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.
YPF sigue consolidando un cambio cultural en la forma en que los argentinos cargan combustibles. Gracias a su esquema de precios por franjas horarias y modalidades de carga, cada vez más usuarios eligen cargar nafta durante la noche, aprovechando descuentos exclusivos y una experiencia más ágil, simple y autónoma.
Durante el tercer trimestre del año (julio, agosto y septiembre), se registró un crecimiento sostenido en el volumen de ventas nocturnas, alcanzando niveles similares a los de temporada alta de diciembre y enero.
Uno de los grandes protagonistas de esta transformación es la APP YPF, que duplicó su participación en la franja nocturna. Hoy, entre las 00:00 y la 01:00 horas, se vende el mismo volumen que entre las 21:00 y las 22:00 horas, lo que evidencia una redistribución de la demanda y una nueva lógica de consumo.
¿Cómo cambió el comportamiento de los usuarios?
El análisis del tercer trimestre muestra que el 58% de los usuarios migró a la franja nocturna, el 29% ya tenía historial de consumo en ese horario y el 13% se reactivó o es completamente nuevo. Además, más del 40% realizó dos o más cargas en el período, lo que demuestra recurrencia y fidelización.
Si bien el 56% prioriza el descuento como principal motivación, el resto destaca atributos como la agilidad y la autonomía, por encima del ahorro.
Desde las 00:00 hs, todos los socios que carguen combustibles con la APP YPF acceden a un descuento del 6%, sin tope, excepto para el gasoil Grado 2, que tiene un límite de 150 litros mensuales.
En estaciones con modalidad de autodespacho, se suma un descuento adicional del 3%, alcanzando un ahorro total del 9%.
YPF sigue trabajando para extender el servicio de autodespacho a más estaciones del país, con el objetivo de cubrir el 50% en los próximos meses, exceptuando las provincias de La Pampa, Jujuy y Buenos Aires, donde la legislación vigente no lo permite.
YPF concretó la adquisición de la participación de Hidrocarburos del Norte en Refinor , empresa que opera en toda la cadena de valor del transporte y comercialización de combustibles y gas en el norte argentino.
Con esta operación, YPF pasa a controlar el 100% del paquete accionario de Refinor que continuará operando como parte del Grupo YPF.
Esta operación es estratégica para la compañía, ya que le permite asegurar la operación del poliducto que conecta la terminal de despacho de YPF en Montecristo (Córdoba) con el nodo de Refinor en Banda del Río Salí (Tucumán), optimizando la logística de abastecimiento de combustibles en toda la región del NOA.
Refinor , además, gestiona una red de más de 70 estaciones de servicio distribuidas en las provincias de Tucumán, Salta, Santiago del Estero, La Rioja, Jujuy, Catamarca y Chaco. A partir de esta adquisición, YPF garantiza la continuidad operativa y el abastecimiento en toda la región.
La compañía trabajará, también, para alinear los estándares operativos de Refinor con las mejores prácticas y procesos que promueve YPF en toda su cadena de valor.
Hidrocarburos del Norte es una sociedad perteneciente al Grupo Integra, un holding empresarial argentino con presencia en sectores estratégicos como energía, minería, agroindustria y servicios financieros. Hasta la fecha, tenía una participación del 50% en Refinor.
La Ley 27.191 de Energías Renovables, sancionada en 2016, ha sido una herramienta clave para impulsar las energías renovables en Argentina, pero está próxima a vencer. El gerente general de la Cámara de Generadores y Cadena de Valor de Energías Renovables, Héctor Ruiz Moreno, destaca que la principal demanda del sector es la seguridad jurídica, la estabilidad fiscal y el respeto a los derechos constitucionales para garantizar el desarrollo de proyectos en energías renovables. Según Ruiz Moreno, el tema central no son las metas de penetración de energías renovables, sino un marco regulatorio estable que fomente la inversión a largo plazo.
Desde su sanción, la ley ha atraído inversiones por más de 9.400 millones de dólares. A pesar de los cambios de administración, la ley ha sido prorrogada sin interrupciones significativas, y las inversiones en energías renovables han mantenido un ritmo constante. Entre las empresas que lideran este sector se encuentran YPF Luz, Central Puerto, Genneia y Aluar, que están comprometidas con proyectos de largo plazo que requieren financiamiento externo.
Uno de los aspectos clave para los inversores es la certeza fiscal. Ruiz Moreno menciona un intento de imponer un “impuesto al viento” en algunas provincias del sur, lo que podría haber afectado gravemente las inversiones en energías renovables. Por ello, señala la importancia de que la nueva ley prohíba a las provincias imponer impuestos o tasas que alteren las condiciones iniciales. Esto garantizaría la estabilidad y la previsibilidad que los inversores necesitan.
Otro desafío importante es la infraestructura de transporte de energía. Ruiz Moreno alerta sobre la saturación de las líneas de alta tensión, que no están diseñadas específicamente para transportar la energía generada por los parques renovables. Esta situación limita la capacidad de expansión del sector. Por lo tanto, es crucial que se desarrollen líneas específicas para energías renovables, lo que permitiría duplicar las inversiones actuales y, a su vez, generar empleos y obras de infraestructura asociadas, como caminos y puertos de aguas profundas.
En cuanto a las metas de participación de energías renovables en la matriz energética, Ruiz Moreno estima que el sector se encuentra entre el 17% y el 18%, y considera que alcanzar el objetivo del 20% para 2025 es completamente factible. A medida que crecen los proyectos y la capacidad instalada, la energía renovable se volverá más competitiva en términos de costos, lo que podría impactar positivamente en las tarifas eléctricas en el mediano y largo plazo.
Si el Congreso no aprueba la prórroga de la ley antes de diciembre de 2025, el sector podría enfrentar una “pausa legislativa” que podría retrasar varias inversiones previstas. Aunque el proyecto ya tiene media sanción en el Senado, aún falta su tratamiento en Diputados, lo que genera incertidumbre. A pesar de este escenario, Ruiz Moreno se muestra optimista y confía en que se logrará una prórroga, lo que permitiría duplicar las inversiones en el sector en los próximos años.
En resumen, el futuro de las energías renovables en Argentina depende de la prórroga de la Ley 27.191. Con un marco regulatorio claro, la estabilidad fiscal y una infraestructura adecuada, el sector renovable puede continuar su expansión y contribuir significativamente a la matriz energética del país.
El gobierno de la provincia de Buenos Aires, a través del Ministerio de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica y con el acompañamiento del Consejo Federal de Inversiones (CFI), convocó a pymes bonaerenses a participar de una Ronda de Negocios Nacional e Internacional que se realizará el jueves 27 de noviembre en el Teatro Argentino de La Plata.
El encuentro tiene como propósito fortalecer la inserción de las empresas provinciales en la cadena de provisión de productos y servicios vinculados con sectores estratégicos como el petróleo, el gas, la minería y la energía.
Será la primera vez que la Provincia organice un evento de este alcance destinado a un sector clave para el desarrollo industrial bonaerense y nacional. La iniciativa se enmarca en las políticas productivas impulsadas por el gobernador Axel Kicillof, bajo la gestión del ministro Augusto Costa.
La jornada reunirá a representantes de las principales operadoras petroleras, gasíferas y mineras del país, además de empresas contratistas, constructoras y proveedoras de servicios para los segmentos upstream y downstream. También participarán generadoras, transportistas y distribuidoras de energía eléctrica, junto con compradores internacionales provenientes de Bolivia, Brasil, Chile y Perú.
La convocatoria está abierta a pymes radicadas en la provincia de Buenos Aires que busquen expandir sus negocios y acceder a nuevos mercados. La inscripción permanecerá abierta hasta el viernes 7 de noviembre a través del formulario disponible en este enlace.
Una vez finalizado el proceso de inscripción, se coordinarán las agendas de reuniones comerciales que las empresas mantendrán durante la jornada. La participación no implica costo alguno.
El Ministerio de Producción bonaerense estará a cargo de la selección de los compradores nacionales e internacionales, y brindará acompañamiento técnico a las firmas participantes para optimizar su participación en la ronda.
El litigio judicial por la nacionalización de YPF que se desarrolla en los tribunales de Estados Unidos tendrá este miércoles una audiencia clave cuando la Argentina, el fondo Burford y la petrolera se presenten ante la Cámara de Apelaciones de Nueva York para defender sus intereses.
El país intentará revertir el fallo condenatorio que emitió la jueza Loretta Preska que obliga al pago de US$ 16.000 millones a modo de resarcimiento por la forma en que el Estado argentino estatizó la compañía.
Por su parte, el fondo Burford procurará que se mantengan la sentencia, pero al mismo tiempo intentará que se revea la sentencia que eximió a YPF de la responsabilidad en la operación. A su vez, la empresa defenderá esa decisión y procurará mantener su condición de inocencia.
Según se estima la sentencia de la Cámara de Apelaciones no será inmediata y podría conocerse durante el primer semestre del año próximo.
En ese momento se abren diferentes escenarios. En caso de que la Cámara de Apelaciones mantenga la sentencia a la Argentina solo le quedará presentarse ante la Corte Suprema de los Estados Unidos. Otra opción es que reduzca el monto resarcitorio y la más improbable que rechace el fallo de Preska.
Cabe apuntar que en este caso se discutirá la validez de la sentencia y el monto, pero no así la forma en la que se debe pagar.
Preska determinó que una de las formas para cumplir con la sentencia es la entrega de acciones de la empresa. Pero esta decisión también fue apelada y corre por otro carril dentro de la justicia de los Estados Unidos. Por otra parte, los acreedores ya manifestaron su intención de negociar un acuerdo con la Argentina porque no está dentro de sus opciones tener acciones de la petrolera.
Entre las diferentes aristas que tiene el litigio que ya lleva más de una década recorriendo los tribunales de Estados Unidos aparece la intención de los beneficiarios de buscar activos argentinos en el mundo para activar embargos y poder cobrar su acreencia.
Durante las diferentes instancias Preska llegó a ordenar medidas como la entrega de información sobre mails y comunicaciones telefónicas entre funcionarios argentinos con la intención de buscar vinculaciones con empresas estatales para luego evaluar la posibilidad de embargos.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa se reunió en Buenos Aires con el ministro de Economía, Luis Caputo y el secretario de Hacienda, Carlos Guberman. “Entre otros temas, dialogaron sobre el trabajo que se viene realizando para aumentar la producción de Vaca Muerta, las obras que son necesarias para fortalecer el desarrollo de las inversiones y la infraestructura que hace falta para resguardar la sustentabilidad social en la provincia”, se comunicó oficialmente.
“Seguimos fortaleciendo el modelo neuquino”, aseguró el gobernador luego del encuentro, y agregó: “Estamos enfocados en avanzar con las obras de infraestructura que garanticen un desarrollo equilibrado en toda la provincia, pensando en el post Vaca Muerta y en la consolidación de un modelo neuquino basado en el bienestar y las oportunidades para nuestra gente”.
La reunión se da en un contexto de crecimiento de la producción de gas y petróleo en la provincia y de expansión de las inversiones en Vaca Muerta. Las exportaciones de los hidrocarburos neuquinos aportan al ingreso de divisas para el país y a posibilitar un superávit comercial favorable en materia hidrocarburífera, con más de 5.000 millones de dólares favorables en lo que va del año, se indicó.
La producción de petróleo en septiembre de 2025 alcanzó los 566.967 barriles diarios, estableciendo una nueva marca histórica para Neuquén. Este valor representa un incremento del 3,5 % respecto de agosto y un aumento interanual del 26,87 % en comparación con septiembre de 2024.
En el acumulado de enero a septiembre de 2025, la producción es 22,88 % superior a la registrada en el mismo período del año anterior.
En cuanto al gas, la producción de septiembre fue de 95,71 millones de metros cúbicos diarios, lo que representa una disminución del 15,4 % respecto del mes anterior y una variación interanual negativa del 7,72 % en comparación con septiembre de 2024.
El acuerdo con las operadoras por el bypass de Añelo
En la Legislatura del Neuquén, tomará estado parlamentario el proyecto de ley para ratificar el acuerdo con las operadoras del sector hidrocarburífero para la pavimentación de 51 kilómetros del bypass de Añelo, conectando las Rutas Provinciales 8 y 17.
El proyecto de ley firmado por el gobernador Figueroa prevé la autorización al ministerio de Infraestructura, a llevar adelante los actos necesarios a los efectos de adherir, en carácter de Fideicomisario, al Fideicomiso By Pass de Añelo, instrumentado mediante un contrato firmado el en junio de 2025 por las empresas YPF, Vista Energy Argentina, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Tecpetrol, Chevron Argentina, Phoenix Global Resources, y Total Austral, en su carácter de Fiduciantes; y TMF Trust Company, en su carácter de fiduciario.
El proyecto establece que el Poder Ejecutivo Provincial recibirá la obra concluida en carácter de Donación con Cargo.
La iniciativa plantea que el Poder Ejecutivo lleve adelante los actos necesarios para someter las rutas 8 y 17 a un régimen de peajes, y podrá adoptar medidas administrativas a los efectos de derivar la totalidad del tránsito pesado de la zona por las rutas que formarán el bypass. También faculta a las Dirección Provincial de Vialidad a llevar adelante la operación vial de las rutas que serán asfaltadas, incluida la administración del peaje.
Los vehículos livianos y patentados en la provincia de Neuquén no pagarán peaje. Y habrá tarifas diferenciales para vehículos pesados patentados en la provincia, se indicó.
YPF concretó la adquisición de la participación de Hidrocarburos del Norte en Refinor, empresa que opera en toda la cadena de valor del transporte y comercialización de combustibles y gas en el norte argentino.
Con esta operación, YPF pasa a controlar el 100 % del paquete accionario de Refinor que continuará operando como parte del Grupo YPF.
Esta operación es estratégica para la compañía, ya que le permite asegurar la operación del poliducto que conecta la terminal de despacho de YPF en Montecristo (Córdoba) con el nodo de Refinor en Banda del Río Salí (Tucumán), optimizando la logística de abastecimiento de combustibles en toda la región del NOA, puntualizó YPF.
Refinor, además, gestiona una red de más de 70 estaciones de servicio distribuidas en las provincias de Tucumán, Salta, Santiago del Estero, La Rioja, Jujuy, Catamarca y Chaco. A partir de esta adquisición YPF garantiza la continuidad operativa y el abastecimiento en toda la región.
La compañía trabajará, también, para alinear los estándares operativos de Refinor con las mejores prácticas y procesos que promueve YPF en toda su cadena de valor, se indicó.
Hidrocarburos del Norte es una sociedad perteneciente al Grupo Integra, un holding empresarial argentino con presencia en sectores estratégicos como energía, minería, agroindustria y servicios financieros. Hasta la fecha tenía una participación del 50 % en Refinor.
Una de las bodegas más emblemáticas de Argentina, Rutini Wines, firmó un acuerdo con Genneia, empresa líder en generación de energías renovables en el país, para abastecer con fuentes renovables el 35 % del consumo energético de sus plantas ubicadas en Maipú y Valle de Uco, Mendoza.
La nueva alianza estratégica entre las compañías se concreta a través del sistema Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), mediante un contrato de provisión de energía renovable por un período de 6 años, iniciando en agosto del 2025. La energía será suministrada a Rutini Wines desde un pool de activos de Genneia, conformado por parques eólicos y solares de la compañía ubicados en distintos puntos del país.
Este acuerdo representa un avance significativo en la estrategia de sustentabilidad de Rutini Wines, que implementa reconocidos estándares en sus fincas y bodegas, como el Protocolo de Sustentabilidad de Bodegas de Argentina y Global GAP y contribuye especialmente al logro de sus objetivos de reducción de huella de carbono, de gestión eficiente de recursos y de abastecimiento responsable.
El Director de Operaciones de Rutini Wines, Robert Hagen, destacó que “el abastecimiento con energía renovable representa un paso concreto hacia la descarbonización de nuestras operaciones, consolidando una gestión que combina excelencia enológica, innovación y vitivinicultura sustentable”.
La Gerente Comercial Senior de Genneia, Gabriela Guzzo, afirmó que “para nosotros es un orgullo acompañar a Rutini Wines en su camino hacia una operación más sustentable. Desde Genneia trabajamos para acercar soluciones energéticas eficientes que permitan a las empresas avanzar en sus compromisos ambientales. Este acuerdo refleja cómo la colaboración entre sectores es clave para acelerar la transición energética en Argentina”.
En la actualidad mas de 80 clientes corporativos de diversas industrias establecieron alianzas con la compañía, fortaleciendo su compromiso con la descarbonización de sus operaciones y consolidando a Genneia como un aliado estratégico en la transición hacia una economía de bajas emisiones.
Genneia es compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 20 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 21 % de la generación de energía eólica y el 12 % de la solar. La inauguración del Parque Eólico La Elbita, en la provincia de Buenos Aires, junto a la puesta en marcha del Parque Solar Anchoris en Mendoza, ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a más de 1.400 MW, consolidando su liderazgo en el sector.
Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea y La Elbita, Genneia cuenta con una capacidad total de 945 MW en energía eólica. Actualmente, la compañía avanza con la construcción del Parque Solar San Rafael, con una capacidad de 180 MW, y del Parque Solar San Juan Sur, de 130 MW, ubicados en Mendoza y San Juan, respectivamente. Con sus cinco parques solares en operación —Ullum I, II y III, Sierras de Ullum, Tocota III, Malargüe I— y ahora Anchoris, alcanza un total de 490 MW de capacidad instalada en energía solar.
Acerca de Rutini Wines
Bodega La Rural fue fundada en 1885 por Felipe Rutini y desde entonces ha tenido un rol clave en el desarrollo de la viticultura en Mendoza. En 1925, fue una de las pioneras en plantar viñedos en el Valle de Uco, hoy una de las principales regiones vitivinícolas del mundo. En los años 90, la bodega original e histórica en Coquimbito fue renovada, combinando su herencia del siglo XIX con tecnología moderna. En 2008 se construyó Rutini Wines en Tupungato, Valle de Uco, reafirmando su compromiso con la calidad, innovación y la excelencia.
La compañía presenta su tercer reporte de sostenibilidad, elaborado bajo estándares GRI, un documento que refleja su gestión basada en los criterios ambientales, sociales y de gobernanza (ASG) y que reafirma su compromiso con el desarrollo sostenible.
El reporte involucra las actividades de sus tres unidades de negocio y de sus operaciones en Argentina y la región, y se realizó tomando como referencia los estándares de Global Reporting Initiative (GRI), los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) y los 10 principios de Pacto Global.
El documento detalla la gestión de un año desafiante, donde la compañía logró revertir los resultados de los primeros trimestres, cerrar con un balance operativo equilibrado y avanzar en su estrategia de diversificación geográfica con su primer proyecto de construcción en Perú. Asimismo, consolida su hoja de ruta a futuro a través de la actualización de su estrategia corporativa, la Visión 2027.
“Quiero agradecer especialmente a colaboradores, clientes, proveedores y comunidades por su confianza y reconocer el esfuerzo de todo el equipo de Milicic que hizo posible este reporte. Asimismo, invito a nuestros grupos de interés a conocer los resultados y desafíos aquí presentados con la mirada hacia el futuro y reafirmando nuestro lema Construyendo confianza”, expresa Marian Milicic, gerenta general de la compañía.
El reporte está estructurado siguiendo los cinco pilares de la estrategia de sostenibilidad de Milicic: Negocio y Cadena de Valor, Comunidades, Personas, Planeta, y el pilar transversal de Gobierno Corporativo e Integridad. Entre los principales hitos destacan:
• Negocio y Cadena de Valor: se avanzó en la diversificación geográfica con el primer proyecto en la quebrada de Cabuyal, Perú. Se renovó la flota de camiones, alcanzando un 76% de unidades con norma Euro 5 para reducir emisiones, y se optimizaron los procesos de cotización y consumo de combustible.
• Personas: se firmaron los Principios de Empoderamiento de las Mujeres (WEPs) de ONU Mujeres y Pacto Global y se implementó un Protocolo para el Abordaje de la Violencia y Acoso Laboral. El programa “Cultura de Seguridad” se extendió, logrando una evolución positiva desde una visión preventiva a una proactiva.
• Planeta: se realizó una nueva medición de la huella de carbono con validación externa junto a ALPA. Se profundizaron las buenas prácticas de gestión de residuos (reciclaje de RAEE, pilas, compostaje) y se inició el desarrollo de un esquema integral de economía circular.
• Comunidades: se profundizó el vínculo con las localidades, priorizando el empleo y abastecimiento local. Se ejecutaron proyectos de inversión social en comunidades cercanas a proyectos y en Rosario, con una activa participación de voluntarios.
• Gobierno Corporativo e Integridad: el Programa de Integridad y el Comité de Ética continuaron siendo pilares fundamentales, asegurando prácticas comerciales éticas y un canal de denuncias confidencial. La composición del Directorio mantuvo una representación femenina del 50%.
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Un hogar del AMBA sin subsidios destinó $170.412 mensuales a servicios públicos. Los subsidios reales cayeron 56% interanual y la cobertura tarifaria promedio se mantiene en el 50%.
En octubre de 2025, un hogar promedio del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) sin subsidios necesitó $170.412 para cubrir los gastos de electricidad, gas, agua y transporte público. El monto representa una baja del 1,9% respecto de septiembre y un aumento del 26% en la comparación interanual, según el Observatorio de Tarifas y Subsidios del IIEP (UBA-CONICET).
La canasta de servicios
El gasto mensual se distribuye en $33.438 para electricidad, $28.759 para gas natural, $31.796 para agua potable y $76.418 para transporte. La reducción general obedeció al menor consumo energético luego del invierno y al ajuste estacional. En gas, el cargo fijo aumentó 3,1%, pero el cargo variable se redujo 10,4%. En electricidad, los cargos se incrementaron 3,1% y 2,4%, respectivamente. En transporte, el boleto promedio ponderado subió 2,1%.
Desde diciembre de 2023, la canasta del AMBA se encareció 514%, frente a una inflación general del 171%. En 2025 acumula un alza del 21%, mientras el índice de precios al consumidor se estima en 24%.
El transporte aportó 15 de los 26 puntos del incremento interanual, seguido por gas (24%), agua (18%) y electricidad (16%). En promedio, las tarifas cubren el 50% de los costos de los servicios, y el Estado afronta la mitad restante.
Peso en el ingreso
La canasta de servicios equivale al 10,7% del salario promedio registrado, estimado en $1.600.815, lo que permite adquirir 9,4 canastas con un salario, frente a 8,5 un año atrás. El transporte explica el 45% del gasto total.
Los subsidios, en su nivel más bajo desde 2022
Hasta el 16 de octubre, los subsidios económicos a energía, transporte y agua mostraron una caída nominal del 37% interanual y una reducción real del 56%. En total, las transferencias alcanzaron $4,55 billones, frente a $7,18 billones en igual período de 2024.
Los subsidios energéticos concentraron el 86% del total, con una baja real del 52%. Las transferencias a CAMMESA se redujeron 12% nominal y 39% real, y las destinadas a ENARSA cayeron 57% nominal y 70% real, por menor importación de gas y sustitución por producción local. El Plan Gas.Ar disminuyó 67% real, reflejando el aumento de transporte de gas nacional y la reducción de compras externas.
El sector transporte explicó el 14% del total y presentó una baja del 69% real. El Fondo Fiduciario del Sistema de Infraestructura del Transporte registró una reducción acumulada del 43% real.
En los últimos doce meses, los subsidios fueron 70% menores que en enero de 2024 y 80% inferiores al pico de 2022. El ajuste contribuyó al superávit fiscal: el 42% del mismo se explica por la reducción de subsidios, principalmente energéticos.
Cobertura de costos y tarifas residenciales
En promedio, los usuarios cubren el 52% del costo eléctrico y el 44% del gas natural. Por segmento, los hogares de altos ingresos (N1) pagan el 80% del costo eléctrico y el 74% del gas; los de ingresos medios (N3), el 39% y 24%; y los de bajos ingresos (N2), el 27% y 19%.
El Precio Monómico del Mercado Eléctrico Mayorista fue de USD 91,5 por MWh, un 2% superior al del año anterior, impulsado por mayores remuneraciones a la generación térmica, nuclear y renovable.
Comparativo nacional
La factura eléctrica promedio del país fue de $66.874 para usuarios N1, $47.868 para N3 y $41.097 para N2. La factura de gas alcanzó $38.951 para N1, $30.143 para N3 y $27.773 para N2.
En electricidad, la energía representa entre 18% y 37% del total según el nivel de ingreso, el Valor Agregado de Distribución entre 39% y 56%, y los impuestos un 25%. En gas, el componente del precio del gas pesa entre 30% y 45%, el VAD entre 33% y 48% y los impuestos un 22%.
Tarifas y salarios
Las facturas de energía eléctrica y gas en el AMBA continúan, en términos reales, por debajo de los niveles de 2019. En octubre, la factura eléctrica subió 1,8% para N2, 0,6% para N3 y cayó 1% para N1. En gas, las variaciones fueron de -3,4% para N1, +1,7% para N2 y +0,3% para N3.
El peso sobre el salario fue de 4,4% para N1, 2,9% para N2 y 3,3% para N3. Respecto al ingreso mínimo, las proporciones fueron 1,7% para N1, 7,4% para N2 y 4,2% para N3.
Transporte: medios de pago y costos
El sistema de transporte incorporó el uso de tarjetas, QR y NFC. En el Subte, los pagos digitales alcanzan el 34% de los viajes, en colectivos del AMBA el 3%, y en Córdoba y Mendoza el 42,6% y 27% respectivamente. En septiembre, los descuentos otorgados por promociones alcanzaron $2.900 millones.
El boleto mínimo promedio fue de $451 en el AMBA, $547 en la Ciudad, $550 en el conurbano, $280 en trenes y $1.112 en el Subte. En el interior, el promedio fue de $1.279.
El costo técnico del boleto de colectivo en el AMBA fue de $1.665, un 48% por encima del precio regulado de $1.120.
El panorama tarifario de octubre evidencia una convergencia gradual entre costos y precios, acompañada por una fuerte reducción de subsidios y una estabilidad en la cobertura tarifaria promedio. El peso de los servicios públicos sobre el salario se mantiene contenido, en tanto el proceso de adecuación tarifaria continúa bajo un esquema diferenciado por niveles de ingreso y región.
Las urnas de las provincias productoras de hidrocarburos dejaron un panorama matizado para La Libertad Avanza (LLA). En algunos distritos, Javier Milei consolidó su dominio con márgenes amplios; en otros, las fuerzas locales lograron contener el avance libertario, reafirmando identidades provinciales que resisten la homogeneización del voto nacional. Las provincias de fuerte identidad local —como Santa Cruz o La Pampa— mostraron resistencias, mientras que Neuquén, Mendoza y Tierra del Fuego coronaron la tendencia nacional.
Vaca Muerta y la Patagonia del equilibrio
En la provincia emblema de Vaca Muerta, LLA se impuso con claridad: 35,81 % en senadores y 33,55 % en diputados, relegando a La Neuquinidad (29,37 % y 31,37 %, respectivamente). Más atrás quedaron Fuerza Patria, Más por Neuquén y Fuerza Libertaria.
La paridad fue absoluta en el Alto Valle: el voto rionegrino exhibió un equilibrio inusual. En senadores, Fuerza Patria alcanzó 30,64 %, apenas por encima de LLA (30,37 %). En diputados, el orden se invirtió: LLA 34,46 % frente a 29,45 % de Fuerza Patria. Los espacios Juntos Defendamos RN, PRO y FIT-U completaron el tablero.
En Chubut, la diferencia fue mínima: LLA 28,47 % frente a 27,84 % de Unidos Podemos. Más atrás quedaron Arriba Chubut, FIT-U y Crecer. En este turno no se renovaron bancas en el Senado.
En la cuna política del kirchnerismo, Santa Cruz, asomaron señales de autonomía. Fuerza Santacruceña prevaleció con 32,10 %, seguida muy de cerca por LLA (31,70 %). Más atrás quedaron Por Santa Cruz, PRO y FIT-U.
Del extremo austral al oeste cuyano
En el confín del país, Tierra del Fuego, Milei amplió su base: 39,63 % en senadores y 38,53 % en diputados. Fuerza Patria quedó segunda (30,6 % y 30,96 %), mientras que Defendamos TdF y FIT-U completaron el cuadro.
Por su parte, en Mendoza, la hegemonía libertaria se impuso con un potente 53,85 % de los votos, muy por delante de la Fuerza Justicialista (24,95 %) y del Frente Verde.
La Pampa, por poco, no se tiñó de violeta: ofreció una de las contiendas más reñidas. Defendamos La Pampa logró 44,51 % frente a 43,59 % de LLA. Apenas un punto separó al oficialismo provincial del avance libertario.
El norte energético: expansión y resistencias
En Salta, los libertarios consolidaron su presencia con 41,47 % en senadores y 38,37 % en diputados. Primero los Salteños obtuvo 27,93 % y 33,27 %, seguido por Fuerza Patria y el Partido de la Victoria.
En Jujuy, también productora de gas, LLA alcanzó 37,42 %, superando con amplitud a Jujuy Crece (19,82 %). Más atrás quedaron Fuerza Patria, Primero Jujuy Avanza y FIT-U.
En Formosa, tradicional enclave justicialista del mapa energético y contracorriente del resto, el Frente de la Victoria retuvo su primacía con 57,34 %, mientras que LLA alcanzó 36,75 %, seguida por Juntos por la Libertad y la República y el Partido Obrero.
La Organización Marítima Internacional (OMI) pospuso un año la adopción del marco de emisiones contaminantes netas nulas para el transporte marítimo, el primer sistema mundial para fijar los precios del carbono para ese sector.
El aplazamiento de la adopción del citado marco regulatorio aprobado ya en abril se acordó este viernes en una votación al término del segundo periodo de sesiones extraordinario en la sede en Londres de la OMI del Comité de protección del medio marino (MEPC).
La votación sobre una moción presentada por Singapur se saldó con una mayoría de 57 votos frente a 49, 21 abstenciones y 8 no presentados.
Los países petroleros o productores de combustibles fósiles fueron los principales opositores a la adopción del acuerdo Marco Cero Neto. Entre estos países está Estados Unidos, que previamente había anunciado su rechazo a la iniciativa, al considerar que es un impuesto recaudado por una entidad “que no rinde cuentas” (Naciones Unidas), que “perjudica” a los estadounidenses y “beneficia” a China.
En rueda de prensa, el secretario general de la OMI, el panameño Arsenio Domínguez, resaltó que la adopción del marco “es una gran decisión” que se pospondrá, ya que aún existen “inquietudes y asuntos por clarificar”. “Hay preocupaciones que se tienen que abordar y ahora nos queda por delante un año de trabajo”, dijo.
Domínguez rechazó que el aplazamiento en la adopción del citado marco suponga un “contratiempo para la OMI” o que socave su “credibilidad” como organización y recordó que el “actual contexto geopolítico mundial”, en alusión a las presiones del Gobierno del presidente de EE.UU. Donald Trump, hizo “que todo resulte más complicado”.
En la sesión de clausura, el secretario general también enfatizó que tras la sesión de hoy “no hay ni ganadores ni perdedores” y que el asunto tratado “es delicado para muchos y un tema importante para todos”.
El desarrollo de proyecto Argentina LNG es una iniciativa multimillonaria de un grupo de empresas encabezas por YPF que solo podría realizarse con el apoyo de socios globales como lo son la angloholandesa Shell o la italiana Eni, que ya suscribieron los primeros acuerdos para la puesta en marcha del proceso de la plataforma exportadora. El desafío inmediato es conseguir una financiación de al menos u$s20.000 millones.
Y ese paso podría destrabarse en el marco de la de la Estrategia Global de la Conferencia Estratégica ADIPEC a realizarse en Emiratos Árabes Unidos y según trascendió el gigante XRG, la compañía de inversión de la mayor petrolera de Abu Dabi, estaría considerando una participación en el proyecto para expandir su cartera en América Latina.
XRG no es una petrolera tradicional, sino la compañía de inversión internacional de energía creada por Adnoc, la estatal Abu Dhabi National Oil Co, en 2024. La petrolera de Abu Dabi es uno de los principales productores de energía del mundo y está totalmente integrada en toda la cadena de valor de los hidrocarburos, desde la exploración hasta el refinado y la comercialización de una amplia gama de productos.
El grupo ya adquirió una participación en el proyecto de GNL Río Grande de NextDecade, que se está construyendo en el sur de Texas, y semanas atrás, XRG abandonó su plan de adquisición por u$s19.000 millones de la productora australiana de gas natural Santos, que la habría catapultado a la cima de los productores de GNL.
La venta de combustibles al público registró un aumento del 4,79% en septiembre con relación al mismo mes del año anterior, según informó el portal especializado Surtidores.
Con respecto a la medición mensual, la venta se incrementó en menor cantidad contra agosto: creció 0,17%.
Las marcas premium son las que continúan liderando el crecimiento interanual, con la nafta Premium a la cabeza (16,22%), seguido por el gasoil Grado 3 (12,64%) y la nafta Super (4,11%). El diésel Grado 2, por el contrario, cayó 3,96% en septiembre, reflejando una menor demanda del sector productivo.
A nivel nacional, solamente 18 de los 24 distritos tuvieron variaciones positivas contra septiembre del 2024, siendo Santiago del Estero la de mayor recuperación (10,81 %), seguida por Buenos Aires y San Juan (10,49% y 10,23% respectivamente), mismo top 3 que en el mes anterior.
Entre las que más retrocedieron se destacan nuevamente la Ciudad de Buenos Aires (CABA) por octavo mes consecutivo, con 4,98% menos; La Pampa con -4,14% y Río Negro con -2,8%.
La provincia de Buenos Aires se consolidó, en el noveno mes del año, como el distrito con mayor volumen de ventas en metros cúbicos (m3). Con 486.242 m3, registró una variación interanual del 10,23%.
Le siguen Córdoba (142.547 m3) y Santa Fe (110.102 m3) en el ranking de mayores ventas. CABA (88.246 m3) quedó en cuarto lugar.
San Juan (-1,97%), San Luis (-2,16%), Misiones (-2,51), Corrientes (-2,8%), Neuquén (-4,14%) y Chubut (-498%) fueron los distritos que registraron ventas menores a las de septiembre de 2024.
En cuanto a empresas, seis de siete percibieron un crecimiento en sus ventas en la medición interanual. La petrolera YPF lideró el ranking con 756.794 m3 vendidos. Le siguió Shell (311.644 m3) y AXION (166.860 m3).
Destacó, además, la empresa norteamericana Gulf Oil: creció 47,73% contra septiembre de 2024 y vendió 25.823 m3. DAPSA también se hizo fuerte y despachó 28.305 m3 (18,05% más).
Guatemala avanza en una transformación estructural de su matriz energética. El gobierno puso en marcha la licitación pública PEG-5, que busca contratar 1400 MW de potencia firme para cubrir la demanda futura del sistema eléctrico nacional.
El viceministro de Energía, Juan Fernando Castro Martínez, confirmó que el proceso ya generó interés por parte de inversores y generadores e invitó al sector privado a participar de la convocatoria, la cual se espera marque el inicio del almacenamiento con baterías en Guatemala
“Ya vendimos 22 pliegos de bases y condiciones y estamos en la fase de observaciones y consultas de parte de los interesados”, indicó en su participación en el encuentro Future Energy Summit (FES) Colombia.
La licitación contempla tecnologías renovables no convencionales —solar, eólica, hidroeléctrica y geotérmica— así como proyectos de gas natural y almacenamiento. De los 1400 MW en juego, la mitad estará destinada exclusivamente a un combinación de un mix de energías renovables y los restantes 700 MW a capacidad firme de gas natural.
El funcionario explicó que este nuevo proceso surge luego de que una licitación anterior fuera declarada desierta, sin adjudicación de potencia, por lo que además se considera el crecimiento de la demanda y nuevos requerimientos.
“Invitamos a todos los agentes del mercado a participar”, manifestó el funcionario ante un auditorio de más de 400 líderes regionales, destacando la apertura del Estado a proyectos privados, en un esquema con contratos de largo plazo y entrada en operación prevista a partir de 2030.
El diseño del proceso también habilita la incorporación de almacenamiento energético, elemento clave para gestionar la variabilidad de las renovables y mantener la estabilidad del sistema, de manera que la regulación vigente ya permite la participación de esta tecnología en los procesos de licitación.
En esta etapa el modelo de almacenamiento contemplado es el basado en baterías, lo cual ofrece una solución concreta de corto plazo para soportar la integración de renovables y fortalecer la potencia firme en el sistema.
Y a su vez, Juan Fernando Castro Martínez explicó que ya se han definido aspectos fundamentales como el tratamiento del despacho y el reconocimiento de costos variables.
Electrificación rural, integración regional y los desafíos técnicos
En paralelo al proceso licitatorio, el gobierno impulsa una agenda de electrificación rural para ampliar la cobertura en zonas aisladas. El país accedió recientemente a un financiamiento de 155 millones de dólares por parte del BID, que será utilizado para ejecutar proyectos de extensión de red e infraestructura en regiones postergadas. “Estamos haciendo una intervención fuerte en la electrificación rural”, aseguró Castro Martínez.
En materia de integración regional, Guatemala participa activamente del Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC). La infraestructura compartida permite realizar intercambios de energía en tiempo real.
“Actualmente, por ejemplo, estamos importando energía de El Salvador”, señaló, destacando que estas operaciones ayudan a optimizar costos y reforzar la confiabilidad del sistema.
No obstante, el viceministro de Energía advirtió que existen limitaciones técnicas y de gobernanza que deben ser abordadas. A nivel de infraestructura, los sistemas nacionales de transmisión no siempre están preparados para evacuar grandes volúmenes de energía a través del canal regional, dado que existe “una limitante técnica vinculada con el sistema nacional de transmisión”. Además, identificó la necesidad de una gobernanza regional más clara, que permita ejecutar las decisiones tomadas en el ámbito multilateral.
“Es necesario tener una visión regional clara y una gobernanza que permita ejecutar decisiones que se tomen a nivel del sistema regional”, planteó.
Con la licitación PEG-5 en marcha, 22 pliegos ya vendidos y una estrategia energética respaldada por soluciones tecnológicas, financiamiento multilateral e integración regional, Guatemala lanzó una convocatoria directa al sector privado para acompañar su transición. “Estamos haciendo un llamado al sector privado para que nos acompañe en este camino”, concluyó Castro Martínez.
Reviva el segundo día de la edición de FES Colombia aquí:
Puerto Rico avanza hacia una solución estructural para su aislamiento energético. El país opera como un sistema cerrado, sin interconexiones eléctricas con otras naciones, lo que limita su capacidad de respuesta ante contingencias y encarece el servicio para los abonados. La propuesta del Proyecto Hostos, una interconexión submarina de alrededor de 700 MW con República Dominicana, busca transformar esta realidad.
«Puerto Rico no es tan solo una isla, más bien un archipiélago. Es también una ‘isla eléctrica», señaló a Energía Estratégica el managing member de RL Legal & Consulting Services y exsenador de San Juan, Ramón Luis Nieves, al destacar las desventajas de operar un sistema energético aislado.
“El Proyecto Hostos surge como una alternativa para vencer el carácter aislado del sistema eléctrico de Puerto Rico”, indicó.
La iniciativa no solo apunta a resolver problemas técnicos o económicos, sino también a reforzar los vínculos regionales. “Ayudará a que ambos países se hermanen no tan solo por los afectos que existen, sino por la seguridad que provee este proyecto”, expresó Nieves, subrayando que los beneficios serán compartidos entre República Dominicana y Puerto Rico, desde el punto de vista energético y estratégico.
Obstáculos regulatorios, impacto ambiental y modelo económico
Dado que se trata de una obra de interconexión internacional, el proyecto debe sortear barreras legales y regulatorias de ambas jurisdicciones. En el caso de Puerto Rico, “Proyecto Hostos plantea un reto, pues requiere un permiso del presidente de Estados Unidos”, explicó el exsenador, aunque aseguró que el proceso ya ha tenido avances.
Además, la obra deberá cumplir con las regulaciones del Negociado de Energía de Puerto Rico y con las exigencias de permisos ambientales. Nieves estimó que el impacto será mínimo, dado que el ingreso del cable al país ocurriría en una zona ya alterada ambientalmente.
“El impacto ambiental acá en Puerto Rico sería mínimo, pues el cable entraría a una propiedad ya impactada en términos ambientales”, detalló.
Desde el punto de vista técnico, el Proyecto Hostos se presenta como un aporte concreto para la diversificación de la matriz eléctrica local. Incorporaría generación renovable y, lo que es clave para Puerto Rico, ofrecería la capacidad de proveer “black start”: reiniciar el sistema eléctrico tras un apagón generalizado. “Aportaría mucho generando energía limpia, incluyendo renovables, y por su capacidad para proveer ‘black start’ al sistema eléctrico”, sostuvo Nieves.
En cuanto al financiamiento, afirmó que el desarrollo será totalmente privado, sin afectar el presupuesto público. “Contarán con apoyo económico privado para lograr el proyecto”, dijo, destacando que los desarrolladores tienen la experiencia necesaria para ejecutarlo con solvencia.
Sin embargo, advirtió que el reto estará en el contrato de compraventa de energía que se acuerde con el Gobierno de Puerto Rico. Será necesario asegurar una tarifa competitiva para los abonados sin comprometer la rentabilidad de los desarrolladores.
“La esperanza es que, cuando llegue el momento, se logre un contrato a precios asequibles para los abonados, asegurando además un retorno de inversión adecuado”, afirmó.
La posibilidad de una interconexión de esta magnitud marcaría un hito para el Caribe. No solo mitigaría el aislamiento energético de Puerto Rico, sino que también consolidaría un modelo de integración eléctrica regional, que refuerce la seguridad, estabilidad y resiliencia de los sistemas en islas.
“Este proyecto será de provecho tanto para nuestros hermanos y hermanas de la República Dominicana como para Puerto Rico”, concluyó Nieves.
Great Power apuesta fuerte por Perú como puerta de entrada a una expansión regional más amplia en el sector del almacenamiento energético. Así lo adelantó Jaime Gómez, director de negocios para América Latina de la compañía, quien anticipa una estrategia enfocada inicialmente en el segmento comercial-industrial, con perspectivas claras de avanzar hacia utility scale a medida que el marco regulatorio local lo permita.
“Creemos que aquí en Perú vamos a estar comenzando muy fuerte con comercial industrial, mientras se van regulando todo el utility scale”, manifestó el ejecutivo en entrevista audiovisual exclusiva con Energía Estratégica, realizada durante el Future Energy Summit (FES) Perú 2025.
La firma, que se posiciona como el segundo actor en comercio industrial dentro de China, avanza ahora en un proceso de internacionalización que busca capitalizar las oportunidades del almacenamiento energético en América Latina. “Nuestra intención es ser uno de los jugadores en suministro en América Latina”, expresó Gómez, resaltando que el despliegue será tanto en utility scale como en comercio e industria.
En términos de capacidad instalada, la empresa proyecta alcanzar una producción global anual de entre 60 y 100 GW, una cifra que dimensiona la escala de sus ambiciones para consolidarse como un proveedor estratégico en la región. “Vamos a estar apoyando a los clientes no sólo en utility scale, como digo, sino también en comercio industrial”, detalló.
Gómez traza un diagnóstico del sector latinoamericano en el que distingue niveles de madurez desiguales: “En América Latina hay muchos países que tienen una madurez de mercado como Chile, y ahí estamos enfocándonos mucho también en utility scale”, señaló. La apuesta por Perú, en este sentido, se inscribe dentro de una estrategia escalonada y adaptativa.
Mire la entrevista completa con Jaime Gómez de Great Power ⤵️
Al referirse al desarrollo local del almacenamiento, advirtió que el mercado peruano aún necesita consolidarse normativamente, aunque ya se delinean áreas prioritarias. “Todavía para el segmento de utility scale le queda madurar un poco, pero va a tener mucha orientación hacia servicios complementarios”, explicó, destacando la importancia de articularse con las compañías eléctricas para avanzar en soluciones que aporten estabilidad a la red.
Desde el punto de vista tecnológico, Great Power apunta a responder a los desafíos operativos de la región mediante sistemas capaces de ejecutar funciones como backup energético y gestión de picos de demanda (peak shaving), dos condiciones cada vez más requeridas por la industria ante la inestabilidad del suministro en varios países.
La visión de la compañía se apoya en una propuesta técnica robusta: el desarrollo de sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems) con alta vida útil, bajo costo y eficiencia operativa, integrados a través de electrónica de potencia de última generación y controladores inteligentes capaces de optimizar la interacción entre red, batería y protecciones.
“Nosotros en 23 años de historia hemos visto la evolución de todos los avances tecnológicos del sector”, recordó Gómez, y aseguró que Great Power ya se encuentra desarrollando las siguientes generaciones de sistemas de almacenamiento, más allá del litio, tecnología dominante en su portfolio actual.
Además del despliegue comercial y técnico, la compañía busca consolidar su presencia institucional en la región. “Esperamos que nos conozcan en Perú, que nos conozcan en toda la región. Vamos a estar muy fuerte apoyando a todos los clientes que nos puedan ver y brindándoles todo el apoyo técnico, aparte de todas las condiciones de suministro”, concluyó el ejecutivo.
La participación de Great Power en el Future Energy Summit Perú marca un paso más dentro de esa estrategia, que combina expansión territorial, evolución tecnológica y posicionamiento como proveedor integral de almacenamiento energético en América Latina. Además, estarán participando en FES Colombia.
Chile se encuentra ante una transformación estructural de su sistema eléctrico, liderando la carrera por el almacenamiento en América Latina. El país superará los 2 GW operativos de BESS para enero de 2026, un hito originalmente previsto para 2030, y podría alcanzar los 8,6 GW en 2027, lo que representa un adelanto de más de dos décadas respecto a la meta oficial de 6 GW al 2050.
“Esto refleja su creciente relevancia estratégica en la transición hacia un sistema energético más flexible y descarbonizado. Asimismo, se proyecta que Chile superará los 40 GWh al 2027, multiplicando por más de diez su capacidad actual”, destacó el CEO de Siemens Chile, Christian Candela, en diálogo con Energía Estratégica.
Ante este escenario, Siemens ha definido una estrategia clara para acompañar el despliegue masivo de BESS en el país, reforzando su portafolio de soluciones integradas. La empresa participa actualmente en el 20% de los proyectos BESS en operación y en el 30% de los que están en construcción, con foco en electrificación, automatización y digitalización de la red.
El ejecutivo aseguró que la expansión de los sistemas BESS permitirá integrar mayor volumen de energías renovables, estabilizar la red y reducir la dependencia de generación fósil de respaldo, abriendo al mismo tiempo oportunidades industriales, y pasar de “un modelo extractivo a otro que agregue valor local a través de tecnología, manufactura e innovación”.
Para atender los desafíos de escalabilidad y confiabilidad que supone una infraestructura de 40 GWh, Siemens despliega un portafolio que combina equipos eléctricos, sistemas de control y plataformas digitales de operación avanzada.
Esto incluye subestaciones digitales, tableros de protección, celdas de media y baja tensión, SCADA, EMS (encargado de gestionar los flujos de energía) y BMS (encargado de gestionar contenedores de baterías), junto con la integración de inteligencia artificial a través de su plataforma digital Siemens Xcelerator.
“Además, el almacenamiento maximiza el uso de la infraestructura existente al equilibrar flujos de energía y facilitar la integración de fuentes renovables variables, como solar y eólica, aumentando la competitividad del mercado eléctrico”, explicó el CEO.
La compañía considera que esta expansión permitirá también maximizar el uso de la infraestructura de transmisión existente y no recurrir a inversiones millonarias en nuevas líneas de transporte eléctrico, ya que los sistemas BESS pueden recibir energía en momentos de baja demanda o exceso de generación y liberarla cuando la red lo requiere, evitando picos de carga que saturan la infraestructura existente.
Digitalización, inteligencia y resiliencia
Para enfrentar el nuevo mapa energético, Siemens impulsa soluciones digitales que garanticen una red resiliente, flexible y descentralizada. En ese sentido, su plataforma Gridscale X permite gestionar recursos energéticos distribuidos, escalar capacidad con agilidad y conectar los mundos TI y OT en tiempo real.
“El almacenamiento energético, combinado con plataformas inteligentes, permite anticiparse a las necesidades del sistema, reducir riesgos operativos y optimizar la planificación de la red”, destacó el ejecutivo.
Desde Siemens, consideran que el desafío de llegar a más de 40 GWh en almacenamiento no solo es alcanzable, sino necesario. “Chile tiene la oportunidad de construir un modelo energético de clase mundial, y queremos ser parte activa de esa transformación”, concluyó Christian Candela.
Del 16 al 18 de octubre, APsystems participó de ExpoSolar Colombia 2025 desde el pabellón 11-16, stand #3427A, en el Gran Salón Corferias de Bogotá. Allí, instaladores, distribuidores y profesionales del sector solar pudieron conocer de primera mano las soluciones más recientes de la compañía, en el marco de sus 15 años de innovación global.
Durante los tres días del evento, la empresa exhibió sus tecnologías de microinversores y almacenamiento energético inteligente, reafirmando su posicionamiento como actor estratégico para la transición energética en América Latina.
Fundada en Silicon Valley en 2010, APsystems cuenta con presencia en más de 156 países, cuatro unidades de negocio globales y millones de unidades instaladas que generan más de 8 TWh de energía renovable. Su propuesta tecnológica incluye microinversores, herramientas de monitoreo y sistemas AC acoplados de almacenamiento.
Una de las principales novedades que la compañía mostró en Bogotá fue el DS3-LV, su modelo más reciente de microinversor dual. “Está diseñado para trabajar con módulos fotovoltaicos de alta potencia y cuenta con dos MPPT independientes, mayor corriente de entrada y potencia de salida optimizada”, destacaron desde la empresa.
El equipo puede conectarse con módulos de hasta 670 W y entrega una potencia continua de salida de 900 VA, lo que lo convierte en una solución ideal para aplicaciones residenciales con sistemas de 120-127 V. “Su diseño compacto y ligero maximiza la producción de energía; la encapsulación en silicona mejora la disipación térmica y la resistencia a condiciones extremas”, puntualizaron desde APsystems.
Otra funcionalidad destacada es la posibilidad de monitoreo en tiempo real 24/7 desde aplicaciones móviles o a través de un portal web, sumado a su capacidad de control de potencia reactiva, esencial para una mejor gestión de picos de red.
Por otro lado, el almacenamiento energético continúa expandiendose en América Latina, con más de 1560 MW de capacidad instalada según datos de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). En este contexto, la firma presentó su nueva generación de PCS inteligentes, el ELS-11.4K, parte central del sistema APstorage. Este equipo, combinado con baterías de baja tensión —como la APbattery—, permite una gestión optimizada de la energía.
“El software inteligente permite elegir entre modos de respaldo, autoconsumo o tarifas pico”, indicaron. La arquitectura del sistema soporta hasta 20 kWh en baterías en paralelo, una potencia nominal y de respaldo de 11,4 kVA y una eficiencia de hasta 96,5 %, integrándose completamente con la plataforma EMA de APsystems.
Durante ExpoSolar Colombia, la compañía desarrolló además una agenda técnica robusta, orientada a capacitar a profesionales y mostrar la interoperabilidad de sus soluciones. El primer día incluyó un entrenamiento especializado sobre APdesigner y el portafolio de microinversores, así como un taller práctico realizado junto al distribuidor Meico, enfocado en instaladores y atención técnica.
El segundo día se llevaron a cabo dos sesiones técnicas claves. En el Salón Conector 7-8, se dictó la charla “Tecnología para un futuro energético flexible”, donde se analizó cómo las soluciones APstorage y los microinversores DS3 contribuyen a sistemas fotovoltaicos resilientes y adaptables. Más tarde, en el stand del socio Solaire, la conferencia “De panel a batería” exhibió la integración de módulos, microinversores DS3-LV y baterías, resaltando la compatibilidad de APsystems con múltiples marcas.
El sábado 18, el stand permaneció abierto con atención personalizada por parte del equipo técnico. Los visitantes pudieron conocer los microinversores DS3-LV y DS3-H, las soluciones de almacenamiento APstorage y el sistema de monitoreo EMA, que permite una gestión integral del sistema fotovoltaico.
“Durante tres días de actividades, capacitaciones, charlas técnicas y presentaciones, APsystems reafirmó su compromiso con la innovación y el impulso de la energía solar en la región”, concluyó la compañía.
Con una presencia de más de una década en América Latina, la compañía ha consolidado operaciones en países como Argentina, Chile y Colombia, y se prepara para expandirse aprovechando las aperturas regulatorias y los nuevos incentivos. Por lo que, la participación en ExpoSolar 2025 fue una oportunidad para mostrar el liderazgo de la empresa en tecnología MLPE, con productos de última generación que combinan eficiencia, monitoreo inteligente y modularidad.
El biministro de Energía y de Economía, Fomento y Turismo, Álvaro García, anunció este lunes, que las empresas generadoras restituirán en las cuentas de electricidad a partir de enero de 2026 los cobros en exceso realizados por éstas.
La autoridad -tras reunirse con el Presidente de la República, Gabriel Boric-, señaló que “el camino que nos habíamos diseñado, de buscar que se devuelva lo antes posible la plata, ya está logrado. A partir del primero de enero de 2026, todos los clientes del sector eléctrico van a recibir en su cuenta el monto que les va a ser transferido mes a mes durante el próximo período de fijación tarifaria, de enero a junio”.
El biministro García añadió que el monto de la restitución será en torno a los $2 mil al mes o $12 mil en seis meses, para cada hogar. “Este es exactamente el monto que se cobró de más. Es muy importante que la ciudadanía sepa que todo lo que se cobró de más está siendo devuelto por la vía tarifaria”, manifestó.
La autoridad explicó que «la devolución incluye un reajuste y una tasa de interés equivalente a la que normalmente se paga. Por lo tanto, la devolución incluye una compensación por el tiempo que las empresas tuvieron esos recursos». Consultado por el monto total de la restitución, el secretario de Estado dijo “son aproximadamente US$ 250 millones, sumando transmisoras y generadoras”.
Asimismo, el biministro recalcó: “Quiero apreciar también que todos los actores del sistema estuvieron a la altura de las circunstancias. En un período muy breve de tiempo, una semana construimos un acuerdo con las empresas generadoras, con la empresa transmisora, de tal manera que los clientes recibieran sus recursos lo más rápido posible”.
Proceso de fijación de tarifas
El proceso para la fijación de tarifas de la energía sigue su curso normal, tal como lo estipula la actual legislación eléctrica. Tras la presentación de observaciones por parte de las empresas del sector eléctrico al Informe Técnico Preliminar para la Fijación del Precio Nudo Promedio (PNP), plazo que culminó el pasado viernes, ahora corresponde que la Comisión Nacional de Energía (CNE) emita el Informe Técnico Definitivo (ITD).
Dicho ITD es recibido por el Ministerio de Energía, institución que elabora el decreto PNP y lo envía a la Contraloría General de la República (CGR) para su toma de razón y posterior publicación en el Diario Oficial. De no haber retraso en estos pasos, las nuevas tarifas de la energía eléctrica se implementarán a partir del 1 de enero de 2026.
Con el objetivo de activar la infraestructura de carga pública en regiones donde la inversión privada aún no es rentable, el Gobierno de Chile lanzó el programa Corredores Verdes, un piloto que busca financiar la instalación de cargadores desde 7 kW en zonas estratégicas del norte y centro del país.
La iniciativa destina 54 millones de pesos chilenos para cofinanciar proyectos en 11 corredores viales, priorizando territorios con baja adopción de vehículos eléctricos y altos costos de recuperación para privados.
“Corredores Verdes aborda la falta de infraestructura de carga en zonas donde el mercado aún no tiene incentivos suficientes para invertir”, sostiene Josué Muñoz, Project Manager de Electromovilidad en la Agencia de Sostenibilidad Energética (AgenciaSE),
En esos territorios, los cargadores no se instalan porque no hay usuarios, y no hay usuarios porque no hay cargadores. Para enfrentar este desafío, el programa cofinancia cargadores de menor potencia, a partir de 7 kW, que tienen costos operativos más bajos y no están sujetos a cargos por potencia de las distribuidoras.
La estrategia se integra de forma directa con los lineamientos de planificación nacional. “Corredores Verdes se inserta en la cadena de planificación de la electromovilidad en Chile”, explica Muñoz a Mobility Portal Latinoamérica.
El programa materializa uno de los ejes definidos en el Plan Maestro de Infraestructura de Carga Pública, elaborado tras la Hoja de Ruta de la Estrategia Nacional de Electromovilidad. Su objetivo práctico: romper la parálisis estructural que impide el desarrollo de carga pública en zonas aisladas.
Distribución de fondos y criterios de priorización
El presupuesto de 54 millones de pesos se distribuirá según prioridades estratégicas predefinidas.
“En el nivel más alto están Tocopilla–Mejillones y Chañaral–Caldera, que pueden recibir hasta 8 millones de pesos o hasta el 80% del costo total, lo que ocurra primero”, indica.
Un segundo grupo de corredores ubicados en Tarapacá, Antofagasta y Atacama podrá acceder a hasta 7 millones o 70%, mientras que el tercer grupo, en Coquimbo y Valparaíso, optará a hasta 6 millones o 60%.
La aplicación del modelo de tope dual permite combinar porcentaje y monto máximo para evitar sobrefinanciamiento y asegurar una asignación eficiente. Este enfoque también apunta a dirigir más recursos hacia las zonas con mayor brecha de infraestructura.
Postulantes habilitados y criterios de evaluación
El programa está abierto exclusivamente a personas jurídicas constituidas en Chile, como operadores de carga (CPOs), municipios, universidades, empresas turísticas, cooperativas y consorcios. No se admite la participación de personas naturales.
“En la práctica, cualquier persona que despliegue una instalación de carga pública conforme al instructivo puede ser considerada operador de carga”, detalla Muñoz.
La evaluación de las ofertas considera tres criterios clave:
Cantidad de ubicaciones ofertadas (50%)
Cantidad total de puntos de carga (35%)
Experiencia del postulante (15%), medida en certificados TE6 regionales y nacionales.
“Con ello se premian propuestas con mayor cobertura territorial, capacidad instalada y experiencia comprobada”, agrega el Project Manager.
Territorialidad, dispersión y conectividad real
Cada corredor se compone de dos o tres zonas concatenadas. Las postulaciones deben asegurar un mínimo de dos ubicaciones por corredor, en zonas distintas, con el fin de garantizar trayectos funcionales para los vehículos eléctricos.
“Con esto se busca asegurar separaciones razonables entre puntos, de modo que un vehículo pueda desplazarse efectivamente de una zona a otra dentro del corredor”, explica Muñoz.
La dispersión territorial se verificará mediante archivos KMZ georreferenciados, que permiten identificar con precisión si las ubicaciones propuestas se distribuyen correctamente.
Turismo sostenible y articulación público-privada
Además del enfoque técnico, el programa apuesta por sinergias con el turismo sostenible y actores locales..
“Buscamos que hoteles, restaurantes, viñas o parques incorporen cargadores públicos como parte de su oferta”, afirma Muñoz. Esto no solo mejora la experiencia de viaje, sino que fortalece la economía local al incentivar el uso de servicios asociados.
El modelo destination charging ya ha mostrado resultados positivos en regiones como Aysén y O’Higgins, donde actores privados han instalado infraestructura por su cuenta.
Corredores Verdes potencia este modelo con apoyo estatal y criterios de interoperabilidad, siguiendo el instructivo de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) publicado en 2024.
Próximos pasos y horizonte a 2026: ¿dondé habrá más cargadores?
Se espera que todas las instalaciones adjudicadas estén operativas a finales de abril. Mientras tanto, la Agencia de Sostenibilidad Energética trabaja en la segunda versión del Plan Maestro, que se ampliará a la zona centro y sur de Chile.
“Corredores Verdes operará como un piloto para validar el mecanismo de cofinanciamiento y su replicabilidad”, anticipa Muñoz. En paralelo, se prevén nuevas convocatorias del programa +Carga Rápida, orientadas a infraestructura de alta potencia en ubicaciones estratégicas.
“Continuaremos con proyectos de cofinanciamiento tanto para carga rápida como para carga en corriente alterna”, concluye el ejecutivo, proyectando una red más capilar, conectada y funcional, que acelere la transición hacia una movilidad cero emisiones.
Los precios del GNL en el mercado asiático mostraron un leve incremento durante la última semana. Esto se debe principalmente a dos cosas: el comienzo de la temporada fría y la cautela general frente a las sanciones sobre el gas ruso. Según Reuters, el promedio spot de GNL para diciembre en entregas en el noreste de Asia se ubicó en 11,20 USD por MMBtu, apenas por encima de los 11,10 de la semana pasada. La región mantiene estabilidad aparentemente gracias a inventarios elevados y producción local en alza, mientras Europa enfrenta un escenario más difícil, menos almacenamiento y complicaciones con Rusia.
En paralelo, los futuros de gas en los principales mercados también registraron ciertas variaciones. El Henry Hub estadounidense cerró en 3,39 USD/MMBtu (+12,3%), reflejando expectativas de una mayor demanda residencial con la llegada del invierno en el hemisferio norte. En Europa el TTF promedió 10,93 USD/MMBtu (+7,4%) en un contexto de preocupación por el suministro y eventos técnicos que reactivaron la volatilidad. En Asia el JKM avanzó hasta 11,18 USD/MMBtu (+1,4%) en correlación con el repunte europeo y un aumento de la actividad logística previo a los meses de mayor consumo. El mercado de crudo, por otro lado, comenzó a corregirse levemente tras la fuerte suba de la semana anterior.
Los precios del Brent y el West Texas Intermediate cerraron con descensos de 0,5% y 0,3%, respectivamente, presionados por la intención de la OPEC+ de realizar un nuevo incremento de producción en diciembre. Ocho países del grupo, liderados por Arabia Saudita, respaldan la medida en busca de recuperar participación de mercado, lo que neutralizó el efecto de las sanciones estadounidenses sobre las principales petroleras rusas. Las conversaciones entre el presidente estadounidense Donald Trump y su par chino Xi Jinping, previstas para el jueves, concentran la atención de los operadores. Un posible entendimiento comercial podría aliviar las restricciones a las exportaciones chinas de tierras raras y reducir el riesgo de una nueva escalada arancelaria. En ese escenario, los analistas observan una pausa natural en el repunte del crudo, con los traders reacomodando posiciones a la espera de definiciones políticas.
Pese a la moderación en el petróleo, la dinámica general del complejo energético continúa marcada por factores estructurales: la fragilidad del equilibrio oferta-demanda, las sanciones sobre Rusia y la transición climática en curso. La demanda estacional sostiene los precios del gas, mientras la OPEC+ busca reordenar el mercado petrolero sin provocar un nuevo ciclo inflacionario. Los flujos energéticos globales permanecen condicionados por la misma lógica de cautela: inventarios elevados, clima adverso y una geopolítica que aún no ofrece estabilidad duradera.
El gobierno de la provincia de Buenos Aires, a través del Ministerio de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica, junto al Consejo Federal de Inversiones, convoca a pymes bonaerenses a una Ronda de Negocios Nacional e Internacional con el objetivo de promover la inserción de las empresas bonaerenses en la cadena de provisión de productos y servicios para sectores estratégicos en el desarrollo productivo nacional : Petróleo, gas, minería y energía.
La ronda de Negocios se desarrollará en el Teatro Argentino de La Plata, el jueves 27 de noviembre.
Del ámbito nacional participarán las principales operadoras petroleras, gasíferas y mineras, junto con empresas de servicios integrados, contratistas EPC, constructoras y proveedores especializados para los segmentos upstream y downstream, así como generadoras, transportistas y distribuidoras de energía eléctrica. También estarán presentes compradores internacionales provenientes de Bolivia, Brasil, Chile y Perú.
La convocatoria está abierta a pymes de la Provincia de Buenos Aires vinculadas con los sectores de petróleo, gas, minería y energía, interesadas en expandir sus negocios y conectarse con nuevos mercados. Las empresas interesadas en participar tienen tiempo para inscribirse hasta el viernes 07 de noviembre en el siguiente enlace: https://forms.gle/wNzXBw88xykJtTv17
Una vez finalizado el período de inscripción, se coordinarán las agendas de entrevistas que las empresas mantendrán a lo largo de la jornada. La participación en el evento no conlleva costo alguno para las empresas.
El Ministerio de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica bonaerense ofrecerá un acompañamiento completo a las empresas inscriptas para asegurar una participación eficaz. Para más información, escribir a inversionycomex.pba@gmail.com
La Secretaría de Energía fijó en Pesos un millón quinientos noventa mil ochocientos treinta y dos ($ 1.590.832) por tonelada el precio de adquisición del biodiesel por parte de las petroleras destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (Biocombustibles).
El nuevo precio rige para las operaciones a llevarse a cabo a partir de la entrada en vigencia de la resolución 422/2025, publicada en el Boletín Oficial el 27/10, y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
La R-422 establece que el plazo de pago del biodiesel (a los proveedores) no podrá exceder, en ningún caso, los Siete (7) días corridos, a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
Los artículos 13 y 14 de la ley 27.640, asignan a la S.E. la función de determinar la metodología de cálculo de los precios a los cuales deberán llevarse a cabo la adquisición de biocombustibles para el cumplimiento de su mezcla obligatoria con los combustibles fósiles, la cual deberá garantizar una rentabilidad determinada, considerando los costos de elaboración, transporte y el precio para el producto puesto en su planta de producción.
A través de la Resolución 385 del 3 de octubre último la S.E. fijó el precio mínimo de adquisición de dicho producto para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes en curso y hasta la publicación de un nuevo precio.
“No obstante, las actuales condiciones del mercado del biodiesel ameritan la determinación de un nuevo precio, de acuerdo al procedimiento aprobado para su cálculo mediante la Resolución 963/23 de la Secretaría de Energía”, argumentó la cartera a cargo de María Tettamanti.
La Provincia de Salta volvió a sentar precedentes a nivel nacional en materia de sustentabilidad por la incorporación de un sistema híbrido de energía en Mina Lindero, el cual combina la generación térmica con una planta solar de última tecnología y almacenamiento en baterías de litio.
La iniciativa permite reducir en un 40% el consumo de combustibles fósiles, disminuyendo de manera significativa la emisión de gases de efecto invernadero y avanzando hacia un modelo productivo con menor huella de carbono.
El nuevo esquema energético incorpora 10.908 paneles solares bifaciales que aportan 6 MWp de potencia adicional y un moderno sistema de almacenamiento BESS con capacidad de 12 MWh, compuesto por 30 PCS y dos subestaciones transformadoras. Esta infraestructura posibilita que la mina opere de día únicamente con energía solar y disponga de reservas para garantizar estabilidad en la demanda.
Además del impacto ambiental positivo, la medida reduce la necesidad de transporte de diésel hacia una de las regiones más extremas y aisladas del país, el Salar de Arizaro, ubicado a 3.800 metros de altitud y a 420 km de la capital salteña.
Un precedente para la región
Con este sistema, el proyecto Lindero constituye un ejemplo de cómo la minería puede integrar la sostenibilidad como parte estructural de su desarrollo, sin afectar competitividad ni eficiencia.
El proyecto fue posible gracias a una alianza estratégica entre capitales privados para diseñar e implementar un sistema de control inteligente capaz de coordinar el funcionamiento de la planta en las condiciones extremas de la Puna.
De este modo, Salta, de la mano de Mina Lindero, se convierte en un referente de innovación energética para la minería metalífera en altura, demostrando que es posible producir de manera competitiva, sostenible y con tecnologías adaptadas a la realidad del país.
Este avance se enmarca dentro del Plan de Desarrollo Minero Sustentable 2030 de la Provincia de Salta, una hoja de ruta que guía el crecimiento de la minería bajo criterios de responsabilidad social, protección ambiental, eficiencia energética y desarrollo económico.
Grecia otorgó a un consorcio liderado por la empresa estadounidense Chevron la exploración de hidrocarburos en sus costas occidentales y de la isla de Creta, en el sur, anunció el viernes el Ministerio de Medio Ambiente y Energía.
Tras una licitación internacional, cuatro zonas situadas al sur de la península del Peloponeso y de la isla de Creta fueron adjudicadas “al consorcio seleccionado [y compuesto] por los grupos Chevron y Helleniq Energy”, un grupo griego, según el comunicado ministerial.
El responsable de esta cartera, Stavros Papastavrou, declaró el jueves a la televisión pública ERT que el Parlamento griego debía aprobar un contrato antes de principios de 2026.
“El objetivo es que los estudios geofísicos comiencen en 2026”, indicó sin precisar por ahora la superficie total de las zonas atribuidas para la exploración.
Además de Chevron, la empresa estadounidense ExxonMobil había manifestado a principios de año su interés por la exploración de hidrocarburos en Grecia en una zona de 36.000 km2 en total.
Después del triunfo en las elecciones legislativas, el Gobierno nacional, a través del Ministerio de Economía, oficializó este lunes una nueva actualización del precio del biodiesel. Según la Resolución 422/2025publicada en el Boletín Oficial, el valor de adquisición del biocombustible destinado a su mezcla obligatoria con gasoil será de $1.590.832 por tonelada.
La medida, firmada por la secretaria de Energía María Carmen Tettamanti, entrará en vigencia a partir de su publicación y regirá hasta que un nuevo precio lo reemplace.
Se trata de una decisión que impacta directamente sobre el costo de los combustibles líquidos, ya que el biodiesel forma parte del porcentaje obligatorio que las petroleras deben incorporar al gasoil que se comercializa en todo el país.
Según explica la Secretaría de Energía en los considerandos de la norma, “las actuales condiciones del mercado del biodiesel ameritan la determinación de un nuevo precio”, de acuerdo con el procedimiento aprobado en 2023 por la Resolución 963/23.
Ese procedimiento define la metodología de cálculo para establecer los valores de referencia del biodiesel utilizado en la mezcla con gasoil. Toma en cuenta variables como los costos de elaboración, transporte y el precio del producto puesto en planta de producción, garantizando una rentabilidad determinada para los productores.
Con la nueva resolución, el Gobierno busca dar previsibilidad al sector, que en los últimos meses había reclamado una actualización por el incremento de los costos productivos y la variación de los precios internacionales de los insumos.
Guatemala tiene el potencial para convertirse en un país exportador neto de energía renovable dentro del mercado eléctrico regional, con posibilidades concretas de duplicar su capacidad de generación renovable sin necesidad de incentivos fiscales. Así lo afirmó Minor E. López, presidente de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), quien planteó una visión optimista sobre el papel del país en la transición energética de Centroamérica.
“Guatemala puede duplicar su capacidad instalada de generación renovable sin subsidios”, sostuvo López, y subrayó que esto es posible gracias al recurso competitivo del país, la estructura de mercado basada en contratos a largo plazo y una regulación que promueve licitaciones abiertas para proyectos energéticos. El funcionario destacó que en Guatemala se desarrollan subastas bajo el principio de neutralidad tecnológica, sin condicionar el tipo de fuente energética, lo que permite que se imponga la oferta más competitiva.
“Lo que se promueve es una licitación donde compiten todas las tecnologías, y hasta ahora las renovables han sido las que han ganado”, indicó.
Según López, esto ha permitido un crecimiento sostenido del parque renovable sin necesidad de mecanismos fiscales. A modo de ejemplo, mencionó que el país tiene una capacidad contratada de más de 800 MW de recursos solares y eólicos, adjudicados mediante licitaciones abiertas en condiciones de mercado, sin incentivos adicionales.
“Estos proyectos están respaldados por contratos firmes de 15 años, lo que garantiza estabilidad para los inversionistas”, detalló.
Un modelo replicable en la región
El presidente de la CRIE señaló que Guatemala ya está exportando energía renovable hacia el sur de Centroamérica y que su participación en el Mercado Eléctrico Regional (MER) será cada vez más relevante. “Hay flujos de exportación significativos desde Guatemala hacia El Salvador y Honduras”, comentó, y advirtió que este fenómeno puede intensificarse con una mayor integración del sistema y una regulación regional más armonizada. Desde su perspectiva, la región tiene un potencial enorme si logra alinear su marco normativo. “La regulación puede incentivar o desalentar la inversión”, advirtió, y remarcó la importancia de que los reguladores acompañen la política pública con normas claras y predecibles para el sector privado.
Además, enfatizó el rol de la CRIE en facilitar un entorno armónico para la expansión de la infraestructura eléctrica y la participación privada. “La región ha sido pionera en esquemas de asociación público-privada. La transmisión y distribución están operadas en gran medida por empresas privadas”, puntualizó. Durante el panel, López también mencionó que Guatemala ha sido un referente regional en la planificación energética. El país cuenta con un plan indicativo de generación, desarrollado por el ente regulador nacional, que guía las decisiones de licitación y expansión de capacidad. “Este documento se convierte en la base sobre la cual se hacen las subastas”, explicó.
En ese marco, el presidente de la CRIE señaló que se prevé que las futuras licitaciones permitan contratar entre 800 y 1000 MW adicionales de capacidad renovable, lo cual duplicaría la capacidad actual en los próximos años. “Estamos hablando de inversiones importantes, que pueden realizarse en condiciones de mercado, sin la necesidad de subsidios o incentivos fiscales”, insistió. También resaltó que la participación del sector privado en infraestructura energética ha sido un factor clave para esta evolución. “La iniciativa privada ha sido fundamental para que podamos avanzar en generación, transmisión y distribución”, sostuvo.
Durante el panel, si bien otros participantes no hicieron menciones tan directas a Guatemala, el país fue mencionado como uno de los puntos de origen más relevantes en los flujos eléctricos regionales y como ejemplo de mercado con condiciones estables para la inversión. Respecto al panorama regional, López señaló que uno de los principales desafíos para ampliar la participación renovable en Centroamérica es la falta de coordinación entre los marcos regulatorios de los países. En ese sentido, destacó que la CRIE está trabajando en armonizar la regulación para facilitar inversiones transnacionales y fomentar la competitividad del mercado.
“Necesitamos un marco regulatorio que incentive las renovables no solo a nivel nacional, sino también en la lógica del mercado regional”, concluyó. Y en ese contexto, Guatemala aparece como un actor con ventajas comparativas claras, por la competitividad de sus recursos, su experiencia en subastas y su infraestructura de interconexión.
La alta dependencia de los combustibles fósiles es uno de los principales desafíos del sistema energético hondureño. En respuesta a esta vulnerabilidad, el país está diseñando una política energética que apuesta por fuentes renovables como eje central de su transformación estructural, tal como expone el estudio técnico Sustainable energy policy in Honduras: Diagnosis and challenges, elaborado por Wilfredo C. Flores, Osvaldo A. Ojeda, Marco A. Flores y Francisco R. Rivas.
“Honduras cuenta con recursos energéticos renovables suficientes para lograr la autosuficiencia energética”, afirman los autores. El diagnóstico propone aprovechar ese potencial mediante un plan de desarrollo sostenido hasta 2030, articulado a través de políticas públicas, inversiones estratégicas y fortalecimiento institucional.
El documento identifica un conjunto robusto de recursos energéticos renovables subutilizados. En el caso de la energía hidroeléctrica, Honduras posee un potencial teórico de 5.000 MW, una capacidad considerable en relación con su demanda eléctrica actual.
A esto se suma una disponibilidad solar de entre 4,5 y 6,5 kWh/m²/día, lo que convierte al recurso fotovoltaico en una opción viable tanto para generación centralizada como para sistemas descentralizados en zonas rurales. En cuanto al viento, se estima un potencial eólico de 46.600 MW, concentrado principalmente en regiones del sur del país.
“El Congreso Nacional ya aprobó un proyecto eólico de 100 MW con una inversión privada de 250 millones de dólares”, detalla el estudio. Este tipo de iniciativas forman parte de un paquete de adjudicaciones por 250 MW en nuevas plantas renovables, incluyendo también proyectos hidroeléctricos y geotérmicos.
En el caso de la geotermia, se identifican zonas con gradientes térmicos aprovechables que podrían integrarse a la matriz nacional. Si bien requiere estudios de factibilidad y exploración, el potencial geotérmico hondureño se perfila como una fuente complementaria clave para aportar estabilidad a una matriz con creciente participación solar y eólica.
El documento propone una hoja de ruta al 2030 que prioriza la incorporación de renovables para reducir la exposición del país a la volatilidad internacional del crudo y mejorar su seguridad energética.
“El escenario deseado considera la incorporación de 3000 MW de nueva capacidad instalada, en su mayoría renovable, con una inversión estimada de 4285 millones de dólares”, señala el plan.
Esta expansión permitiría cubrir el incremento proyectado de demanda, elevar la cobertura eléctrica y reducir drásticamente la participación del petróleo en la generación nacional.
Para viabilizar la implementación del plan, el documento plantea una reforma institucional que incluya la creación de un Ministerio de Energía, capaz de integrar y coordinar todas las áreas del sector: hidrocarburos, electricidad, eficiencia y renovables.
“La actual dispersión institucional genera ineficiencias en la toma de decisiones y limita la atracción de inversiones”, sostienen los autores del estudio. Esta nueva institución tendría el mandato de articular políticas públicas, establecer marcos regulatorios adecuados y acompañar la ejecución de proyectos estratégicos, especialmente en renovables.
Honduras se encuentra en una encrucijada energética. Aunque su matriz actual refleja una fuerte dependencia de fuentes fósiles, el país cuenta con una base técnica y un potencial renovable suficientes para iniciar una transformación estructural del sistema eléctrico.
“Lo más urgente no es redescubrir el potencial, sino implementar políticas que conviertan esos recursos en capacidad instalada real”, concluye el documento. La oportunidad está planteada: consolidar una matriz limpia, diversificada y soberana, que reduzca la vulnerabilidad externa y acelere el desarrollo sostenible del país.
Solis prepara nuevos modelos de inversores que permitirán integrar dos marcas distintas de baterías en un mismo equipo, abriendo paso a una nueva etapa de interoperabilidad en sistemas de almacenamiento energético.
Así lo confirmó la compañía durante la quinta edición del Future Energy Summit (FES) Colombia, que se condicen con el momento clave para el país tras la publicación de los nuevos lineamientos regulatorios del Ministerio de Energía y la CREG que comienzan a habilitar esquemas de remuneración para proyectos BESS.
“Queremos dar libertad al mercado y ofrecer una integración abierta que impulse la competitividad y la eficiencia de los proyectos. Esto permitirá a los EPCistas seleccionar la batería más adecuada sin depender de un único proveedor”, señaló Marco Ricci, gerente de desarrollo para Latinoamérica de Solis.
La compañía ya cuenta con sus primeras soluciones all in one, con modelos de 50 y 125 kW (el más grande del mercado) adaptados a las condiciones de la región. Asimismo, los nuevos inversores también destacan por su adaptabilidad, de modo que el catálogo aparecen versiones capaces de operar en sistemas monofásicos, trifásicos o split phase, con diferentes tensiones y entornos.
Estos equipos, tropicalizados para responder a los perfiles eléctricos y climáticos de Latinoamérica, garantizan un rendimiento óptimo incluso en entornos exigentes. La compañía apunta así a reducir los fallos de instalación y mantenimiento, uno de los principales desafíos para los proyectos solares y de almacenamiento en la región.
En este contexto, Ricci advirtió que el progreso tecnológico sólo puede consolidarse si va de la mano de marcos normativos sólidos que respalden las inversiones en storage. Aunque hoy el juego financiero resulta atractivo, «sin reglas claras y previsibles el desarrollo se ralentiza», por lo que consideró esencial que las políticas públicas mantengan el ritmo de la innovación.
El mensaje coincide con los llamados de otros mercados latinoamericanos, como Chile y México, donde el desarrollo de sistemas BESS (en proyectos híbridos o stand alone) avanza más rápido que la actualización regulatoria.
El país andino superará los 2 GW operativos de almacenamiento para enero de 2026, cifra que representa un adelanto de cuatro años sobre la meta oficial fijada para 2030. Pero la expansión es aún más significativa si se contempla la cartera de proyectos en fase de construcción, ya que se proyecta que la capacidad instalada en baterías en dicho país podría alcanzar los 8,6 GW en 2027 y, por ende, también se anticipará la meta de 6 GW al 2050.
En cuanto a México, el plan gubernamental prevé 6 proyectos FV híbridos (2027-2028) con 574 MW BESS y un horizonte de 8412 MW de almacenamiento 2028-2038 (PRODESEN).
Por último, Ricci agregó que Solis diferencia su estrategia al enfocarse en la transferencia de conocimiento, como pilar de su expansión, dejando claro que acompañan a sus socios locales con formación constante, ya que la capacitación resulta “clave para la eficiencia y la seguridad de los proyectos”.
En la misma línea, la compañía impulsa espacios de formación técnica regional para instaladores y EPCistas, fortaleciendo las capacidades locales y la seguridad operativa de los proyectos.
Con esta visión, y con más de 80 GW de capacidad de fabricación anual, Solis refuerza su posición como uno de los principales actores del sector de inversores a nivel global y marca una tendencia en la integración abierta entre sistemas, clave para el despliegue masivo del almacenamiento en LATAM.
El Instituto Argentina de la Energía General Mosconi (IAE) desarrollará el 5 de noviembre su Seminario Anual de la Energía.
Será entre las 9 y las 12, en la sede del Consejo Profesional de Ingeniería Mecánica y Electricista, con sede en Pasaje del Carmen 776, CABA.
Se debatirá en tres paneles: El primero tendrá por título “El rol del ente único regulador y la competencia de los mercados” del que participarán el economista Fernando Navajas (FIEL), Verónica Gesse (Secretaria de Energía de Santa FE, y Eduardo Montamat presidente de la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia.
El segundo panel tendrá por título “Los desafíos de la transición y de la infraestructura eléctrica”, con Jorge Lemos (Gerente de Regulación de Edesur), Martín Mandarano (CEO de YPF Luz), y Pablo Tarca (Director General de Transener).
El tercer panel se denomina “Petróleo y Gas: Producción, Exportaciones e Infraestructura”, con los expositores Mauricio Roitman (presidente de Energeia), Daniel Dreizzen (Comisión de planeamiento del IAPG), y Pablo Magistocchi (Country Manager de IMPSA).
FOMICRUZ S.E. activó la licitación para adjudicar a operadoras privadas los diez yacimientos hidrocarburíferos maduros cedidos por YPF S.A. en la provincia de Santa Cruz, proceso que prevé finalizar en diciembre próximo.
El proceso constituye uno de los hitos más relevantes en materia de producción convencional de hidrocarburos en los últimos años y prevé inversiones por más de u$s 1.200 millones para el período 2026-2031, de acuerdo con las ofertas presentadas. El ministro de Energía y Minería, Jaime Alvarez, estimó que en pocos días se resolverán las preadjudicaciones y que en diciembre tales áreas podrían estar siendo adjudicadas para encarar su operación.
La licitación tiene por objetivos reactivar la actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge y fortalecer la participación de pymes nacionales en la operación de áreas maduras. Oscar Vera, presidente de Fomicruz destacó que las futuras operadoras deberán mantener la actividad, incrementar la producción, y preservar los puestos de trabajo en los yacimientos, lo que preservará la paz social.
Están comprendidas las comunidades de Pico Truncado, Las Heras, Caleta Olivia, Cañadón Seco y Koluel Kaike.
YPF decidió dejar de operar yacimientos convencionales en varias provincias argumentando razones económicas, y acentuar el foco en los reservorios No Convencionales de la formación Vaca Muerta (NQN). También invertirá en la zona sur de Santa Cruz, en procura de recursos NC en la formación Palermo Aike.
El proyecto y su alcance
La licitación comprende las áreas Los Perales–Las Mesetas, Las Heras–Cañadón de la Escondida, Cañadón León–Meseta Espinosa, El Guadal–Lomas del Cuy, Cañadón Yatel, Pico Truncado–El Cordón, Cañadón Vasco, Barranca Yankowsky, Cerro Piedra–Cerro Guadal Norte y Los Monos.
Las seis compañías nacionales que habían presentado originalmente una iniciativa privada para hacerse cargo de las concesiones: Clear Petroleum S.A., Patagonia Resources S.A., Quintana E&P Argentina SRL, Roch Proyectos S.A.U., Azruge S.A. y Brest S.A. de Servicios Petroleros presentaron una oferta conjunta en la licitación.
La propuesta busca potenciar la eficiencia operativa y la sostenibilidad de la producción convencional a través de un esquema de cooperación técnica y financiera de largo plazo, se indicó.
Los programas de inversión presentados comprenden trabajos en pullig, workover, perforación y el desarrollo de la recuperación secundaria y terciaria de estos reservorios convencionales.
Asesoramiento legal
El Estudio PAGBAM (Pérez Alati, Grondona, Benites & Arntsen) realizó el asesoramiento integral en el proceso de Licitación Pública Nacional 006/2025. Incluyó aspectos contractuales y regulatorios tanto de la iniciativa privada como de la oferta, incluida la estructuración del consorcio y el cumplimiento de los requisitos de la licitación.
(De izquierda a derecha) Enrique Chardon, Frank Gleeson, Ernesto Sister y David Freidzon.
El NACS (National Association of Convenience Stores) es la vidriera por excelencia para la industria minorista de tiendas de conveniencia y combustibles; la misma cuenta con miles de empresas miembro de más de 50 países.
El NACS Show de 2025 se realizó del 14 al 17 de octubre, en la ciudad de Chicago con la presencia de sus autoridades Henry Armour, Mark Wohltmann y Frank Gleeson (presidente, director y próximo presidente respectivamente).
En este ámbito y bajo el concepto “No solo Cargue y Siga: reinventando el convenience en latinoamérica” se llevó a cabo la disertación de Balko (Argentina) junto a Grupo Dislub Equador (Brasil) sobre la Evolución del Convenience Store en América Latina.
La charla abordó temas como: la diferente idiosincracia en América Latina respecto del resto del mundo; cómo impacta la matriz energética dominante en países como Brasil, México, Argentina y Chile y cuál es el “mindset” que le permite a las empresas latinoamericanas competir “mano a mano” con otras más grandes. Dejando en claro que las lecciones prácticas e ideas presentadas pueden ser aplicadas por prácticamente cualquier negocio.
David Freidzon, Gerente de Marketing del Grupo Dislub Equador, explicó que una de las claves destacadas del éxito obtenido en las estaciones de su redes es buscar ser más que un lugar donde simplemente recargar combustible, lo que se busca es ofrecer una experiencia al cliente que haga que éste permanezca más tiempo, por lo tanto aumentando las ventas. Lograr esta experiencia se logra por medio de una arquitectura que destaca y con una oferta de servicios variada y de calidad.
Las tiendas de conveniencia juegan un papel muy importante en esta ecuación, ofreciendo un lugar para quedarse y disfrutar el momento; en otras palabras: hacer foco en “lo que los consumidores necesitan” en lugar de “lo que quieren”.
Por su parte, Ernesto Sister, Jefe del Área de Retail de Balko, compartió su experiencia acerca de cómo encarar desde el punto de vista técnico el desarrollo de una imagen de marca consistente en toda una red, apoyado principalmente por los casos de éxito de AXION energy en Argentina, Paraguay y Uruguay y el de Dislub Equador en Brasil. También resaltó la importancia de diseñar pensando en distintas escalas de proyecto para adaptarse a diferentes niveles de inversión sin perder de vista la ecuación costo-beneficio.
Finalmente, Enrique Chardon, Gerente General de Balko, destacó la importancia del diseño en la pregnancia de una marca, ejemplificando este concepto con un paralelismo hecho con obras arquitectónicas que perduran en el tiempo como las pirámides, el coliseo y otros más contemporáneos convertidos en clásicos. Cómo una empresa puede adueñarse de un color, una forma, un ángulo como elemento distintivo, destacándose así de la competencia y para construir una sólida identidad de marca.
Cada día observamos más y más casos de éxito en Convenience en LATAM que no necesariamente corresponden a proyectos de grandes marcas; son las pequeñas empresas las que dan este salto de calidad utilizando como herramientas la creatividad e innovación para destacar frente a su competencia, transformando en el proceso un mercado tan particular como el latinoamericano.
Un grave incidente se registró este miércoles en una zona petrolera donde operan Pan American Energy (PAE) e YPF, a pocos metros del Lago Mari Menuco, uno de los principales abastecimientos de agua potable de la provincia de Neuquén.
Según replicaron distintos medios locales, la rotura de un ducto interno provocó una fuga masiva de hidrocarburos y gases que generó un inmenso “spray” visible de unos ocho metros de altura, la formación de charcos de petróleo sobre la vegetación y, finalmente, la contaminación directa en la orilla del lago.
La zona del incidente forma parte del yacimiento convencional de Vaca Muerta, donde se realizan tareas de fractura hidráulica (“fracking”). Las áreas Lindero Atravesado y La Angostura Sur I y II, donde se proyecta la perforación de más de 500 pozos, operan bajo decretos provinciales (Decreto 276/25 y Decreto 228/2025) emitidos sin estudios de impacto ambiental ni consulta previa a las comunidades locales.
Desde la Confederación Mapuche de Neuquén se informó que la nube tóxica pudo observarse desde las comunidades mapuches aledañas, y advirtieron que este tipo de incidentes , lejos de ser “simples fallas operativas”, representan daños irreparables al territorio, al agua y a la salud de quienes dependen de ella.
Mari Menuco y Los Barreales son las principales fuentes de agua potable de la región. Una contaminación de estos lagos podría afectar a localidades de la cuenca de los ríos Neuquén y Negro, incluyendo Neuquén capital, Plottier, Cipolletti, Allen, General Roca, Cutral Co y Plaza Huincul, entre otras.
El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa firmó el miércoles 22 de octubre un acuerdo histórico para reforzar la cobertura de los trabajadores ante accidentes fatales.
El entendimiento, firmado con las cámaras empresarias de Operaciones y Servicios Especiales en la sede del sindicato que conduce Marcelo Rucci, incorpora un nuevo artículo al Convenio Colectivo de Trabajo 644/12: el Artículo 24 bis, bajo el título “Contención familia petrolera”.
El nuevo artículo establece la creación de un seguro de vida colectivo obligatorio para todos los trabajadores comprendidos en el convenio. Este beneficio cubre las contingencias de muerte o incapacidad total y permanente, tanto en ocasión del trabajo como en el trayecto entre el domicilio y el lugar de tareas, conforme lo dispuesto por la Ley 24.557.
“Nuestra única intención fue garantizar que, si un compañero sufre un accidente grave o pierde la vida, su familia siga cobrando durante cinco años. Ojalá no tengamos que usarlo nunca, pero nos ha pasado ver familias totalmente desamparadas. Este acuerdo tiene un valor incalculable: es proteger a los nuestros en una actividad de riesgo”, destacó Rucci.
El Sindicato de Petroleros Privados firmó un acuerdo histórico que amplía la cobertura de los trabajadores ante accidentes graves o fatales. pic.twitter.com/mPYGoZHYwK
— Sindicato de Petroleros Privados (@sindpetroleros) October 22, 2025
El dirigente explicó que el proyecto demandó un trabajo técnico y legal extenso. “Fue una idea que tiramos sobre la mesa hace tiempo. Estas cosas innovadoras cuestan porque hay que argumentarlas bien, discutirlas y encontrar la mejor manera. Lo importante es que lo logramos con diálogo, con las cámaras y con las empresas, entendiendo que la responsabilidad es de todos”, señaló.
La cobertura consistirá en una asignación mensual actualizada, equivalente al último salario bruto normal, mensual y habitual devengado por el trabajador —o el promedio de los últimos seis meses, según resulte más beneficioso—. Este pago se mantendrá durante cinco años desde la fecha del fallecimiento o de la declaración de incapacidad (67 % según ART).
La prima del seguro estará íntegramente a cargo del empleador, y el beneficio será independiente de cualquier otra prestación o derecho vigente o futuro.
Rucci remarcó además el sentido humano de la medida. “Parece que se ha perdido esto de poner en valor al trabajador. Para mí, lo más importante es la gente, estar cerca, entender sus necesidades. Por eso invertimos en ambulancias, clínicas, y ahora en este seguro: todo lo que hacemos es para cuidar a la familia petrolera”, afirmó.
Finalmente, subrayó que el acuerdo se enmarca en un proceso más amplio de mejora continua. “Venimos bajando los índices de accidentes y trabajando muy bien en seguridad. Este es un paso más. Nos obliga a todos —trabajadores, empresas y dirigencia— a seguir mejorando, escuchándonos y buscando juntos la mejor manera de cuidar la vida.”
Con esta medida, el Sindicato de Petroleros Privados reafirma su compromiso con la protección integral de la familia petrolera, el fortalecimiento de los derechos laborales y la seguridad de cada trabajador y trabajadora de la actividad.
La licitación PET-3 para proyectos de transmisión en Guatemala fue declarada desierta, según pudo confirmar Energía Estratégica en base a información obtenida. El único participante del proceso no presentó toda la documentación técnica requerida, lo que impidió que fuera declarado solvente por la Junta Calificadora.
El Ministerio de Energía y Minas aún no ha confirmado si ratificará lo resuelto por la Junta, por lo que el futuro inmediato de los proyectos está sujeto a definiciones políticas. Esta situación marca un nuevo punto de inflexión en el desarrollo del sistema de transmisión, considerado estratégico para la estabilidad eléctrica del país.
Tal como lo habría anticipado el medio anteriormente, el proceso ya enfrentaba cuestionamientos por parte del sector privado, que había advertido sobre riesgos contractuales, baja bancabilidad y escasa certidumbre en la recuperación de inversiones. De hecho, la participación de un único oferente —proveniente del propio sector público— ya evidenciaba el bajo interés que generaron las condiciones del pliego.
La licitación contemplaba once proyectos que totalizan más de 230 kilómetros de nuevas líneas de transmisión, distribuidos en diferentes regiones del país. Estas obras son consideradas fundamentales para reducir los cuellos de botella del sistema, asegurar la incorporación de nueva generación renovable y mejorar la confiabilidad del servicio.
El modelo de contratación se basaba en un esquema de remuneración a través de tarifa durante un plazo de quince años, sujeto a la aprobación de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE). Esa estructura, sumada a incertidumbres legales y técnicas, fue señalada por actores privados como una de las principales barreras para presentar ofertas.
Frente al fracaso del proceso, la Ley General de Electricidad prevé alternativas que ahora deben activarse con celeridad. Entre ellas se destacan las obras por iniciativa propia —donde un desarrollador asume el proyecto con aprobación regulatoria— y los acuerdos entre partes, que permiten viabilizar infraestructura mediante consensos bilaterales sin necesidad de un concurso abierto.
El desenlace de PET-3 pone en alerta a todo el sector energético, ya que el estancamiento en la expansión de redes puede derivar en cuellos de botella críticos en los próximos años. Sin una respuesta rápida y coordinada del Estado, se comprometen los objetivos de crecimiento de la capacidad instalada, sobre todo en lo que refiere a proyectos de generación renovable que dependen de nueva infraestructura de evacuación.
Por ahora, la incertidumbre domina el escenario. La decisión final del Ministerio sobre la ratificación del fallo técnico será clave para determinar si se reinicia el proceso bajo nuevas condiciones o si se abre el camino hacia otros mecanismos de desarrollo previstos por la normativa. Lo que está claro es que la hoja de ruta de la transmisión en Guatemala deberá reformularse, con señales claras para atraer inversión privada y asegurar la ejecución efectiva de los proyectos.
“Dato mata relato”, sintetizó Alexandra Hernández, presidenta ejecutiva de SER Colombia, al describir la situación actual del mercado eléctrico que deja en evidencia la necesidad de acelerar el desarrollo de energías renovables si quiere evitar un déficit estructural de energía en los próximos dos años.
Las cifras oficiales muestran que el consumo crece al doble que la oferta, lo que obliga a tomar decisiones urgentes.
Durante su participación en el Future Energy Summit (FES) Colombia, destacó que las renovables ya representan el 12% de la capacidad instalada del país, con 85 parques de mediana y gran escala que suman 2.300 MW operativos. Hace apenas dos años, ese porcentaje no superaba el 2%.
En paralelo, el segmento de autogeneración también muestra una evolución récord: el número de proyectos identificados pasó de 9.000 a más de 21.000 en menos de un año, superando 1 GW de potencia instalada y con ahorros de entre 30% y 90% en los costos de energía para las empresas.
Otro de los datos que llamó la atención fue que el 80% de los colombianos apoya el desarrollo de energías renovables, según un estudio realizado junto al Centro Nacional de Consultoría, y que la sociedad está cada vez más informada sobre la transición energética.
Pese a la percepción de un mayor rechazo, este está concentrado en algunas regiones y en las plantas de mayor escala.
Sostener el ritmo inversor
Hernández advirtió que el tiempo corre y el país necesita dar señales claras para atraer inversión. El principal obstáculo para la directiva está en la regulación: más de 6.500 MW cuentan con conexión aprobada pero aún no logran cerrar financieramente. Para revertir esa situación, SER Colombia trabaja junto al Gobierno en tres frentes prioritarios:
Reactivar las subastas de contratos de largo plazo, recogiendo las lecciones de los procesos anteriores para ofrecer estabilidad y certidumbre a los inversionistas.
Ajustar la subasta del cargo por confiabilidad, cuyas condiciones actuales dificultan la participación de las fuentes renovables y encarecen los precios de energía.
Acelerar la regulación del almacenamiento, que ya cuenta con un primer borrador y con una cámara integrada por 18 empresas del sector, pero que requiere definiciones técnicas para integrarse efectivamente a la red y a los proyectos de autogeneración.
Cabe señalar que ya se han hecho públicas las actualizaciones de LASolar y LAEólica (en consulta) que reducen trámites sin perder rigor técnico. El objetivo es extender este modelo a la eólica, las pequeñas centrales hidroeléctricas y la transmisión, donde los tiempos administrativos siguen siendo un cuello de botella.
“Podemos tener la mejor normatividad, pero cada actor debe cumplir su rol: las empresas deben hacer bien su trabajo técnico y social, y el Estado debe responder en los plazos normativos. Si reducimos los tiempos, Colombia podrá acelerar su transición energética”, concluyó Hernández.
México oficializó este 23 de octubre las nuevas Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACGs) que regulan el otorgamiento, modificación y vigencia de permisos para la generación y almacenamiento de energía eléctrica. Emitidas por la Comisión Nacional de Energía (CNE) y publicadas en el Diario Oficial de la Federación (DOF), estas disposiciones establecen un marco unificado y obligatorio que aplica a todas las personas físicas, morales y entidades públicas que deseen desarrollar proyectos eléctricos en el país. La regulación incorpora criterios legales, técnicos y financieros y se alinea de manera estricta con los principios de planeación vinculante definidos por la Secretaría de Energía.
La publicación se da en un momento clave, tras el reciente llamado del Gobierno mexicano al sector privado para desarrollar 6000 MW de energías renovables, hecho que anticipa un incremento considerable en solicitudes de permisos. Este nuevo marco regulatorio busca brindar certeza jurídica y operativa en un contexto de transición energética donde se requiere ordenamiento, agilidad administrativa y alineamiento con la expansión planificada del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
Una de las principales definiciones de la normativa es que cualquier Central Eléctrica o Sistema de Almacenamiento con capacidad igual o superior a 0,7 MW deberá contar con un permiso expedido por la CNE. Se mantiene la excepción para generadores exentos por debajo de este umbral. La norma contempla tanto proyectos de autoconsumo como de generación para el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), así como infraestructura destinada a la exportación de energía o desarrollada en esquemas de inversión mixta entre el Estado y privados.
Para los proyectos de autoconsumo interconectado con capacidad entre 0,7 y 20 MW, se mantiene un trámite simplificado conforme al Acuerdo publicado el 6 de agosto de 2025. En estos casos, se exige documentación adicional que acredite la razón social de los usuarios, la red particular, la capacidad de inyección y los contratos de servicio si existieran varios usuarios. Asimismo, se establecen parámetros específicos para los esquemas aislados, sin conexión al SEN, exentos de presentar manifestación de impacto social si su capacidad no supera los 20 MW.
Para los proyectos dirigidos al MEM, se deben detallar el tipo de figura legal bajo el cual operarán (particulares, públicos o mixtos), el tipo de tecnología, la capacidad instalada en corriente alterna y directa, el consumo de combustible en caso de aplicar, y el programa de obras desglosado por etapas. En los casos de producción de largo plazo, se debe presentar el contrato correspondiente con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y acreditar que la totalidad de la energía será destinada a esta empresa pública. En esquemas de inversión mixta, se debe demostrar que la CFE mantiene una participación igual o superior al 54% en el proyecto.
Respecto al almacenamiento, la nueva regulación establece los requisitos técnicos, documentales y financieros específicos para obtener permisos. Los solicitantes deben presentar diagramas unifilares, fichas técnicas de los sistemas, cronogramas de ejecución, planes de operación comercial y documentación que respalde la capacidad técnica y financiera para ejecutar el proyecto. Además, es obligatorio contar con resultados del Estudio de Impacto o su versión rápida, elaborados por el CENACE, para verificar la viabilidad de interconexión al SEN.
Uno de los pilares de la normativa es el robustecimiento de los requisitos financieros y técnicos. Los interesados deberán demostrar experiencia en proyectos similares, presentar estados financieros auditados de los últimos dos años, y entregar un plan de financiamiento completo que incluya flujos netos de capital, esquema de inversión, aportaciones y cartas de intención o de crédito irrevocable que garanticen la ejecución del proyecto. Todo esto se acompaña de un plan de negocios detallado con proyecciones de rentabilidad, costos operativos, tasas de retorno y análisis de riesgo.
La solicitud de permisos deberá realizarse a través de la Oficialía de Partes Electrónica (OPE) de la CNE, en formatos oficiales que incluyen tanto información jurídica como técnica del proyecto. La documentación exigida varía según se trate de una persona física, moral, dependencia estatal o empresa pública, pero en todos los casos se requiere acreditar la personalidad jurídica, situación fiscal, capacidad legal y técnica, y el conocimiento y compromiso con el marco regulatorio aplicable.
Una vez presentada la solicitud, el procedimiento de evaluación tiene un plazo máximo de 60 días hábiles, conforme a lo dispuesto en el artículo 25 del Reglamento de la Ley del Sector Eléctrico. La CNE podrá autorizar, requerir información complementaria, o negar la solicitud si se identifican riesgos para la accesibilidad, seguridad o sostenibilidad del sistema, o si la documentación es insuficiente o contiene datos falsos. Las negativas deberán estar debidamente fundadas y motivadas.
Otro aspecto central es la determinación de la vigencia de los permisos, la cual queda sujeta al tipo de figura y modalidad del proyecto. Para los permisos de autoconsumo, la vigencia será de 20 años. Los proyectos orientados al Mercado Eléctrico Mayorista tendrán una vigencia de 25 años, mientras que los desarrollados bajo esquemas mixtos podrán alcanzar hasta 30 años. En el caso de migraciones de centrales en operación, se otorgarán 15 años adicionales, sumados al periodo restante del permiso original, con un límite máximo de 30 años. Por su parte, las centrales migradas que aún no estén en operación tendrán una vigencia de 20 años si corresponden a autoconsumo y de 25 años si se destinan al MEM.
El acuerdo también regula las condiciones para modificar permisos existentes, ya sea por cambios técnicos, actualizaciones legales, cesiones, migraciones, fusiones o escisiones. En cada caso, se deberá presentar la documentación soporte y seguir los procedimientos establecidos. Se aclara que no se podrá iniciar la construcción de infraestructura sin haber obtenido primero la autorización definitiva en materia de impacto social emitida por la Secretaría de Energía, y sin que esta haya sido notificada formalmente a la Comisión Nacional de Energía.
Con estas nuevas disposiciones, el Gobierno mexicano consolida una estrategia regulatoria que busca compatibilizar la apertura a la inversión privada con la seguridad y eficiencia del sistema eléctrico nacional, en línea con los objetivos de confiabilidad y sostenibilidad. La inclusión de la planeación vinculante como eje de evaluación y otorgamiento de permisos marca un cambio de fondo, orientado a garantizar que cada proyecto esté alineado con la expansión ordenada del SEN y que cuente con los elementos necesarios para ejecutarse de forma responsable.
Esta actualización normativa representa un avance sustantivo en la modernización del marco regulatorio del sector eléctrico mexicano, al definir con claridad los requisitos, procesos y criterios que deben seguir todos los actores del ecosistema energético nacional. En un escenario de crecimiento de renovables, apertura al sector privado y presión por cumplir metas climáticas, las DACGs permitirán a desarrolladores, inversores e instituciones públicas operar bajo reglas claras, transparentes y orientadas al cumplimiento técnico y estratégico.
Costa Rica enfrenta un momento clave para redefinir su estructura energética. Pese a contar con una de las matrices más limpias del continente, los marcos regulatorios actuales limitan la expansión de proyectos renovables de gran escala, especialmente en energía solar. Así lo advirtió Jorge Dengo, vicepresidente de la Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), durante el segundo día del Future Energy Summit (FES) Colombia, donde participó en el panel sobre sinergias regionales para acelerar la transición energética.
“Costa Rica tiene hoy dos esquemas de participación privada, uno de IPPs puros hasta 20 MW y otro BOT de hasta 50 MW, pero el Estado dejó de usar el segundo hace más de una década”, explicó Dengo.
Ante este panorama, desde la organización impulsan una reforma estructural que ya se debate en el Congreso. La propuesta busca habilitar proyectos mayores, fomentar la competencia con el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) y permitir contratación directa entre privados.“Se requiere un cambio en la ley de generación privada que permita incorporar proyectos más grandes”, señaló.
La base del sistema costarricense ha sido históricamente renovable. El 15% de la generación actual es geotérmica y el 12% corresponde a fuentes eólicas. Sin embargo, la expansión solar de gran escala apenas comienza a activarse.
“Solar Utility Scale es donde estamos muy rezagados. Recién en 2023 se hizo la primera subasta para proyectos de hasta 20 MW”, reconoció.
Esto se debe, en parte, a que la participación privada ha sido limitada tanto por la normativa como por la estructura del sistema, dominado por un operador verticalmente integrado. Aunque hay avances en generación distribuida, la escala industrial aún está restringida por ley.
Uno de los ejes del proyecto que impulsa ACOPE es habilitar contratos entre generadores privados y grandes consumidores, una práctica común en otros mercados. “Parte de la intención es que pueda haber contratos con grandes clientes”, indicó. La Cámara de Industrias de Costa Rica respalda esta iniciativa, pero algunas distribuidoras estatales, municipales y cooperativas han mostrado reticencias.
Además, se busca separar las funciones del operador del sistema. Actualmente, una misma entidad administra la planificación, comercialización y el despacho. La reforma plantea que el Ministerio asuma la planificación y que el despacho y la comercialización estén a cargo de un operador independiente.“Se necesita independencia para que el sistema funcione en beneficio del país y no de una sola entidad”, planteó.
ACOPE también mira hacia el plano regional. Centroamérica cuenta con una interconexión de 300 MW que conecta Guatemala con Panamá, pero no opera a plena capacidad por limitaciones internas en algunos países. Además, la conexión entre Panamá y Colombia permitiría unir eléctricamente América del Norte con Sudamérica, un hito sin precedentes.
Para Dengo, la clave está en el alineamiento regulatorio y una voluntad política coherente a largo plazo, más allá de los ciclos de gobierno. En ese escenario, el sector privado tiene un rol clave en la construcción de consensos.“Nuestra tarea como gremios es educar a reguladores y políticos, influir en regulaciones y políticas de Estado para que se logre la interconexión”, remarcó.
También destacó el impacto sistémico de esta apertura: fortalece las redes eléctricas y facilita el intercambio económico entre países.“La interconexión da robustez a las redes y facilita el intercambio económico entre países”, resumió.
Con esta reforma en curso, Costa Rica podría habilitar una nueva etapa para su sector energético, con mayor participación del sector privado, reglas claras, competencia transparente y mejores condiciones para integrar nuevas renovables.
América Latina y el Caribe (ALC) alcanzaron en junio de 2025 el mayor índice de generación renovable del año: un 71% de su electricidad provino de fuentes limpias, de acuerdo con el informe mensual publicado por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). El dato se ubicó apenas dos puntos por debajo del récord alcanzado en 2024, cuando la renovabilidad marcó un 73%.
Este aumento se dio incluso en un mes donde la generación total cayó un 6% respecto a mayo. La razón: las fuentes fósiles disminuyeron su participación en mayor proporción que las renovables, lo que elevó el índice general de renovabilidad. “La estructura de generación de ALC mantiene una alta proporción de renovables, liderada por la hidroenergía, la eólica, la solar y la bioenergía”, destacó OLADE.
Actualmente, la región presenta una de las matrices eléctricas más limpias del mundo. Esto se explica no solo por la histórica dependencia de la hidroelectricidad, sino también por una integración progresiva de otras fuentes renovables en los últimos años, en especial la solar y eólica en países como Chile, Brasil, México o Uruguay.
En ese contexto, la hidroelectricidad mantuvo su dominio con un 51,3% de participación. En comparación interanual, fue la fuente que más creció, con 16,3 TWh adicionales frente a junio de 2024, gracias a condiciones favorables de precipitaciones y caudales. “La hidroelectricidad mantiene la hegemonía sobre las otras fuentes”, sostuvo la organización, que señaló también que el gas natural y la hidráulica juntas representaron el 72% de la matriz.
Un punto distintivo del mes fue el desempeño de la bioenergía, que fue la única fuente que creció respecto a mayo. Aumentó 32% en un solo mes, aportando 2 TWh adicionales al sistema. Su participación subió del 3,1% al 4,3%, consolidando una tendencia creciente. Según OLADE, esta categoría incluye biogás, biomasa sólida y biocombustibles líquidos.
El informe identificó a nueve países que superaron el índice promedio regional del 71%. Paraguay y Costa Rica alcanzaron el 100% de generación renovable, seguidos por Uruguay con un 98%. Completan el grupo Brasil (95%), Venezuela (92%), Colombia (91%), Ecuador (90%), Belice (77%) y Panamá (71%).
“La mayoría de estos países mantiene estructuras eléctricas altamente renovables, con predominancia hidráulica complementada por solar, eólica o biomasa”, explicó la organización.
En la comparación semestral acumulada de los últimos tres años (enero-junio de 2023, 2024 y 2025), se observó un crecimiento promedio del 7% anual en la generación eléctrica de la región. Solo la hidroenergía mostró una tendencia creciente sostenida. Las demás fuentes renovables tuvieron variaciones sin un patrón definido, mientras que el uso de petróleo fue el más inestable.
Estos indicadores permiten a gobiernos, empresas eléctricas y organismos multilaterales evaluar en tiempo real la evolución de la transición energética. El índice de renovabilidad, en particular, se consolida como una herramienta útil para medir el peso de las tecnologías limpias y orientar políticas públicas hacia una matriz descarbonizada.
Para OLADE, disponer de información mensual como esta permite una evaluación integral del sistema eléctrico y mejora la toma de decisiones en planificación energética.
“Disponer de información mensual sobre generación eléctrica es de importancia estratégica para un seguimiento y evaluación integral del sistema”, subrayó la entidad. También remarcó que el sector eléctrico es un eje del desarrollo económico, social y ambiental de los países de ALC, y que estos avances en renovabilidad fortalecen la transición energética en la región.
Brasil otorgó el miércoles los derechos de exploración de cinco bloques petroleros en aguas profundas de altamar, dos días después de que la estatal Petrobras recibiera luz verde para perforaciones exploratorias marítimas cerca de la Amazonía.
La decisión confirma la apuesta del país sudamericano por el petróleo, criticada por ambientalistas a pocos días de la conferencia climática COP30 de la ONU en la ciudad amazónica de Belém. Las subastas sumaron en total 103,7 millones de reales (unos 19,2 millones de dólares).
De siete bloques ofertados, que se ubican frente a Rio de Janeiro y Sao Paulo (sureste), cinco fueron adjudicados, y varios grandes grupos extranjeros obtuvieron derechos de exploración, entre ellos, la noruega Equinor y la china Cnooc.
Estos bloques se encuentran en la zona del “presal”, donde hay yacimientos de potencial gigantesco ubicados en aguas muy profundas, bajo una gruesa capa de sal. Las empresas ganadoras se comprometieron a destinar una parte de sus beneficios al Estado brasileño.
“Estamos muy satisfechos con el resultado, que supera nuestras expectativas”, dijo en conferencia de prensa Artur Watt, director general de la Agencia Nacional del Petróleo (ANP), el organismo público que organiza las subastas.
La Ley 32249 representa un cambio estructural en el sector eléctrico peruano al introducir un principio fundamental: la competencia. Así lo sostuvo Roberto Tamayo Pereyra, exdirector general de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas (MINEM), durante su exposición en el panel “Conversación Destacada: Política energética y visión renovable del Perú al 2050” en el evento FES Perú.
Según Tamayo, uno de los avances más importantes de esta nueva legislación es que permite separar la contratación de energía y potencia por bloques horarios, lo que genera una mayor apertura del mercado. “Tal vez lo más importante del espíritu de la ley es que esta genera un principio de competencia”, manifestó el exfuncionario.
Para Tamayo, esta medida puede transformar estructuralmente el diseño de mercado. En comparación con otros países de la región, señaló que en Chile los contratos vinculan directamente la potencia con la energía, mientras que en Perú esta separación abre oportunidades de entrada para nuevos actores y contribuye a bajar los precios mediante mecanismos más competitivos. “Se necesitan más actores para hacer más competitivo al mercado, y eso es un ganar-ganar”, planteó.
Este diseño también permitiría, según su visión, disipar temores sobre una eventual sobreoferta o baja demanda, ya que facilita una asignación eficiente y flexible de los recursos.
Más allá de los avances normativos, Tamayo advirtió que la regulación por sí sola no basta: es indispensable contar con un plan energético estructurado y de largo plazo. En contraste con países como Chile, donde existe una hoja de ruta clara, Perú aún opera con “planes que se mueven en ventana móvil y no son muy difundidos”, lo que complica la toma de decisiones estratégicas tanto para el Estado como para los inversionistas.
Otro de los ejes urgentes señalados por Tamayo fue la planificación técnica para la seguridad del sistema, especialmente en lo referido a los servicios complementarios. A su juicio, todos los actores deben asumir su rol en el sostenimiento operativo del sistema. “La seguridad es tarea de todos”, enfatizó. Asimismo, sostuvo que debe haber un sinceramiento de los costos de la flexibilidad, especialmente en centrales que asumen esa responsabilidad. “Se tiene que sincerar los costos que irroga la flexibilidad en las centrales que la desarrollan”, indicó.
En este contexto, resaltó la necesidad de construir una matriz energética equilibrada en la que todas las tecnologías —renovables, hidráulicas y térmicas— jueguen un rol esencial para garantizar la confiabilidad. “Los sistemas no van a poder sobrevivir sin hidráulicas y sin térmicas”, afirmó, en línea con experiencias observadas en mercados como Alemania, Australia o Chile.
Finalmente, Tamayo subrayó la importancia de avanzar con propuestas estructurales ya elaboradas por la Comisión Multisectorial de Reforma del Subsector Electricidad, entre ellas la creación de un regulador independiente, que permita proteger al sector de vaivenes políticos y garantizar decisiones técnicas en la implementación normativa.
“Después de casi 19 años sin reforma, es importante que esta exista para afrontar temas como los servicios complementarios, el almacenamiento y la flexibilidad”, concluyó ante un auditorio que, según sus palabras, debe prepararse para competir con reglas claras, eficiencia operativa y visión de largo plazo.
Costa Rica enfrenta un cambio estructural en su modelo energético distribuido. Tras más de una década de protagonismo solar, el almacenamiento con baterías emerge como el nuevo estándar tecnológico para hogares, pymes e industrias, desplazando a los sistemas fotovoltaicos tradicionales. Así lo plantea GoSolar, una de las compañías líderes del mercado, con un 25% de participación en generación distribuida interconectada.
“El trono que tenían los sistemas fotovoltaicos como los reyes de la generación distribuida está viéndose desafiado por los sistemas fotovoltaicos con almacenamiento”, explicó Alberto Rodríguez, CEO de la firma, en conversación con Energía Estratégica. El ejecutivo detalló que esta transformación responde a una combinación de factores globales y locales, entre ellos la caída de precios en baterías, un entorno financiero más accesible y una demanda creciente por independencia energética.
El impulso del almacenamiento se disparó tras un golpe regulatorio que alteró el ritmo de crecimiento solar. Rodríguez recordó que la entrada en vigor de la Ley 10086 y las nuevas tarifas definidas por ARESEP modificaron las condiciones para pequeños consumidores.
“Duplicaron los paybacks al agregar el bien llamado “Impuesto al Sol”, que es la tarifa de acceso. Básicamente vuelve casi inviables los sistemas para todos los pequeños consumidores”, afirmó.
La consecuencia fue clara: menor número de nuevos usuarios conectados a sistemas solares tradicionales. “Menos de 3000 kWh por mes es más de dos tercios del país. Naturalmente, la cantidad de nuevas personas conectándose tuvo que ir a la baja”, precisó. En contraste, las importaciones de baterías se duplicaron en 2024 respecto a 2023, y 2025 ya superó al año anterior, reflejando un nuevo ciclo tecnológico. “Estamos en un punto donde el almacenamiento hoy está donde estaba la generación fotovoltaica hace unos 10 o 12 años”, indicó.
GoSolar destacó el valor del almacenamiento conectado a red: “Los clientes pueden atacar ahora no solo los rubros de energía, sino también los cobros por potencia, conocidos como cobros por demanda”, señaló Rodríguez. Esto abre una nueva vía de ahorro: “El cobro por demanda puede rondar el 40 al 60% de la factura y antes no podías atacarlo”, sostuvo. Las proyecciones son contundentes: “Teniendo resultados de ahorro impresionantes y paybacks incluso menores a los 3 años, que es algo que ni en la mejor época de solar habíamos visto”, agregó.
Desde la visión de GoSolar, esta evolución tecnológica está transformando el rol del usuario en la red. “Veo un futuro donde difícilmente estemos instalando solo sistemas solares para un cliente”, advirtió Rodríguez. “Vas a estar instalando en todos los sitios solar con almacenamiento”.
El ejecutivo planteó que descentralizar la red permite reducir pérdidas por transformación y distribución, y evita grandes inversiones estatales. “Lo que nosotros proponemos es un modelo donde sean los usuarios de la red quienes hagan estas inversiones. Se financian a través del ahorro de sus facturas energéticas”, explicó.
Además, remarcó que este modelo es esencial para permitir la electrificación de sectores aún altamente dependientes de combustibles fósiles. “El sector transporte representa casi un 50% del consumo energético del país y está totalmente dependiente de gasolina, diésel y petróleo”, alertó. “Cada vez que estamos instalando paneles, cada vez que estamos poniendo baterías, estamos creando la infraestructura necesaria para que el país logre electrificar la flota vehicular y enfrentar los desafíos que se avecinan”.
Lejos de enfrentar barreras financieras, GoSolar identificó al financiamiento como un factor catalizador. Rodríguez subrayó el rol de la banca local: “Promérica, el BAC y el Banco Nacional han sacado líneas bastante atractivas para este tipo de financiamientos”.
Según el CEO, el verdadero reto está en la ejecución comercial: “El auge que se avecina en energía, en almacenamiento y en generación necesita ser aprovechado por EPCistas, instaladores, vendedores de alta calidad”. Como muestra del momento que vive el mercado, la empresa duplicó el tamaño de su equipo de ventas en los últimos tres meses. “Realmente los clientes ya confían en la tecnología. Estas son tecnologías probadas por décadas. El costo de los productos ya está ahí. Ya no vemos los problemas en el supply chain”, añadió.
La firma tiene previsto ejecutar un pipeline de 20 millones de dólares en proyectos híbridos entre 2025 y 2026. “Ese es el nivel de certeza que tengo en el mercado”, expresó Rodríguez. A enero de 2025, ya había instalado más de 25 MW, sobre un total de 100 MW reportados en el país.
Como siguiente paso, GoSolar apunta a expandirse a nivel regional. “Ya hemos mandado en dos ocasiones personas a Panamá. La legislación es tremendamente más amigable que la de Costa Rica”, indicó Rodríguez. También mencionó oportunidades activas en República Dominicana, Honduras y Guatemala.
El gerente de ventas, Khristopherson Agüero, destacó que la compañía ya cuenta con las capacidades operativas necesarias para ese salto regional: “Tenemos más de 80 colaboradores a tiempo completo. Hemos llegado a ser 110. Somos una empresa elástica con capacidad de crecer”. Y reforzó: “Ya hemos generado una estructura de procesos robusta, que es lo que definitivamente nos va a servir como plataforma para esa expansión”.
Agüero sostuvo que el mercado ya está maduro: “No es una moda, no es greenwashing. Es un caso de negocio muchísimo más robusto que el status quo”. Para el ejecutivo, la experiencia técnica y operativa es hoy la principal ventaja competitiva. “Ya no estamos explicando qué es un panel. Ahora los clientes preguntan por logística, retorno y respaldo del EPC”.
Con 12 años de trayectoria, equipo técnico completo y una hoja de ruta clara, GoSolar apuesta por consolidarse como líder en la nueva etapa energética de Costa Rica. “Estamos en modo productivo: ejecutar, cerrar, construir, interconectar”, concluyó Agüero. “Es una posición privilegiada para estar”.
El Gobierno de Río Negro, a través de la empresa estatal Transcomahue, realizó la apertura de sobres para adquirir dos transformadores de potencia que reemplazarán equipos de más de 40 años en Cinco Saltos y Señal Picada.
Con una participación récord de siete oferentes, la transportista estatal avanza en su plan de modernización del sistema eléctrico provincial bajo su jurisdicción. Ayer se llevó a cabo la apertura de sobres técnicos para la compra de dos transformadores de potencia de 15 MVA. La apertura de las ofertas económicas está prevista para el 12 de noviembre, cuando se conocerán las propuestas finales para la adjudicación.
Los nuevos equipos se instalarán en las estaciones transformadoras de Cinco Saltos y Señal Picada (cercana a Catriel), donde reemplazarán máquinas con más de cuatro décadas de servicio que han cumplido su vida útil.
Se presentaron propuestas de siete empresas nacionales: Artrans SA, Tadeo Czerweny SA, Faraday SA, Vasile y Cia SACI, Los Conce SAIMCIYF, Fohama Electromecánica SRL y Tubos Trans Electric SA, demostrando el interés y la confianza del sector en las políticas energéticas provinciales.
Esta inversión permitirá fortalecer la infraestructura eléctrica de la provincia, asegurando un suministro estable, eficiente y confiable, y reduciendo el riesgo de interrupciones por fallas en equipos antiguos.
El Gobierno de Santa Cruz, a través del Ministerio de Energía y Minería y la empresa estatal FOMICRUZ S.E., llevó adelante la apertura del Sobre B, conteniendo la oferta económica presentada por la Unión Transitoria de Empresas (UTE) conformada por siete compañías para la explotación de diez áreas maduras ubicadas en la Cuenca del Golfo San Jorge, como parte del proceso de cesión iniciado tras el acuerdo entre la Provincia e YPF.
El ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, destacó que la propuesta representa una inversión total de 1.259,9 millones de dólares, a ejecutarse durante el período 2026-2031, lo que implica más de 200 millones de dólares anuales, superando ampliamente los niveles de inversión registrados en los últimos años.
“Esta inversión permitirá incrementar la producción, mejorar el trabajo y estabilizar el flanco norte de Santa Cruz”, afirmó Álvarez, agregando que el proceso administrativo “culminará con la adjudicación de las áreas para que el 1° de diciembre las empresas continuadoras tomen posesión, comiencen a invertir y garanticen la continuidad laboral en la región”.
El ministro subrayó que esta nueva etapa apunta a “llevar tranquilidad, paz y estabilidad laboral a las comunidades de Las Heras, Pico Truncado, Caleta Olivia, Koluel Kaike y Cañadón Seco, fortaleciendo la producción hidrocarburífera con conocimiento, experiencia y compromiso local”.
Asimismo, Álvarez remarcó la importancia de que “YPF continúe invirtiendo en el sur de la provincia, especialmente en las tres perforaciones proyectadas en Palermo Aike, nuestra Vaca Muerta santacruceña”, y señaló que la provincia se prepara para una nueva etapa de expansión energética tanto en el norte como en el sur.
Convenio entre YPF y la UBA para el relevamiento de pasivos ambientales
En otro tramo de sus declaraciones, el titular de la cartera energética anunció que este viernes se firmará en Buenos Aires un convenio entre YPF y la Universidad de Buenos Aires (UBA) para la realización de un relevamiento integral de pasivos ambientales en las áreas cedidas, en el marco del compromiso asumido por la operadora nacional con la Provincia.
“Es importante resaltar que YPF continuará trabajando en dos ejes fundamentales: el abandono de pozos y el saneamiento ambiental, ambos con cifras muy significativas”, explicó Álvarez. “La UBA, un organismo público y de reconocido prestigio científico y tecnológico, será la encargada de conducir este relevamiento, e YPF contará con un plazo máximo de cinco años para concretar la remediación total de los pasivos que deja en su retirada”, agregó.
Finalmente, el ministro destacó que “a partir del 1° de diciembre, el flanco norte de Santa Cruz contará con nuevas empresas operadoras que impulsarán la producción e inversión, mientras que YPF continuará trabajando durante los próximos cinco años en sus compromisos ambientales y de cierre de pozos, consolidando así una transición ordenada, responsable y beneficiosa para la provincia”.
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 03/11/2025 al 16/11/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 44 ofertas por un volumen total diario de 49.280.000 m3, con Precios Promedio Ponderados de u$s 2,04 en el PIST y de u$s 2,63 en el Gran Buenos Aires. Los precios en el PIST fueron desde u$s 0,61 hasta u$s 2,53 por Millón de BTU, en tanto que los precios en el GBA fueron desde u$s 1,01 hasta u$s 3,41 el MBTU, según la cuenca de orígen.
Desde Neuquén llegaron 14 ofertas, por un total de 16.900.000 m3/día. Desde Santa Cruz se formularon 8 ofertas que totalizaron 7.190.000 M3/día. Desde Tierra del Fuego llegaron 10 ofertas por un total de 13.800.000 m3/día. Desde Chubut 6 ofertas por 6.590.000 m3/día, y desde la cuenca Noroeste 6 ofertas por un total de 4.800.000 m3/día.
El Sindicato de Petroleros Privados firmó un acuerdo histórico que amplía la cobertura de los trabajadores ante accidentes graves o fatales. 
