamiento de combustibles. Se constató, asimismo, el orden y limpieza del sector de chatarra y desguace de materiales ferrosos, con mejoras respecto de inspecciones anteriores. El próximo muestreo de emisiones gaseosas fue programado para la primera quincena de noviembre.
Desde el Gobierno Provincial, se puso de manifiesto que estas acciones reflejan el compromiso sostenido de la gestión actual con la protección ambiental, el cumplimiento normativo y la mejora continua en las actividades hidrocarburíferas y mineras.
El proceso licitatorio para modernizar la Estación Transformadora General Roca recibió una amplia participación, con cinco empresas que presentaron sus ofertas técnicas en el acto de apertura realizado la semana pasada.
La convocatoria, impulsada por el Gobierno de Río Negro a través de la transportista estatal Transcomahue, forma parte del plan de inversiones que busca fortalecer el sistema eléctrico del Alto Valle. Ello garantizará un servicio más confiable y preparado para la creciente demanda de la ciudad y la región.
Durante esta primera instancia se verificarán las formalidades propias para realizar la calificación para la posterior apertura del sobre económico. Las empresas participantes fueron Electrificadora del Valle, IPE Energía, Montelectro, Quantum y Técnicas Modernas Aplicadas, entre otras que también manifestaron interés en competir por el proyecto, pero que no formalizaron la oferta.
La apertura del sobre económico se realizará el jueves 13 de noviembre, oportunidad en la que se conocerán los montos ofertados. De acuerdo con estimaciones oficiales, la inversión rondará los 2.500 millones de pesos.
La obra de modernización permitirá optimizar la capacidad operativa de la estación transformadora y reforzar el sistema de distribución que abastece a General Roca y zonas aledañas. Este proyecto se enmarca en las inversiones históricas anunciadas por el Gobernador Alberto Weretilneck, que incluyen mejoras estructurales y trabajos de mantenimiento programado ya en ejecución en el nodo eléctrico local.
Antes de emprender el viaje a Brasil para mantener reuniones y promocionar los recursos energéticos, turísticos y productivos que genera la provincia, el gobernador Rolando Figueroa se reunió hoy con el nuevo ministro de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto de la República Argentina, Pablo Quirno, recientemente designado en ese cargo y le ratificó la intención de abastecer con gas neuquino al sur del vecino país.
“Neuquén es hoy reconocida en el mundo por su enorme potencial energético. Tenemos por delante el desafío de llevar nuestra energía al mundo y convertir ese desarrollo en mejores condiciones de vida para nuestra provincia y para todo el país”, afirmó el gobernador tras el encuentro en Buenos Aires.
A tal fin informó que viajará a Brasil para promocionar los recursos energéticos, turísticos y productivos que genera la provincia y que pueden ser atractivos para el vecino país tal es el caso del gas neuquino, los destinos de invierno y productos patagónicos de calidad como los vinos que se elaboran en Neuquén.
“Tenemos una jornada importante de Neuquén en Brasil”, dijo el mandatario. Agregó que habrá “reuniones para poder trabajar en la colocación de las moléculas de gas en Brasil, es el gran comprador de manera regional” y otros encuentros “también vinculados al consumo de nuestros productos, al turismo y al gas y petróleo”.
Explicó que “nosotros tenemos una oportunidad ya que Brasil se está quedando sin gas, sobre todo la industria de San Pablo. Estamos trabajando con un conjunto de empresarios que quieren avanzar en este sentido”.
La relación de Neuquén con Brasil se ha ido forjando a lo largo del tiempo. El gobernador ha mantenido reuniones con el presidente Luiz Inácio “Lula” da Silva donde ha quedado plasmado el rol importante que tiene el gas de Vaca Muerta para el cono sur en el proceso de transición energética. Además, Argentina y Brasil firmaron durante la Cumbre del G20 -realizado en noviembre del año pasado en Río de Janeiro- un acuerdo para acelerar la provisión del gas neuquino a las industrias brasileñas.
La intención ahora es firmar un acuerdo para que las moléculas que necesita Brasil salgan desde Vaca Muerta y lleguen a ese destino. “El ducto lo tienen que construir ellos, pero para nosotros sería una muy buena noticia tener la posibilidad de colocar 30 millones de metros cúbicos día”, reconoció.
Además de mantener reuniones con el empresariado brasileño, el gobernador indicó que también van a generar una muestra importante de Neuquén, “en donde no solo vamos con gas y petróleo, sino que también llevamos la promoción turística y nuestros productos patagónicos; entre ellos, por supuesto, el vino que es algo muy demandado en Brasil”.
En la búsqueda de nuevos mercados cobra relevancia la posibilidad de lograr la habilitación del aeropuerto de Neuquén para exportar determinados productos como las truchas que se producen en Alicurá o Piedra del Águila. “Se nos está abriendo una gama de oportunidades y la tenemos que aprovechar”, opinó el gobernador.
La demanda de energía eléctrica en setiembre registró una suba de 3,9 % interanual, alcanzando los 10.633,5 GWh a nivel nacional. En nueve meses del año se acumula una caída de -0,1 %, en tanto que las distribuidoras de Capital Federal y el GBA tuvieron una importante suba de 7 por ciento i.a. Crecieron los consumos residenciales, comerciales e industriales, indicó el informe periódico elaborado por la Fundación Fundelec.
DATOS DE SEPTIEMBRE Con temperaturas promedio inferiores a las de setiembre del año pasado, en septiembre último la demanda neta total del MEM fue de 10.633,5 GWh; mientras que el año pasado había sido de 11.719,3 GWh. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 3,9 % y se trata del segundo consumo más bajo de este año, luego de abril. cuando la demanda había sido de 9.823,1 GWh.
Por su parte, en setiembre último se anotó un decrecimiento intermensual de -9,3 % respecto a agosto de 2025, cuando había alcanzado los 11.719,3 GWh.
Aún se mantiene el día 10 de febrero de 2025 como el registro del máximo histórico de demanda de potencia en el SADI con una marca de 30.257 MW a las 14:47 y una temperatura en GBA de 37.9 C°, superando el récord de 29.653 MW del 1 de febrero de 2024. En setiembre último el máximo de potencia alcanzado fue de 22.292 MW.(4/9 a las 20:25).
En cuanto a la demanda residencial de septiembre, alcanzó el 43 % del total país con una suba de 6,9 %, respecto al mismo mes del año anterior. En tanto, la demanda comercial ascendió 1,9 %, siendo el 28 % del consumo total. Y la demanda industrial representó el 29 % del total, con un crecimiento en el mes del orden del 1,3 por ciento.
EVOLUCIÓN DEL CONSUMO
La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido septiembre de 2025): 6 meses de baja (diciembre de 2024, -2,2 %; marzo de 2025, -2,5 %; abril, -1,8 %; mayo, -10,4 %; julio, -2,5 %; y agosto de 2025, -3,7 %) y 6 meses de suba (octubre de 2024, +2,2 %; noviembre de 2024, + 0,2 %; enero de 2025, + 4 %; febrero, + 0,5 %; junio, + 13 %; y septiembre de 2025, + 3,9%). El año móvil (últimos doce meses) presenta una caída de -0,1 por ciento.
Los registros muestran que el consumo de octubre de 2024 llegó a los 10.678,8 GWh; noviembre, 11.064,9 GWh; diciembre de 2024, 11.505,4 GWh; enero de 2025, 13.606,2 GWh; febrero, 12.911,7 GWh; marzo, 11.652,2 GWh; abril, 9.823,1 GWh; mayo, 10.945,4 GWh; junio, 12.685,3 GWh; julio, 12.902,1 GWh; agosto, 11.719,3 GWh; y en septiembre de 2025 alcanzó los 10.633,5 GWh.
CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL
En cuanto al consumo por provincia, en septiembre último, fueron 21 las provincias y/o empresas que marcaron ascensos: Santa Cruz (15 %), EDEA (10 %), EDELAP, Neuquén y Salta (6 %), Chubut (4 %), Catamarca, Formosa, San Juan, Tucumán, EDEN y EDES (3 %), Córdoba, Entre Ríos, Jujuy, La Pampay Santiago del Estero (2 %), San Luis y Chaco (1 %), entre otros.
Por su parte, 5 provincias y/o empresas presentaron descensos en el consumo: Misiones (-2 %), Corrientes, La Rioja, Mendoza y Santa Fe (-1 %). En tanto, Río Negro mantuvo el mismo nivel de consumo de electricidad que el año anterior.
En referencia al detalle por regiones y siempre en una comparación interanual, las variaciones fueron las siguientes:
NEA –Chaco, Formosa, Corrientes y Misiones- tuvo un consumo menor de -0,3 %. CUYO – San Juan y Mendoza- ascendió el consumo 0,2 %. LITORAL – Entre Ríos y Santa Fe– subió el consumo 0,3 %. CENTRO – Córdoba y San Luis- el crecimiento de la demanda fue de 2,1 %. NOA –Tucumán, Salta, Jujuy, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero- subió 2,8 %. COMAHUE – La Pampa, Río Negro y Neuquén- tuvo un crecimiento de 2,8 % respecto a septiembre de 2024. PATAGONIA – Chubut y Santa Cruz- el consumo creció 5,9 % con relación al año anterior. BAS – todo el interior de la provincia de Buenos Aires (incluyendo La Plata y sin contar Capital Federal y GBA)- marcó un incremento de 5,9 %. METROPOLITANA – En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron el 32 % del total país, y anotaron un ascenso i.a. conjunto de 7 %, los registros de CAMMESA indican que en el área de EDENOR se tuvo una suba de 7,3 %, mientras que en la zona de EDESUR la demanda ascendió 6,6 por ciento.
TEMPERATURA
El mes de septiembre último fue menos caluroso en comparación con septiembre de 2024. La temperatura media fue de 15.7 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 17.1 °C, y la histórica es de 14.6 °C.
DATOS DE GENERACIÓN
La generación térmica es la principal fuente utilizada para satisfacer la demanda, aunque se destaca que la hidráulica ocupa el segundo lugar desplazando al tercer lugar el aporte de las energías alternativas (fotovoltaica y eólica).
En septiembre, la generación hidráulica se ubicó en los 2.662 GWh, 38 por ciento por arriba de los 1.928 GWh del año anterior. Por su parte, la potencia instalada es de 43.887 MW, donde el 57 % corresponde a fuente de origen térmico y 39 % de origen renovable (alternativa e hidráulica).
El despacho térmico fue menor con respecto al mismo mes de 2024, y el consumo de combustible líquido para generar terminó siendo menor (-25 % es la baja en conjunto). El gas natural representa más del 90 % de la matriz de combustibles para usinas, aproximadamente.
Así, en el noveno mes del año siguió liderando ampliamente la generación térmica, con un aporte de producción de 42,67 % de los requerimientos.
Por otra parte, las centrales hidroeléctricas cubrieron el 24,15 por ciento de la demanda, las nucleares el 8,28 %, y las generadoras de fuentes alternativas el 21,61 % del total demandado. La importación representó el 3,30 % de la demanda satisfecha.
YPF y Globant avanzan con un mega-proyecto para transformar y optimizar la cadena de suministro con soluciones de inteligencia artificial. ● Digital Suppl.AI es la plataforma conjunta que impulsa la transformación del área de Supply Chain de YPF, y está integrada por 46 agentes IA en ocho soluciones agénticas para optimizar abastecimiento, inventarios, gestión de contratos y proveedores.
● El proyecto estará desarrollado sobre el revolucionario modelo de AI Pods de Globant: equipos que combinan agentes de IA supervisados por expertos de la empresa para desarrollar soluciones agénticas con mayor productividad y mejor time-to-market.
● El objetivo es reducir fricciones operativas, mejorar la productividad y eficacia de los procesos y escalar capacidades a lo largo de toda la cadena de suministro.
● Se enmarca en el Plan 4×4 de YPF, que busca mayor eficiencia, competitividad y sostenibilidad.
YPF y Globant lanzaron el proyecto Digital Suppl.AI, una plataforma de transformación basada en inteligencia artificial agéntica para modernizar la cadena de suministro de la principal compañía energética de Argentina.
La plataforma cuenta con ocho soluciones agénticas diseñadas para optimizar procesos estratégicos y altamente manuales. En esta primera etapa, los desarrollos se focalizarán en los procesos de abastecimiento y control de inventarios, áreas clave para la competitividad del negocio.
El proyecto está realizado bajo el nuevo modelo de suscripción a servicios de ingeniería de Globant. Los equipos llamados AI Pods combinan agentes de IA supervisados por expertos de la empresa, que en este caso desarrollarán 46 agentes de IA especializados en actividades específicas. Los AI Pods brindarán mayor productividad y velocidad en el desarrollo de la plataforma, y permitirán integrar los procesos de compras, gestión de stock, contratos y proveedores.
A través de un diseño basado en automatización, grandes cantidades de datos y el lenguaje natural, la plataforma ofrece experiencias personalizadas para cada usuario, simplificando la operación y mejorando la toma de decisiones.
Digital Suppl.AI trasciende la simple automatización y es capaz de aprender y evolucionar con cada interacción, garantizando que las operaciones se ejecuten con mayor rapidez, eficiencia y en línea con las políticas de la compañía.
Lo que antes se hacía a través de procesos manuales, ahora podrá realizarse a través de interacciones fluidas vía chats con los agentes; las tareas operativas dispersas pasan a gestionarse con automatización contextual y asistida; los datos fragmentados se transforman en trazabilidad end-to-end en compras y contratos; y las decisiones reactivas se sustituyen por recomendaciones estratégicas en tiempo real. Estas soluciones agénticas permitirán reducir los ciclos de proceso, optimizar costos y aumentar la productividad, permitiendo que las personas dediquen su tiempo a iniciativas con más valor.
Martín Migoya, co-fundador y CEO de Globant, destacó que “es un orgullo para Globant ayudar a esta insignia del desarrollo argentino a redefinir el futuro del Supply Chain en la industria energética. El nuevo sistema de AI Pods de Globant, donde humanos supervisan a agentes de IA, le permitirá a YPF acelerar sus desarrollos y mantenerse actualizada y preparada para los desafíos del futuro”.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, sostuvo que “vamos a lograr que Argentina exporte más de 30.000 millones de dólares para el 2031. Nuestra responsabilidad ahora es a ejecución y para ser eficientes en la gestión necesitamos las herramientas adecuadas. Este proyecto con Globant es clave para disponer de esos instrumentos. Depende de nosotros poder avanzar en los proyectos que permitan la transformación de la matriz productiva del país”.
“Con Digital Suppl.AI, YPF tendrá a su servicio desarrollos de última generación basados en IA y podrá capitalizar valor en áreas clave”, agregó Fernando Montero Bolognini, CEO Energy & Telecommunications AI Studio de Globant.
Desde su Energy AI Studio, Globant trabajó en el diseño y desarrollo de esta plataforma y en el desafío de integrar datos a lo largo de toda la estructura y cadena de valor de YPF.
Además, el proyecto incluye un servicio de consultoría integral para el desarrollo de una estrategia de value management especializado en Supply Chain y en gestión del cambio cultural, asegurando que la innovación tecnológica se traduzca en resultados sostenibles y en una transformación organizacional real.
Esta alianza con Globant como partner tecnológico potencia el trabajo que lleva adelante YPF con el Plan 4×4, que busca mejorar la eficiencia de todas sus operaciones para posicionarse como una compañía competitiva a nivel mundial y que contribuya con el objetivo de generar exportaciones superiores a los 30.000 millones de dólares en 2030, se puntualizó.
Desde Globant se describió que “ayudamos a las organizaciones a prosperar en un futuro digital impulsado por la IA. Nuestras soluciones enfocadas en industrias combinan tecnología y creatividad para acelerar la transformación empresarial y diseñar experiencias que los clientes aman. A través de la reinvención digital, nuestros AI Pods basados en un modelo de suscripción y la plataforma Globant Enterprise AI, convertimos los desafíos en resultados de negocio medibles, y los ahorros prometidos en impacto real”.
“Contamos con más de 30.000 empleados y estamos presentes en 35 países y 5 continentes trabajando para empresas como Google, Electronic Arts y Santander, entre otras”.
El gobierno de Donald Trump firmó un acuerdo de 80.000 millones de dólares para construir grandes reactores nucleares junto con tres empresas. Se trata de uno de los planes más ambiciosos en la energía atómica estadounidense en décadas para maximizar la producción de energía, centrada en petróleo, gas, carbón y nuclear. También llega en un momento en que el crecimiento en centros de datos de inteligencia artificial aumenta la demanda de energía de Estados Unidos por primera vez en dos décadas, tensionando partes de la red. Bajo el acuerdo con Westinghouse Electric, Cameco y Brookfield Asset Management, el gobierno estadounidense financiará la construcción de nuevos reactores dentro del marco de la orden ejecutiva firmada en mayo, que fija la meta de tener diez grandes reactores en construcción para 2030.
Trump dijo en Tokio que Japón proporcionará hasta 332.000 millones de dólares para apoyar la infraestructura en Estados Unidos, incluyendo la construcción de reactores AP1000 y pequeños reactores modulares. Las empresas no especificaron cuándo se haría efectiva la participación del gobierno estadounidense, pero agregaron que el gobierno debe tomar una decisión final de inversión y firmar acuerdos para completar la construcción de las plantas. Las acciones de Cameco cotizadas en Estados Unidos subieron más del 25%. Dificil desafío Actualmente no hay grandes reactores en construcción en Estados Unidos. La administración Trump en mayo ordenó a la Comisión Reguladora Nuclear de Estados Unidos (NRC, por sus siglas en inglés) reducir regulaciones y agilizar nuevas licencias para reactores, buscando reducir un proceso de varios años a 18 meses. La orden exigía 10 nuevos grandes reactores en construcción para 2030. La NRC dijo que respondería a una solicitud de comentarios sobre el acuerdo una vez que regrese a operaciones completas después de la reapertura del gobierno. El secretario de Energía de Estados Unidos, Chris Wright, dijo en una declaración que Trump había prometido un renacimiento de la energía nuclear “y ahora lo está cumpliendo”. La demanda creciente de energía de la IA El interés en torno a la energía nuclear está siendo generado por la creciente demanda de energía las 24 horas por parte de los llamados hiperscaladores que operan infraestructura masiva de computación en la nube para gestionar el creciente procesamiento de inteligencia artificial. El lunes, NextEra Energy y Alphabet’s Google cerraron un acuerdo para reanudar una planta nuclear inactiva en Iowa. Los gigantes tecnológicos incluyendo Google, Microsoft y Amazon ya han firmado acuerdos para obtener energía de tecnologías nucleares de próxima generación, como fusión y pequeños reactores modulares. Constellation Energy y Microsoft se han asociado para revivir una unidad de la planta de Three Mile Island en Pennsylvania para alimentar los centros de datos de Microsoft. Como parte de la nueva asociación, el gobierno también puede requerir que Westinghouse realice una oferta pública de sus acciones, si se adquiere un interés de participación y la empresa alcanza una valoración de 30.000 millones de dólares o más para enero de 2029, dijeron las empresas.
