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.
En junio de 2025, la generación eléctrica total en América Latina y el Caribe (ALC) sufrió un decrecimiento del 6 % respecto al mes de mayo debido a una menor demanda de electricidad, informó el reporte de generación eléctrica de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).
En junio último, América Latina y el Caribe generó 159 teravatios hora (TWh) de electricidad, con 71 % proveniente de fuentes renovables.
La hidroelectricidad mantuvo su liderazgo con un 51,3% de participación, seguida del gas natural (20,4%), la eólica (10,1%) y la solar (4,8%), consolidando una matriz regional mayoritariamente limpia.
A pesar de la reducción mensual del 6 % respecto a mayo, el informe destaca un crecimiento interanual del 5 % frente a junio de 2024. La hidroelectricidad fue la fuente de mayor expansión, con 16,3 TWh adicionales en los últimos doce meses, impulsada por condiciones hídricas favorables. Por el contrario, el gas natural registró la mayor contracción, con 7,7 TWh menos que el año anterior.
Cabe destacar que, en junio de este año, todas las fuentes han reducido su aporte a la generación total en valores absolutos con respecto al mes anterior, con excepción de la bioenergía, la cual lo incrementó en 2 TWh.
El reporte subraya además que nueve países de la región superaron el índice regional de renovabilidad, entre ellos, Paraguay y Costa Rica que alcanzaron el 100 %, seguidos de Uruguay (98 %), Brasil (95 %) y Colombia (91 %).
Según OLADE, estos resultados confirman el liderazgo regional en generación renovable y evidencian una tendencia sostenida de crecimiento del 7 % anual en la producción acumulada de energía eléctrica durante los últimos tres años.
Descarga el reporte en el siguiente enlace: https://www.olade.org/publicaciones/octubre-2025-reporte-n-7-generacion-electrica-en-america-latina-y-el-caribe/
La empresa estatal FOMICRUZ S.E. consolida su liderazgo en la gestión energética provincial, al encabezar la etapa final del proceso de licitación de las diez áreas hidrocarburíferas que hasta hace poco eran operadas por YPF S.A. en la Cuenca del Golfo San Jorge.
La apertura de la oferta económica, realizada en el marco de la Licitación Pública N° 006/2025, representa un hito histórico para la provincia, marcando el inicio de una nueva etapa de inversión, producción y generación de empleo en el norte santacruceño.
La Unión Transitoria de Empresas (UTE) conformada por Patagonia Resources S.A., Clear Petroleum S.A., Quintana E&P Argentina S.R.L., Quintana Energy Investments S.A., ROCH Proyectos S.A.U., Brest S.A. y Azruge S.A., presentó una oferta de 1.259 millones de dólares, inversión a ejecutar en un plazo de seis años, con el compromiso de mantener los puestos de trabajo, absorber contratos existentes y garantizar la continuidad operativa de los yacimientos maduros.
El acto fue encabezado por el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, junto al presidente de FOMICRUZ, Oscar Vera, su vicepresidente, Juan Carlos Berasaluce, y los integrantes de la Comisión Evaluadora. Se espera que la adjudicación definitiva se concrete en el mes de diciembre, momento en el que las empresas adjudicatarias tomarán posesión de las áreas.
En este contexto, Oscar Vera destacó la trascendencia del proceso y el papel clave de la empresa estatal: “Nos encontramos en la etapa final de la licitación más significativa de nuestra trayectoria. Este proceso marca el inicio de una nueva era para el desarrollo energético y minero de Santa Cruz. Es un paso que consolida la presencia del Estado en el corazón de la producción y reafirma nuestra soberanía sobre los recursos estratégicos de la provincia”, sostuvo.
El titular de FOMICRUZ remarcó que esta instancia abre un nuevo ciclo de oportunidades e inversión, apuntando a fortalecer la participación provincial en el negocio energético y a generar un impacto directo en el empleo y la economía regional.
“Este hito inaugura un nuevo ciclo de oportunidades para Santa Cruz, con una mirada centrada en la producción responsable, la sustentabilidad y el desarrollo local”, expresó Vera.
Con esta licitación, FOMICRUZ reafirma su rol estratégico como instrumento de desarrollo del Estado santacruceño, impulsando políticas que promueven la transparencia, la inversión privada responsable y la participación de los trabajadores y las comunidades locales en la cadena de valor energética.
YPF anunció la incorporación de Azul 32, la modalidad de carga por surtidor en 80 estaciones de servicio distribuidas en distintas regiones del país. La nueva modalidad de carga en surtidor es una evolución respecto al formato tradicional en bidones y ofrece:
Mayor comodidad y rapidez en la carga.
Mejor precio por litro comparado con el bidón.
Identificación clara en corredores clave, facilitando el acceso al producto
La nueva modalidad busca simplificar el proceso de carga para transportistas y operadores logísticos, al permitir el abastecimiento del agente reductor en la misma isla que el combustible.
Azul 32 cumple con la norma internacional ISO 22241, que regula el manejo y conservación de este tipo de productos, destinados a reducir las emisiones de óxidos de nitrógeno en motores diésel mediante sistemas de reducción catalítica selectiva.
YPF fue la primera empresa argentina en comercializar este insumo en estaciones de servicio, y también en obtener la licencia AdBlue®, marca registrada por la Asociación Alemana de la Industria Automotriz (VDA), tras certificar su sistema de producción, transporte y distribución.
El producto también está disponible mediante el programa YPF Ruta, orientado a la gestión de flotas de transporte, y se complementa con otros productos para vehículos pesados como Infinia Diesel y Extravida.
¿Qué es Azul 32?
Azul 32 es un agente reductor de emisiones de óxidos de nitrógeno, que actúa evitando que estos gases contaminantes provenientes de la combustión pasen a la atmósfera, destinado a vehículos Diesel pesados equipados con sistemas de reducción catalítica.
YPF junto con azul 32, Infinia Diesel, y Extravida conforman una oferta integral que gracias a sus funciones específicas ayudan a proteger los vehículos pesados y el medio ambiente.
Las exportaciones de energía de la Argentina, principalmente impulsadas por la suba de la producción de petróleo y gas de Vaca Muerta, están mostrando cada vez mejores resultados y son clave para el superávit de la balanza comercial general del país.
En septiembre, Argentina alcanzó los USD 776 millones de saldo positivo en la balanza comercial energética, totalizando USD 5.368 millones en lo que va del año. Esto es posible gracias a un crecimiento del 13,1% interanual en las exportaciones y una caída del 20,5% en las importaciones.
En septiembre, Argentina alcanzó los USD 776 M de saldo positivo en la balanza comercial energética, totalizando USD 5.368 M en lo que va del año.
Esto es posible gracias a un crecimiento del 13,1% interanual en las exportaciones y una caída del 20,5% en las importaciones. pic.twitter.com/Bi3vX3A91B
En el desglose del noveno mes del año, las exportaciones de energía acumularon US$ 967 millones, marcando una suba de 25% respecto al mismo mes del año pasado. En tanto, las importaciones del sector energético fueron US$ 191 millones, que implicaron un incremento de 3,9% interanual.
Los datos son oficiales y fueron difundidos este martes por la Secretaría de Energía en base a información del INDEC.
El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, encabezó el pasado martes por la tarde la presentación de la obra de ampliación del Gasoducto Cordillerano Patagónico, que implica la instalación de dos nuevas plantas compresoras en las localidades de Alto Río Senguer y Gobernador Costa; y de una nueva planta en la localidad de Holdich, a partir de las gestiones impulsadas por el mandatario junto a sus pares de Neuquén, Rolando Figueroa, y de Río Negro, Alberto Weretilneck, fomentando el desarrollo regional.
El proyecto, que demandó una inversión total de 50.600 millones de pesos entre las tres provincias, incluyó la obra de interconexión entre el Gasoducto Patagónico Cordillerano y el Gasoducto General San Martín, postergada durante dos décadas y finalmente concretada.
Dicha obra brindará una solución definitiva a la problemática de las factibilidades en la región, aportando confiabilidad al sistema y garantizando el abastecimiento de gas natural, permitiendo a su vez la incorporación de 12 mil nuevos usuarios de Chubut, Neuquén y Río Negro, luego de la suspensión en la entrega de nuevas conexiones desde 2022.
El acto se llevó a cabo en las instalaciones de la planta compresora ubicada en Gobernador Costa, y acompañaron al mandatario el vicegobernador Gustavo Menna; la diputada nacional Ana Clara Romero; el gobernador Río Negro, Alberto Weretilneck, quien participó a través de conexión por videollamada; el presidente de Camuzzi, Jaime Barba; el intendente local, Miguel Gómez; y sus pares de Río Pico, José de San Martín; Cholila; Alto Río Senguer; Sarmiento; El Hoyo y Tecka; funcionarios del Gabinete y autoridades provinciales.
“La Patagonia es el motor energético del país”
Torres destacó que la obra “es un logro muy importante para todos nosotros y una obra fundamental para la Patagonia”, señalando que las provincias de Chubut, Neuquén y Río Negro “no solo tienen superávit energético, sino que, además, son el motor energético de la Argentina”.
“El país se calefacciona gracias a la energía que generamos en la Patagonia, por eso nos preguntábamos cómo podía ser que tuviéramos pueblos sin acceso a algo tan básico e indispensable como lo es el gas”, planteó el mandatario, resaltando el rol “de todos los intendentes de la zona, que saben muy bien y de primera mano lo que implicaba esta problemática, que muchas veces dejó a chicos sin clases por falta de presión de gas y que también impedía otorgar factibilidad técnica a viviendas por el mismo motivo”.
“Lo importante es haber podido trabajar en conjunto y concretar estas obras que parecían imposibles, lo que hoy nos permite decirle a los pueblos de Chubut, Río Negro y Neuquén, que este es el último invierno sin factibilidad para acceso al gas”, expresó el titular del Ejecutivo, anticipando que “más de 12 mil familias van a ser beneficiadas por esta obra tan importante”.
Por otro lado, Torres recordó que “esta obra la empezamos a gestionar desde el Congreso, y es fundamental que nuestros representantes legislativos tengan como prioridad absoluta, defender los intereses de las provincias que hoy nos estamos haciendo cargo, incluso de lo que le corresponde a la Nación” y resaltó la labor de los diputados nacionales “que representan a nuestras provincias y que han sido un brazo fundamental para lograr lo que hoy estamos logrando en conjunto, hermanados entre Chubut, Río Negro y Neuquén; pero, por sobre todo, demostrando que cuando los patagónicos trabajamos espalda con espalda, podemos demostrarle a la Argentina que las cosas suceden”.
“Con responsabilidad, austeridad y, sobre todo, con convicción, esta obra, de más de 50 mil millones de pesos, va a finalizar antes del próximo invierno”, aseguró el Gobernador, puntualizando que “la etapa más importante ya se logró, que es la conexión del Gasoducto Patagónico Cordillerano con el Gasoducto General San Martín y que nos va a permitir garantizar que el invierno que viene, ninguna de las familias que padecen la falta de gas, tengan que volver a atravesar por lo mismo”.
Una obra necesaria para la región
El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, expresó que “esta es una alegría enorme y un logro de ‘Nacho’ como el principal artífice de esta obra, que para nuestra provincia y para la región es sumamente importante” y mencionó que “esta es una muestra más de lo que podemos hacer los patagónicos cuando estamos unidos”.
“La Patagonia produce el 98% del gas del país, el 96% del petróleo, el 60% de la energía eólica y el 20% de la energía hidráulica, por eso merecemos que nuestros pueblos tengan los servicios que necesitan”, señaló.
El intendente de Gobernador Costa, Miguel Gómez, agradeció “el compromiso que tomó nuestro Gobernador, incluso desde hace tiempo, cuando era senador, impulsando una obra que hoy es una realidad” y manifestó que “este es el último invierno que vamos a atravesar sin haber tenido factibilidad de gas”.
Por su parte, el presidente de Camuzzi Gas del Sur S.A., Jaime Barba, sostuvo que “es un orgullo poder inaugurar esta obra tan necesaria para toda la región cordillerana” y detalló que el proyecto “tiene cuatro frentes de trabajo: el primero, que ya está concluido, es un gasoducto de 5 kilómetros y medio que ya está en funcionamiento; y los otros tres brindarán una solución definitiva a los actuales y futuros usuarios del sistema”.
Detalles de las obras
El proyecto, que demandó una inversión de más de 50 mil millones de pesos entre las tres provincias contempla, por un lado, la interconexión del Gasoducto Patagónico Cordillerano con el Gasoducto General San Martín, lo que permitirá reforzar el suministro y diversificar las fuentes de inyección de gas. Dicha obra, que debía haberse realizado en el año 2007, fue finalmente ejecutada tras las gestiones del titular del Ejecutivo, 18 años después, y se encuentra en un 100 por ciento finalizada.
En segundo lugar, la iniciativa prevé la construcción de una nueva planta compresora en Alto Río Senguer, así como al montaje de un nuevo equipo en la planta existente de Gobernador Costa, obras que fueron reactivadas con la firma del acuerdo en la Casa de Gobierno del Chubut, en la localidad de Rawson, el pasado mes de julio; en esta ocasión, la fecha prevista para la finalización de la obra era el año 2017, pero la misma fue paralizada y finalizada ocho años después. Dicha obra fue financiada por el Banco del Chubut y el Banco de la Provincia de Neuquén, por un monto de $24.800 millones que ha sido garantizado por Camuzzi Gas del Sur S.A., que ejecutará la obra; en tanto que la interconexión con el Gasoducto General San Martín y la construcción de la nueva Planta Compresora Holdich contemplan una inversión por parte de la licenciataria, de $25.812 millones adicionales.
En tercer orden, el proyecto implica la instalación de una tercera planta compresora en la localidad de Holdich, departamento de Escalante, que complementará las de Gobernador Costa y Alto Río Senguer, mejorando la presión y el caudal operativo; dicha obra ya fue adjudicada y ya inició su construcción.
Córdoba se consolidó como la provincia líder en generación distribuida de energías renovables a nivel nacional. Con más de 1.341 usuarios-generadores que completaron su instalación, aporta 32.699 kW de potencia a la red eléctrica, según datos de septiembre del Ministerio de Economía de la Nación.
A través del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, el gobierno de Córdoba promueve el desarrollo de energías limpias desde una visión territorial, inclusiva y sostenible.
Se trata de la implementación de un modelo de generación comunitaria, con la reciente puesta en marchadel primer parque solar bajo la figura de “usuario generador del distribuidor”, donde una cooperativa de General Roca genera e inyecta energía renovable para sus asociados. La iniciativa cuenta con 684 paneles fotovoltaicos, 380 kWp de potencia y una inyección anual de 646.000 kWh a la red eléctrica.
Por otro lado, el parque comunitario virtual del Grupo Maipú constituye otro ejemplo de generación distribuida, con cuatro empresas que cuentan con ocho medidores bidireccionales.
De este modo, la generación de energía se realiza en el parque solar instalado en uno de sus predios y se inyecta a la red pública para que, mediante un sistema de “tokenización”, se realice el neteo (compensación) entre la energía producida y la consumida en simultáneo (generación virtual). Junto con los créditos en pesos generados durante los períodos de solo inyección, estos componen el beneficio económico que se distribuye entre las empresas participantes.
Tokenización
La tokenización es la forma digital, segura y transparente de llevar la cuenta de la energía que le corresponde a cada usuario para que puedan “pagar” su consumo con la energía que el parque generó en su nombre.
Este modelo, según informaron, permite ahorros sustanciales en el consumo eléctrico, reduce la base imponible y disminuye significativamente las emisiones de gases de efecto invernadero.
Además, destacaon que este sistema fortalece la estabilidad del sistema eléctrico local, brindando beneficios directos al barrio donde se emplaza el parque, al evitar caídas de tensión y cortes durante picos de consumo, y mejorar la calidad del suministro en toda la zona.
Energía solar, eólica, hidráulica o con biodigestor
El modelo cordobés democratiza el acceso a la transformación energética, permitiendo a usuarios residenciales, comerciales, industriales y organismos públicos generar su propia energía y recibir compensación económica por los excedentes inyectados a la red.
La generación comunitaria, no necesariamente tiene que ser solar, la fuente de generación puede ser eólica, un biodigestor o una minicentral hidráulica, pero lo importante es que la asociatividad aumenta la escala del proyecto y baja los costos, es decir, con una misma inversión se genera mucha más energía y a la vez permite una gestión del mantenimiento a lo largo del tiempo mucho más beneficiosa para todas las partes, destacaron.
El gobernador Rolando Figueroa afirmó que “Neuquén ha logrado pararse desde otra posición frente a las empresas petroleras”, y consideró que la clave “es lograr que la monetización de nuestro subsuelo se reinvierta bien”.
“Antes, el 100 % de las regalías se usaban en gastos corrientes y se pedía prestado a tasas altísimas -dijo-. Hoy, las regalías financian infraestructura, pagan deudas y miran hacia el futuro. Ese es el rumbo correcto”, remarcó.
“Al sentarnos con las empresas pedimos tres cosas claras -indicó-: Primero, capacitación para nuestra gente. El Instituto Vaca Muerta comenzará a funcionar en abril, con la participación de YPF, otras operadoras y el sindicato, para formar a nuestros trabajadores. Segundo, colaboración con la educación formal: Hoy tenemos el programa de becas más ambicioso de América Latina, con veinte mil becas en total. Tercero, inversión en infraestructura. Estamos avanzando en la circunvalación de Añelo, donde la provincia aporta más de 20 kilómetros y las empresas, a través de un fondo de inversión de 60 millones de dólares, completan los 50 kilómetros restantes. Es un ejemplo de trabajo conjunto”.
Figueroa precisó que todo esto coincide con una nueva etapa de la producción hidrocarburífera neuquina. “La producción convencional se está agotando, y eso podría generar desempleo si no actuamos. Por eso redujimos tres puntos las regalías y eliminamos ingresos brutos a quienes mantengan los puestos de trabajo. Así protegemos la actividad y a los trabajadores”.
Explicó que, con los no convencionales, “la clave fue defender el dominio provincial de nuestros recursos”, establecido por Constitución Nacional. Recordó que cuando el Gobierno Nacional incluyó en la Ley Bases un artículo que devolvía el gas y el petróleo a la Nación, “lo frenamos de inmediato”.
“Esa misma negociación nos permitió fijar una regalía referencial del 15% -agregó-. Todas las nuevas concesiones están firmándose con ese porcentaje. La diferencia entre el 12 y el 15 % se destina a infraestructura: las empresas pueden aportar los fondos o ejecutar directamente las obras.” Un ejemplo de esto es la pavimentación de la ruta provincial 7 en Cortaderas, a cargo de YPF.
El gobernador destacó el rol de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) en las concesiones. “Es una herramienta estratégica que algunos quisieron eliminar y nosotros decidimos fortalecer”, remarcó. En ese sentido informó que, hoy, en cada área nueva, “negociamos la participación de GyP. Por ejemplo, en el caso de GeoPark, exigimos inversión genuina y logramos que se asocien con GyP, con una participación del 5 %. Así garantizamos que los recursos queden en la provincia”.
Proyección regional e internacional
Sobre la nueva etapa en la historia energética de la Provincia, recordó que “nuestro gas ya abastece el mercado interno, sustituye importaciones y comienza a llegar a los mercados regionales. Avanzamos con Chile, con Brasil y con otros países de América Latina”. No obstante, como la ventana de extracción es entre 30 y 50 años, consideró que hay que abrir nuevos mercados y llegar incluso a Europa.
“El acuerdo con YPF para el desarrollo del GNL es fundamental: permitirá llevar nuestro gas a Europa. Es una inversión de 25 mil millones de dólares, pero los europeos necesitan energía de zonas estables y sin conflictos. Neuquén tiene una posición geopolítica privilegiada”.
Figueroa adelantó que se está trabajando con Brasil, ya que atraviesa una crisis de abastecimiento de gas sobre todo en el área industrial de San Pablo. “Queremos colocar 30 millones de metros cúbicos diarios desde Vaca Muerta”. Para eso tiene previsto viajar a fin de mes a ese país.
Durante el Future Energy Summit (FES) Colombia, el director ejecutivo de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), Antonio Jiménez Rivera, confirmó que el organismo está trabajando una regulación orientada a la modificación del mercado eléctrico nacional: “Estamos con la modernización del mercado a nivel interno, seguramente el próximo año tendremos una regulación en esa dirección”.
Esto ya forma parte de la Agenda Regulatoria Indicativa 2025 publicada por la CREG, que contempla medidas destinadas a integrar de manera más eficiente las fuentes renovables, los sistemas de almacenamiento y los mecanismos de respuesta a la demanda.
Se plantea la necesidad de actualizar los procedimientos operativos y las señales de precio para fortalecer la sostenibilidad y competitividad del sistema eléctrico colombiano.
Cabe recordar que en abril de 2025, la CREG publicó para consulta pública el Proyecto de Resolución CREG 701 086 de 2025, que introduce el mecanismo de Despacho Económico de Operación en Tiempo Real (DEOTR).
Este sistema propone ajustes de redespacho cada 30 minutos y consignas automáticas de generación cada cinco, con el objetivo de reducir desviaciones y otorgar mayor flexibilidad al sistema. El documento aún se encuentra en etapa de revisión de comentarios y constituye la base técnica para la implementación futura del mercado intradiario.
Desde el sector, los actores valoran el avance, pero esperan definiciones concretas sobre los plazos de adopción y el alcance operativo que tendrá la medida.
Prioridades regulatorias
Asimismo, entre las prioridades regulatorias que sostiene la CREG, Jiménez Rivera mencionó tres ejes centrales: el proceso de subasta del cargo por confiabilidad, la creación de un nuevo esquema de mercado para las baterías —que actualmente no tienen una participación activa en el sistema colombiano— y la mayor integración de la demanda, tanto residencial como industrial, mediante mecanismos de autogeneración, comunidades energéticas y respuesta a la demanda.
La CREG mantiene abierta a comentarios la resolución del nuevo esquema de cargo por confiabilidad, y al respecto su director ejecutivo anticipó que el equipo revisará las observaciones de los agentes “buscando una mejor participación y atraer nuevos actores al mercado.”
Sin embargo, la confianza en el suministro y en el mercado sigue siendo cuestionada por actores del sector y el referente enfatizó en que es una prioridad para la CREG.
“No hay una discusión sobre la necesidad de contar con un esquema confiable. Desde la Comisión estamos tratando de dar de la mejor manera las señales en las cuales podemos conseguir confiabilidad”, afirmó el Comisionado, reconociendo que, en la actualidad, las dificultades para la ejecución de proyectos energéticos presenta nuevos desafíos sociales y ambientales: “Ya no estamos en la situación que teníamos hace 15 años cuando los proyectos se diseñaban y se hacían”.
Y dejó claro que la CREG asume el rol de ajustar la regulación para favorecer la ejecución efectiva de inversiones renovables y de infraestructura, considerando que los reclamos de las comunidades son hoy un factor estructural del sistema.
Para revivir el debate completo sobre “Prioridades regulatorias y de política pública del sector energético colombiano: Horizonte 2030”, celebrado en el FES Colombia, junto a Raúl Lancheros (Director de Asuntos Sectoriales y Regulación – ACOLGEN), Amylkar Acosta (Ex Ministro de Minas y Energía) y Nicolás Rincón Munar (Director de Infraestructura y Energía Sostenible – DNP), accedé a la transmisión en vivo por YouTube.
La segunda jornada del encuentro Future Energy Summit (FES) Colombia 2025 contó con un desayuno de networking exclusivo que reunió a altos referentes del sector energético de América Latina y el Caribe.
Durante la conversación, autoridades de Guatemala, Honduras y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) coincidieron en que se requiere avanzar hacia una infraestructura eléctrica interconectada para garantizar seguridad de suministro, precios más competitivos y eficiencia operativa. Pero también reconocieron que la región enfrenta desafíos técnicos, regulatorios y políticos que no pueden postergarse.
“Llevamos a la reunión de ministros declaraciones que consideramos prioritarias, siendo una de ellas comenzar conversaciones, evaluaciones y negociaciones para un tratado de integración regional”, reveló la jefa de Gabinete de OLADE, Mijal Brady.
El organismo plantea armonizar sistemas actualmente fragmentados —como SIEPAC (Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central), la Comunidad Andina (CAN) y diversas conexiones bilaterales— con el objetivo de consolidar un modelo supranacional que optimice recursos e inversiones.
“Nuestra visión es migrar a lo que sería la LABI de América Latina”, aseguró Brady, haciendo referencia al sistema de mercado eléctrico integrado que opera en Europa.
Por su parte, Jorge Cárcamo, director de Planeamiento Energético y Política Energética de la Secretaría de Energía de Honduras, explicó que la interconexión regional ya permite responder ante la variabilidad de las fuentes renovables, cubrir picos de demanda y mejorar la resiliencia frente a fallas.
“Estos sistemas ayudan a complementar la variabilidad de la solar y la eólica, por lo que también permiten abastecer la demanda cuando la capacidad local es insuficiente”, sostuvo.
Mientras que, Juan Fernando Castro Martínez, viceministro de Energía de Guatemala, destacó que su país se ha beneficiado económicamente de las interconexiones vigentes: “Actualmente Guatemala recibe 45 MW desde Panamá y compra 150 MW a México. Y estas transacciones han generado aproximadamente 40 millones de dólares en ingresos para el país”.
Asimismo, repasó la infraestructura clave que permite estos intercambios, con especial énfasis en un proyecto de transmisión de 1800 kilómetros en 230000 voltios, considerando que Guatemala tiene interconexión con México en 400000 voltios, otra con Honduras, y dos con El Salvador”.
Sin embargo, estas líneas no están aprovechadas en su totalidad y algunos problemas de gobernanza dificultan la operación coordinada, de manera que la FTL presentó su renuncia al SIEPAC, aunque sin efecto inmediato.
Desafíos técnicos, normativos y financieros de cara a 2030
Entre los principales obstáculos, Cárcamo advirtió sobre los riesgos derivados de la desarmonización regulatoria, especialmente en el contexto de la transición energética, que podrían “reducir la probabilidad de un ecological dumping”. Es decir que si un país con alta generación limpia compra energía barata generada con carbón en otro país, se encarece la huella de carbono de la región y se distorsiona la competencia.
Brady también señaló que los aspectos ambientales y sociales deben estar en el centro de la planificación. Recordó que muchas líneas de transmisión atraviesan territorios con comunidades indígenas y ecosistemas sensibles. “Estos temas tienen cada vez más relevancia, porque las sociedades están exigiendo mayor protección”, indicó.
Desde el plano político, el panorama tampoco es sencillo. “El 2025 es un año con muchas elecciones en América Latina, lo que significa cambios de gobierno y de posición política. La integración requiere voluntad sostenida y coordinación entre actores públicos y privados”, subrayó la jefa de Gabinete de OLADE.
En el plano técnico, Cárcamo alertó sobre la necesidad urgente de modernizar las redes de transmisión. Mencionó el caso de la hidroeléctrica PATUCA III, que opera al 50% de su capacidad porque las líneas disponibles no soportan la energía que puede generar. Situación que motivó a Honduras a lanzar un programa de actualización de infraestructura, que —según el funcionario— “debería replicarse en varios países de la región”.
El financiamiento es otro pilar clave para sostener este proceso, por lo que los fondos climáticos internacionales serán determinantes en la próxima década para fortalecer las redes y, por ende, los sistemas interconectados.
“También se necesitan contratos que den previsibilidad (…)Guatemala importa energía de Panamá con acuerdos de solo tres meses. Así es muy difícil atraer inversión”, remarcó el viceministro de Energía de Guatemala.
República Dominicana atraviesa un momento decisivo en su desarrollo energético. El país caribeño ha comenzado a estructurar su mercado de renovables con un marco regulatorio más claro, tanto para la contratación de proyectos como para la integración técnica del almacenamiento. Este proceso se refleja en la implementación de licitaciones públicas, la obligatoriedad de incorporar baterías en nuevos proyectos renovables y, recientemente, la habilitación de sistemas de almacenamiento “stand alone” por decreto presidencial.
En entrevista con Energía Estratégica, Michelle Abreu Vargas, vicepresidenta de la Asociación de Fomento de las Energías Renovables del Público Americano (ASOFER) y representante de la firma SAV Advisors, destacó que “República Dominicana es un excelente destino de inversión en el sector de renovables” y aseguró que “está en el mejor momento”.
Abreu Vargas explicó: “Aunque tenemos desde 2007 una ley de incentivo a las renovables, todavía el mercado no estaba maduro”. Detalló que durante muchos años fue difícil acceder a financiamiento y establecer precios competitivos para la compraventa de energía.
Sin embargo, ese escenario cambió. “En los últimos cinco años, en general se han duplicado los proyectos de renovables, se han firmado más de 24 PPA en los últimos cuatro años con el gobierno”, resaltó.
La ejecutiva subrayó que esta nueva etapa también marca un cambio en el esquema de contratación: “Se ha abierto la primera licitación de renovables. Antes se hacían contratos directos y la regulación ahora ha establecido este esquema”. Se trata de una licitación pública por 600 MW, que representa una porción significativa si se considera que la capacidad instalada disponible ronda los 4.200 MW. “600 de renovables dentro del todo es un número importante”, indicó.
Esta convocatoria, señaló, es solo el comienzo. “El regulador y las autoridades han dicho que 600 megavatios es el inicio para renovables, pero que todavía en el pipeline con permisos en proceso y obtenidos deben haber cerca de en total 2.000 o más megavatios”.
Almacenamiento como nueva norma y apuesta de Estado
En paralelo al avance de las licitaciones, el país ha dado pasos concretos para incorporar el almacenamiento energético como parte integral de su transición. Abreu Vargas señaló que “ha habido una regulación reciente, los del 23 y el 24, donde se ha abordado el tema de las baterías, requisitos técnicos, específicamente para renovables, el tema de arbitraje con uno mínimo”.
Precisó que “los proyectos entre 20 y 200 megavatios deben tener obligatoriamente baterías”, y que estas deben representar “un 50% de la capacidad instalada con baterías y por una duración de 4 horas”. A partir de los 200 MW, la evaluación queda en manos de las autoridades.
La vicepresidenta de ASOFERafirmó además que “el regulador está siendo muy proactivo”, con reglamentos ya aprobados y otros en consulta pública, que abordan también los servicios auxiliares y la compensación de estos sistemas.
Durante el panel “Energía Bajo Control: Soluciones de Almacenamiento para la Flexibilidad del Sistema”, en la X Semana de la Energía, Abreu Vargas profundizó: “Siempre vemos el tema de las baterías como apoyo a las renovables haciendo arbitraje, que ya es algo que está en realidad, porque es obligatorio ahora que todo proyecto renovable tenga la batería”.
También allí mencionó una medida reciente que amplía las posibilidades de implementación. “Se ha declarado emergencia nacional en el país prioritario todas las alternativas posibles para aumentar la generación y el abastecimiento, y eso incluye que el presidente emitió un decreto, 517-25, donde se han establecido unas dispensas en los procesos de compras y contrataciones públicas”, afirmó.
Este decreto, emitido hace menos de un mes, habilita nuevas herramientas para acelerar la incorporación de soluciones energéticas, incluyendo las baterías como tecnología autónoma. “Se acaba de abrir una nueva oportunidad bastante, digamos, de rápida implementación para todas las soluciones de baterías stand alone que puedan apoyar mayor generación en el país”, subrayó.
El fortalecimiento regulatorio y técnico del mercado responde a una necesidad estructural: el país experimenta un crecimiento de la demanda superior al promedio regional. Abreu Vargas sostuvo que “la demanda en el público dominicano podría estar creciendo de una forma significativa, mayor al promedio de la región, que más o menos debe andar por el 4% o menos; nosotros estamos creciendo más o menos aproximadamente un 6% cada año”.
Ese crecimiento, explicó, genera una brecha entre oferta y demanda que refuerza el atractivo del país para nuevos proyectos. “Se necesita mucha inversión y nuevos proyectos de generación, entonces hay una gran oportunidad para renovables”, indicó, destacando además que “el país tiene un marco regulatorio muy favorable y metas ya tanto por el Acuerdo de París como por las mismas regulaciones, una meta de que la matriz energética tenga más participación de renovables”.
En este contexto, la inversión extranjera directa ha tenido una respuesta clara. “En los últimos dos años, de toda nuestra inversión extranjera directa, el 25% ha sido el sector de energía. Ha sido el sector de mayor inversión extranjera directa”, precisó. Incluso el turismo, tradicional motor de la economía dominicana, ha quedado relegado. “Se está invirtiendo más en el día la inversión extranjera, y obviamente la local también significativamente”.
Además, remarcó que “el país es un país con mucha estabilidad política, también con un crecimiento destacado en comparación con los otros países de la región, donde crecemos un 5% económicamente”.
Durante su intervención en el panel de la X Semana de la Energía, Abreu Vargas valoró el rol de los espacios de articulación regional. “Es una especie de transferencia de conocimientos, intercambio de experiencias exitosas o incluso experiencias que no han funcionado de todos los países de la región”, explicó.
Este tipo de eventos, afirmó, permiten comprender cómo distintos países han abordado desafíos regulatorios y técnicos. “Es una buena forma de que tengan un mejor contexto, se interesen y empiecen a evaluar inversión en otros países al tener un buen entendimiento”, sostuvo.
Finalmente, valoró la posibilidad de interacción entre actores públicos y privados: “Entre ellos puedan también interactuar. Creo que en ese sentido es una gran oportunidad”.
El Perú enfrenta una encrucijada clave para garantizar que su transición energética avance con firmeza. Aunque ya existen más de 6.000 MW de proyectos renovables en desarrollo provenientes de grandes actores del sector, la falta de reformas normativas y planificación estructural amenaza con frenar el ingreso de esta energía limpia al sistema. Así lo advirtió César Butrón, presidente del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), durante una conversación destacada en Future Energy Summit (FES) Perú, que reunió a más de 400 líderes energéticos del país.
“El plan de transmisión no puede seguir pensado para eliminar congestiones, sino que debe evolucionar hacia la confiabilidad del sistema”, manifestó Butrón, en un contexto en el que el crecimiento de la generación solar y eólica exige una revisión profunda del modelo actual.
Desde el COES se reconoce que existen proyectos de refuerzo y expansión de redes en curso, pero, según los propios análisis del comité, hacia 2033 se prevén congestiones eléctricas incluso en condiciones normales de operación, lo que implicará vertimientos significativos de energía renovable. El problema, sostiene Butrón, no es técnico, sino normativo y de tiempos: las nuevas plantas con concesiones ya otorgadas entrarán en operación antes de que las obras de transmisión logren concretarse.
En este escenario, Butrón plantea que la actual normativa impide una planificación eficaz. “El plan de transmisión del COES debe cumplir reglas escritas en 22 páginas de una resolución ministerial; no podemos salirnos de ese marco y ese marco no prevé planificación por confiabilidad”, explicó. Frente a este límite, el organismo ya ha propuesto un nuevo conjunto de reglas ministeriales que permitan anticipar necesidades reales del sistema.
El ejecutivo del COES insiste en que la solución no se restringe al ámbito técnico. El problema radica en los procesos institucionales que retardan la ejecución de las obras. “Las congestiones locales que estamos empezando a ver son consecuencia de que las licitaciones no se lanzaron a tiempo. Y si sumamos los retrasos propios de la construcción, no hay forma de que el sistema soporte eso”, advirtió.
Uno de los conceptos centrales planteados por Butrón es la necesidad de reforzar el rol de los servicios complementarios, indispensables para sostener un sistema cada vez más dominado por tecnologías variables como la solar y la eólica. “Los servicios complementarios se necesitan con o sin congestiones, porque son para atender contingencias. Y eso debe estar asegurado, independientemente de la visión renovable del sistema”, afirmó.
Para el presidente del COES, no se trata de excluir a las renovables, sino de que también asuman su responsabilidad técnica. “Las renovables son las que traen variabilidad al sistema. No hay ningún problema en que participen en el mercado de servicios complementarios y se hagan cargo de una parte del costo que eso implica”, sostuvo. En esa línea, propusoque tecnologías como las baterías y otros sistemas de almacenamiento puedan integrarse como soluciones técnicas que ayuden a dotar de flexibilidad al sistema, aunque advirtió que su implementación debe estar correctamente regulada.
En cuanto al debate con otros actores del sector, Butrón también respondió a las propuestas de tener un plan de transmisión con una “mirada renovable”. En su opinión, el sistema no debe tener sesgos tecnológicos, sino ser funcional a las necesidades del país. “El plan de transmisión no es binario. Tiene que construir una red robusta y flexible que atienda lo que el sistema necesite, sea más demanda aquí o más renovables allá”, indicò.
Finalmente, señaló un actor clave en esta ecuación: el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF). “El MEF debe simplificar las normas que permiten lanzar los proyectos a tiempo. Si eso no se hace, las licitaciones seguirán llegando tarde y las congestiones serán inevitables”, concluyó. Según el COES, si todos los actores institucionales cumplen su rol con celeridad, no deberían presentarse problemas críticos de congestión en el futuro, aun con una alta participación renovable.
La X Semana de la Energía organizada por OLADE en Santiago de Chile dejó un consenso casi unánime: América Latina necesita definir reglas más claras, pero también planificar las salidas de los programas de incentivo para que las políticas públicas no se conviertan en obstáculos a largo plazo.
Entre los ejecutivos que más insistieron en ese punto estuvo Marcelo Álvarez, integrante de la Comisión Directiva de de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) e e integrante de la Junta Directiva del Global Solar Council, quien planteó que la región está repitiendo errores que ya deberían haberse superado.
“En general se planifica el ingreso y el éxito del programa de incentivos, pero no la salida”, advirtió durante su participación en el Consejo Empresarial de OLADE, lo que puede provocar distorsiones en el mercado, encarecimiento de los proyectos y freno en la escalabilidad de las tecnologías.
Según argumentó, esto sucede, por ejemplo, con los regímenes de beneficios fiscales o arancelarios que se mantienen por más tiempo del necesario. En lugar de promover la competencia, terminan consolidando nichos ineficientes o empresas dependientes del subsidio.
En otros casos, los incentivos a la generación distribuida —como los net-metering con valores fijos— pierden sentido cuando la matriz cambia y el sistema necesita flexibilidad, no más energía vertida a la red.
La propuesta para ir contra esto se basa en planificaciones abiertas, auditables y adaptativas, usando herramientas de software de código abierto, incorporando a la sociedad civil en las discusiones regulatorias y explicitando los criterios técnicos y económicos detrás de cada decisión.
Álvarez considera que la región necesita mecanismos de revisión periódica que permitan ajustar los programas conforme cambian los costos tecnológicos, la capacidad de red y las metas de descarbonización.
Esa visión coincide con el diagnóstico de la propia OLADE, que en su Libro Blanco sobre Almacenamiento Energético en América Latina y el Caribe identificó la falta de coherencia normativa como una de las principales barreras al desarrollo.
Según ese documento, las medidas fragmentadas y las políticas de corto plazo provocan pérdidas superiores a 7000 millones de dólares anuales por la imposibilidad de almacenar y aprovechar excedentes de generación renovable.
La cuestión no es menor: la región cuenta con más del 60% de su generación eléctrica proveniente de fuentes renovables, pero sin redes modernas ni mecanismos de almacenamiento la transición corre el riesgo de estancarse.
“El desafío no es solo generar energía limpia, sino sostener un marco de reglas que le dé estabilidad a largo plazo”, definió el referente de CADER y del Global Solar Council.
El contexto argentino: una ley para ordenar incentivos
Argentina enfrenta un escenario complejo: sin acceso al mercado internacional de capitales y con un sistema eléctrico que no incorporó nuevas líneas de alta tensión en las últimas décadas, por lo que resultaría prioritario sistematizar los incentivos existentes y diseñar una Ley de Transición Energética que sirva como “paraguas” para las políticas de financiamiento climático, ya que los incentivos aislados pierden eficacia.
“Argentina necesita financiamiento climático y reglas claras que eviten distorsiones, tanto en los regímenes de promoción industrial como en los de energías renovables”, sostuvo.
En su visión, los fondos internacionales deberían destinarse a proyectos con impacto verificable en reducción de emisiones y resiliencia del sistema eléctrico, no a ampliar infraestructura de gas o prolongar subsidios ineficientes.
Por ello, la Cámara Argentina de Energías Renovables planea presentar el borrador de la Ley de Transición Energética durante 2026, tras la renovación legislativa. La iniciativa buscará fijar un esquema de incentivos escalonados y temporales, con metas revisables y mecanismos de salida definidos desde el inicio.
“El apoyo político debe basarse en conveniencia económica, no solo en convicción ambiental”, sintetizó el dirigente.
Un debate que recién comienza
El planteo de Álvarez también encaja con las conclusiones generales de la X Semana de la Energía. Los países de América Latina acordaron metas ambiciosas —como alcanzar el 95% de cobertura de cocción limpia y avanzar hacia la integración eléctrica regional—, pero reconocieron que sin reglas previsibles los compromisos corren riesgo de quedarse en el papel.
A ello se suma la presión de nuevos factores externos: exigencias de trazabilidad, huella de carbono e intensidad energética en el comercio internacional. La falta de marcos estables podría traducirse en barreras para-arancelarias que encarezcan las exportaciones de la región.
En ese sentido, ordenar los incentivos y establecer salidas predecibles no es solo una cuestión de eficiencia técnica, sino también de competitividad económica y seguridad jurídica.
La participación de Marcelo Álvarez en la Semana de la Energía dejó el mensaje que los incentivos son necesarios para acelerar la transición, pero solo funcionarán si se conciben como instrumentos temporales dentro de un plan estructural, con puntos de entrada y salida definidos, transparencia en los criterios y una visión regional que premie la eficiencia, no la dependencia. Esa parece ser la deuda pendiente para que América Latina transforme sus promesas de descarbonización en resultados sostenibles.
Trina Solar apuesta por una innovación tecnológica enfocada en la reducción del CAPEX y la eficiencia operativa de los proyectos solares en la región andina. En el marco del Future Energy Summit (FES) Perú, Fernando López, Sales Manager Perú de la compañía, explicó cómo esa visión se traduce en ventajas concretas para instaladores, EPCistas y desarrolladores, posicionando a la firma como actor estratégico en el ecosistema energético.
“Nosotros consideramos que la innovación tecnológica hace que los proyectos sean mucho más rentables”, manifestó López durante su participación en el panel sobre innovación tecnológica, eficiencia y almacenamiento.
Según detalló, el desarrollo de nuevas tecnologías no se limita al aumento de eficiencia en los módulos, sino que también busca facilitar el trabajo de campo en la instalación y ejecución. “Siempre hemos creído que no solamente es tener un producto competitivo, sino que también ayude al EPCista, al ejecutor, al instalador a tener ahorros a la hora de construir la planta solar”, remarcó.
Uno de los hitos más destacados de Trina en la región fue el diseño y comercialización de módulos con celdas de 210 mm que alcanzan potencias de 700 y 725 W, una innovación que ha tenido amplia adopción según precisó el ejecutivo. Este tipo de soluciones tecnológicas permite reducir la cantidad de strings e hincas necesarias, optimizando la instalación de los trackers y generando ahorros importantes. Según López, esta innovación responde a un enfoque claro: “tener la mejor tecnología en el módulo y construirlo de tal forma que tenga ahorros en el CAPEX a la hora de ejecutar el proyecto”.
La visión de Trina Solar se articula también con una estrategia de integración vertical que busca simplificar los procesos para los clientes. “Desde Trina entendimos que la integración es un punto clave y es por ello que tenemos desarrolladas muy bien las tres principales divisiones de producto para un proyecto solar: módulos, trackers y almacenamiento”, apuntó López.
Esta oferta integral permite contar con un único proveedor que garantice la interoperabilidad, confiabilidad y soporte local en cada etapa del proyecto. “Apuntamos a ser ese socio estratégico que te evite tener problemas integrando diferentes actores y solamente tengas a uno que te dé la confiabilidad de la integración de los suministros”, expresó el directivo.
El ejecutivo también puso el foco en el desarrollo del mercado peruano, particularmente en el sector privado, que ha impulsado el crecimiento del autoconsumo industrial a pesar de la ausencia de una regulación formal para la generación distribuida. Además, recordó que “hace cinco años los precios no eran competitivos como ahora, pero igual empezaron a invertir en plantas para fabricantes e industrias”.
Entre los casos destacados menciona a MIGIVA Group, empresa que construyó la primera planta solar flotante del Perú, y a Camposol, agroexportadora que también ha apostado por la energía renovable. Estas experiencias demuestran cómo el sector privado está generando un efecto demostración que podría acelerar la adopción de proyectos solares en otros sectores aún escépticos.
En este contexto, el uso de energía solar combinado con sistemas de almacenamiento energético (BES) se está convirtiendo en una solución clave para cubrir los déficits de red en regiones de alto crecimiento como la agroindustria. “La agroexportación ha crecido enormemente y ese crecimiento no ha sido acompañado con la red de distribución. El solar y el BES se han vuelto un aliado estratégico para este crecimiento que ha sido repentino”, advirtió López.
Si bien reconoce que el Perú avanza a un ritmo más lento que otros mercados, también señaló que el desarrollo es sólido y con perspectivas prometedoras. “A pesar de que avanzamos muy lento, creo que estamos avanzando seguro. No es coincidencia que todo esto se esté dando ahora”, sostiene.
Desde su visión, la calidad técnica local es un activo relevante que permitirá sostener este crecimiento. “El equipo técnico de Perú es muy bueno. Le podríamos dar dos soles de velocidad más, pero creo que estamos avanzando muy bien”, concluyó el representante de Trina Solar.
Vista Energy consolidó en el tercer trimestre de 2025 su crecimiento en Vaca Muerta, apalancado en la productividad de nuevos pozos en Bajada del Palo Oeste y La Amarga Chica, y en una gestión orientada a la eficiencia operativa.
La compañía informó que, en el período mencionado, la producción total alcanzó los 126.800 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), un 7 % superior a la del trimestre anterior y un 74 % más, año contra año. La producción de crudo fue de 109.700 barriles día, lo que representa un incremento del 7 % contra el trimestre anterior, y un aumento interanual del 73 por ciento.
El EBITDA (ganancias antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización) ajustado ascendió a 472 millones de dólares, un 17 % más que en el trimestre anterior y un 52 % más, año contra año.
El lifting cost (costo operativo de extraer un barril de crudo), se ubicó en 4.4 dólares por boe, un 6 % por debajo del nivel registrado un año atrás, reflejando la eficiencia alcanzada en las operaciones de desarrollo, se puntualizó.
Los ingresos totales fueron de 706 millones de dólares, un 16 % más que en el segundo trimestre del año y un 53 % por encima del mismo período del 2024.
Las inversiones totalizaron 351 millones de dólares, impulsada por la puesta en producción de nuevos pozos durante el trimestre, se indicó.
Vista precisó que el resultado neto del tercer trimestre alcanzó los 315 millones de dólares, mientras que el resultado por acción fue de 3.0 dólares.
El gobernador Claudio Vidal, encabezó la ceremonia de firma del instrumento legal que convoca a licitación de las áreas petroleras que deja YPF en la provincia de Santa Cruz. El mismo tuvo lugar en las instalaciones de FOMICRUZ S.E. en Río Gallegos.
En ese contexto, el mandatario provincial se dirigió a los presentes, destacando en primera instancia la presencia de autoridades provinciales, jefes comunales y legisladores. A la vez, resaltó la importancia del acontecimiento. “La verdad que esto es algo muy importante. Los que venimos de la actividad sabemos lo importante que es para la provincia, pero también comprendemos lo importante que es para el sector”, remarcó.
“Todos sabemos muy bien que fue una decisión política nacional el que YPF abandone los yacimientos convencionales de todo el país. Esto no sucedió solamente en Santa Cruz, sino que también en otras provincias como Tierra del Fuego, Chubut, parte de Neuquén, el sector convencional de Mendoza y Salta”, comentó.
Más adelante, el gobernador expresó que no fue fácil enfrentar la situación que se generó desde el día en que la Nación tomó esta decisión. “Desde el año 2015 a la fecha YPF en estos yacimientos se perdía producción. Y esto tiene que ver con decisiones políticas que se han tomado incorrectamente tiempo atrás. La falta de inversión es clara y está reflejada en los yacimientos a través de la falta de mantenimiento, la pérdida de producción y en el ajuste de tarifas que han recibido todas las empresas pymes. Hay datos certeros de esto y de hecho en el Ministerio de Trabajo de la provincia hay cientos de denuncias del 2015 a la fecha. No ha sido para nada fácil. Creo que todos hicimos un gran esfuerzo”, explicó.
En ese sentido, amplió: “Para esta provincia, el ingreso más importante siempre fue la actividad petrolera, pero con esos índices de producción realmente se hace sentir la necesidad de volver a producir, de recuperar la actividad y de tener la posibilidad de volver a generar empleo, fortalecer el movimiento económico, no solo en la zona norte, sino que nivel provincial”.
En otra parte del discurso, el gobernador Claudio Vidal manifestó un agradecimiento muy especial al ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez y a todo su equipo de trabajo. Además, hizo lo propio con el titular de FOMICRUZ, Oscar Vera.
“La actividad petrolera es clave, como también lo son otras actividades en la provincia que claramente hoy reflejan una mejora. Hemos tomado la decisión política de hacer de FOMICRUZ, una empresa que sea realmente protagonista y no simplemente una empresa socia de los que vienen a invertir, sin hacer el mínimo esfuerzo. Esa política en la provincia está cambiando”, prosiguió. Asimismo, señaló que cree fielmente en lo que se está haciendo en la provincia.
Por otra parte, hizo alusión en la relevancia de la responsabilidad en la gestión. “Hay que hacer las cosas bien, de forma transparente. Nunca estuve de acuerdo con que los yacimientos petroleros de nuestra provincia tengan un solo dueño, y eso es lo que sucedió en el pasado. Cuando es una sola empresa la que tiene la responsabilidad de operar en los yacimientos, invierte solo en el sector más productivo, más rentable, y comienza a abandonar todo lo que está alrededor. Eso es lo que sucedió en YPF durante los últimos años”, precisó
“Nuestra tarea, nuestra misión es hacer las cosas bien, como corresponden. Tomarnos el tiempo necesario y que todo esto sea en beneficio de la gente. Claramente el Ministerio de Trabajo de la provincia va a tener una gran responsabilidad al igual que el Ministerio de Energía y Minería de la provincia”, consideró en otro tramo de la alocución.
Vidal también habló del rol preponderante que Secretaría de Estado de Ambiente, dado que la misma tendrá una gran injerencia en esta nueva etapa que se inicia en Santa Cruz. “Hoy YPF no está más, pero dejó un desastre ambiental. Creo fielmente que se tiene que hacer un trabajo muy preciso de la recuperación de los pasivos ambientales, y que las empresas que vengan de acá para adelante tienen que saber, tienen que comprender, que hay un gobierno que va a controlar, porque hay vecinos que exigen al Estado que cumpla con su función”, enfatizó.
Otro tema en el que focalizó especial atención el gobernador fue en la necesidad de tener una ley de hidrocarburos totalmente distinta a la que tuvo durante muchos años. “Estamos trabajando en una nueva ley de incentivo industrial desde hace aproximadamente 90 días con la participación de todos los actores del estado, pero también estamos haciendo consultas a las distintas empresas pymes, a las distintas operadoras de la actividad petrolera, de la actividad minera, de otras actividades de la provincia”, cerró.
Petrobras recibió finalmente la autorización para iniciar la exploración petrolera cerca de la desembocadura del Amazonas, un proyecto fuertemente criticado por ambientalistas a días de que se celebre en Brasil la cumbre climática COP30. “Petrobras cumple con todos los requisitos establecidos por la agencia reguladora ambiental Ibama”, aseguró la compañía en un comunicado.
La agencia dio permiso para perforar un pozo exploratorio en aguas profundas del denominado Margen Ecuatorial, a 500 kilómetros de la desembocadura del caudaloso río Amazonas y a 175 kilómetros de la costa. Lo hizo tras un “riguroso proceso”, según Ibama.
La perforación está programada para comenzar de inmediato, con una duración estimada de cinco meses, adelantó Petrobras. La presidenta de la compañía, Magda Chambriard, dijo esperar “excelentes resultados” y “comprobar la existencia de petróleo en la parte brasileña de esta nueva frontera energética global”.
El proyecto enfrenta al gobierno de Luiz Inácio Lula da Silva con defensores del medioambiente. El mandatario sostiene que la extracción de hidrocarburos es necesaria para costear el cambio hacia energías limpias.
El ministro de Energía, Alexandre Silveira, celebró la decisión de perforar en esa vasta área marítima, donde Guyana y Surinam ya han descubierto enormes reservas de petróleo. “El Margen Ecuatorial representa el futuro de nuestra soberanía energética”, escribió en X.
El camino hacia la exploración
El Ibama había negado a Petrobras una licencia de exploración en 2023, alegando que la compañía no había presentado las garantías necesarias para proteger la fauna en caso de un derrame de petróleo.
Petrobras presentó un recurso para que esta decisión fuera reconsiderada, y la presión aumentó por parte de Lula, quien declaró que Ibama era una agencia gubernamental que actuaba como si estuviera “en contra del gobierno”.
En febrero, una nota técnica de Ibama recomendaba “negar la licencia ambiental”, al subrayar el riesgo de “pérdida masiva de biodiversidad en un ecosistema marino altamente sensible”.
La aprobación de la licencia tuvo lugar después de pruebas preoperativas realizadas por Petrobras en agosto con las que buscó demostrar su capacidad de responder a un posible derrame.
Brasil es el mayor productor de petróleo de América Latina con 3,4 millones de barriles por día en 2024, aunque la mitad de su energía proviene de fuentes renovables.
El gobernador Claudio Vidal encabezó el acto de apertura de sobres de la licitación de las áreas petroleras que dejó YPF en la provincia de Santa Cruz, en las instalaciones de FOMICRUZ S.E. en Río Gallegos. Con este importante paso, se apunta a fortalecer la transparencia, inversión y el cuidado del ambiente.
Durante la ceremonia, el mandatario provincial estuvo acompañado por el vicegobernador de la provincia, Fabián Leguizamón; el jefe de Gabinete de Ministros, Daniel Álvarez; el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez; el presidente de FOMICRUZ S.E., Oscar Vera. También participaron el intendente de Las Heras, Antonio Carambia, los secretarios generales de SIPGER, Rafael Güenchenen y de Petroleros Jerárquicos, José Llugdar, autoridades de cámaras empresarias y funcionarios provinciales
Es importante recordar que el pasado de 31 de agosto, el gobernador Claudio Vidal, firmó el decreto que habilita el llamado a licitación de diez áreas hidrocarburíferas que fueron abandonadas por YPF en la provincia. La medida, oficializada el 1° de septiembre con la publicación de los edictos correspondientes, constituye un paso clave en la política energética del Gobierno santacruceño para recuperar producción, empleo y recursos para la provincia.
A partir de ese hecho, se dio continuidad a los pasos correspondientes que marcaran un antes y un después en el desarrollo hidrocarburífero de la provincia. en ese marco, el Ejecutivo Provincial abrió el pasado martes los sobres del correspondiente llamado a licitación para diez bloques convencionales que hasta hace pocos meses estaban bajo la operación de YPF y que volverán a ser puestos en producción a través de un esquema transparente y competitivo. Se trata de las siguientes 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
-Los Monos
La premisa que marcará este proceso es transparencia, inversión y cuidado del ambiente. Además, se estableció que las compañías que resulten adjudicatarias deberán presentar planes de inversión concretos, garantizar la contratación de mano de obra local y cumplir con estándares ambientales estrictos.
En esta instancia, se presentó una oferta por parte de la Unión Transitoria conformada por Patagonia Resources S.A., Clear Petroleum S.A., Quintana E&P Argentina S.R.L., Quintana Energy Investments S.A., ROCH Proyectos S.A.U., Brest S.A. y Azruge S.A.
La Comisión Evaluadora designada avanzará ahora en el análisis técnico y económico de la propuesta, cuyos resultados serán informados oportunamente.
Este procedimiento forma parte del proceso de cesión iniciado a partir del Memorándum de Entendimiento suscripto entre el Gobierno de Santa Cruz e YPF S.A., que transfirió la titularidad de las áreas a la empresa estatal provincial.
Nucleoeléctrica Argentina avanza con la construcción del Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados II (ASECG II), una obra clave para garantizar la gestión segura y a largo plazo del combustible utilizado en el proceso de generación eléctrica y asegurar la operación continua de la Central Nuclear Atucha II.
Durante la vida útil de las centrales, los elementos combustibles gastados se almacenan inicialmente en piletas de agua desmineralizada, conocidas como piletas de decaimiento, ubicadas en zonas radiológicamente controladas dentro de los edificios nucleares. En ellas, los elementos permanecen refrigerados y protegidos bajo agua.
Sin embargo, la capacidad de estas piletas es limitada. Por ello, el estándar internacional actual en gestión de combustible nuclear es el almacenamiento en seco, un sistema seguro, eficiente y sostenible que ya se aplica en la mayoría de los países con desarrollo nuclear.
Los proyectos en Atucha siguen a toda marcha.
El Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados (ASECG II) ya alcanzó un 35% de avance, consolidándose como una obra clave para almacenar de forma segura los elementos combustibles utilizados en nuestras centrales… pic.twitter.com/LvbFpJbdvo
En el caso de Atucha II, se estima que hacia diciembre de 2027 se alcanzará el límite de capacidad en las piletas de decaimiento. Frente a esta necesidad, Nucleoeléctrica lleva adelante la construcción del ASECG II, un proyecto diseñado bajo los más altos estándares internacionales de seguridad. Esta nueva instalación permitirá almacenar de manera segura los elementos combustibles gastados.
Actualmente, el proyecto presenta un importante grado de avance. Ya se completaron obras civiles relevantes, entre ellas la base de hormigón de alta resistencia sobre la que se ubicarán los silos, y se avanza en la fabricación de los componentes del sistema de almacenamiento, como los contenedores, tapas blindadas y estructuras metálicas que aseguran el confinamiento del material.
El diseño del ASECG II incorpora un sistema de ventilación pasiva, que mantiene la temperatura de los elementos dentro de rangos seguros sin requerir energía eléctrica ni intervención humana, reforzando su confiabilidad y seguridad a largo plazo.
Con este proyecto, Nucleoeléctrica reafirma su compromiso con la innovación tecnológica y la gestión responsable del ciclo del combustible nuclear, alineada con las mejores prácticas internacionales y con el objetivo de seguir garantizando una generación segura, eficiente y sostenible para el país.
La adopción por parte del gobierno de Javier Milei de una política de sinceramiento tarifario inmediatamente después de asumir en diciembre de 2023, pegó en la línea de flotación de los sectores medios del área metropolitana, que en buena medida venían siendo subsidiados por los usuarios del interior del país.
Según replicó la agencia Noticias Argentinas, en lo que va del año, los subsidios ya sumaron $6 billones, lo que representó una caída del 46% respecto del 2024.
Entre diciembre de 2023 y octubre de este año la canasta de servicios públicos del AMBA se incrementó 514%, es decir, se multiplicó por seis.
Esto supone que si un hogar de clase media pagaba 50 mil pesos entre gas, electricidad y agua en noviembre de 2023, en estos últimos 22 meses pasó a afrontar unos 300 mil pesos, lo cual explica las dificultades de los sectores medios para llegar a fin de mes.
Se debe tener en cuenta que en el caso de los sectores más postergados que viven en villas o asentamientos, el servicio de electricidad está subsidiado.
El acceso a ese tipo de barriadas pobres suele tener un gran medidor central y, todos los meses, el gobierno de la provincia de Buenos Aires o el de la Ciudad le pagan a los distribuidores el costo de esa energía. Esto incluye, por ejemplo, a las distribuidoras de electricidad Edesur y Edenor, y las de gas Metrogas y Naturgy.
En cambio, las subas de tarifas golpean con fuerza en los presupuestos de los jubilados con casa propia -existen cientos de miles en el AMBA y muchos viven solos-, quienes deben afrontar el costo de los aumentos a pleno.
Mientras las tarifas subieron más del 500% en 22 meses, el índice de inflación subió 171%, según el seguimiento que realiza el Observatorio de Tarifas y Subsidios del IIEP (UBA-CONICET).
El servicio de agua se incrementó en el mismo período 376%, la energía eléctrica 228%, el gas natural 913% y el transporte 852%. La mayoría de esos incrementos se produjeron durante el primer año de gestión de Milei.
En lo que va de 2025, la canasta de servicios se desaceleró con fuerza. Acumula un aumento de solo el 21%, mientras que se estima una inflación acumulada es del 24% hasta octubre.
Con respecto al mismo mes de 2024, el costo de la canasta total se incrementó por debajo del índice general de precios del periodo, ya que el incremento fue de 26% mientras que para el IPC se estima un incremento del 31%.
El incremento interanual más importante fue en la factura de transporte, con un aumento del 36% respecto a octubre de 2024, es decir, por encima del IPC estimado y en gas natural del 24%.
Por otra parte, el gasto en agua y energía eléctrica aumentaron 18% y 16% respectivamente en términos interanuales. En el AMBA se pagan tarifas de servicios públicos que, en promedio, cubren solo el 50% de los costos, mientras que el Estado se hace cargo del 50% restante.
Pero mientras los sectores medio pagan casi todo el monto, los más humildes que viven en asentamientos precarios son subsidiados. Sin embargo, esta cobertura es dispar entre segmentos de hogares y entre servicios.
Honduras está trazando una nueva hoja de ruta en materia energética, apalancada en reformas estructurales y una licitación sin precedentes por 1500 MW más un 10% de reserva, que busca incorporar energía firme y renovable al sistema. El proceso ya captó el interés de más de 13 empresas, lo que representa un giro sustancial en la estrategia nacional.
“La histórica licitación de 1500 MW más 10% de reserva (1650 MW) de Honduras es ya un éxito”, sostuvo Wilfredo C. Flores, Comisionado en la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE). Según detalló, este proceso ya fue capitalizado por al menos 13 empresas que adquirieron los pliegos de licitación, con un valor de 10.000 dólares cada uno, lo cual demuestra una respuesta positiva del mercado.
Flores indicó que las modificaciones al pliego —como la extensión de plazos para recepción de ofertas y la proyección de operación comercial entre 2028 y 2030— son habituales en procesos de esta envergadura: “Las adendas en un proceso de este tipo son muy comunes, esto con la finalidad de ajustarlo para enviar de mejor manera las señales a la inversión”, explicó.
La CREE se encuentra evaluando estos cambios y notificará a la ENEE las observaciones pertinentes, garantizando la transparencia y alineación con la regulación vigente. “Esto da certeza de que cualquier posible cambio sea el correcto de acuerdo con la regulación vigente, lo cual proporciona claridad y transparencia al proceso”, remarcó.
Renovables con visión estructural y mirada regional
Honduras cuenta con una amplia dotación de recursos naturales para generación renovable, especialmente en energía hidroeléctrica, solar, eólica, biomasa y geotérmica. Sin embargo, su aprovechamiento ha sido desigual a lo largo del tiempo. “Aún queda mucho por hacer”, advirtió Flores, quien subrayó que la expansión renovable debe ir acompañada de ajustes regulatorios y tecnológicos que aseguren la estabilidad del sistema.
Uno de los problemas históricos fue la adjudicación de proyectos solares sin licitación previa y a precios elevados. “En vista de los sobreprecios obtenidos en el pasado reciente, sobre todo del recurso solar (18 cts USD/kWh), hay que reevaluar las ventajas y desventajas de la generación renovable en el país”, señaló el comisionado.
A esto se sumó el hecho de que la alta penetración de energía solar no ha ido acompañada de potencia firme, lo que plantea desafíos para la confiabilidad del sistema. “Es importante la atracción de sistemas de almacenamiento y de inversiones que proporcionen potencia firme, considerando los efectos del cambio climático en la región”, puntualizó.
Consultado sobre qué tecnologías tienen hoy mayor ventaja competitiva, el comisionado enfatizó que todas las fuentes tienen espacio en la matriz hondureña. “Debido al gran potencial renovable en el país, todas las tecnologías tienen cabida”, afirmó. Y agregó que Honduras no solo puede beneficiarse a nivel interno, sino también como actor regional, al contar con interconexiones con El Salvador, Nicaragua y Guatemala.
Históricamente, Honduras no aprovechó del todo su ventaja geográfica en el sistema eléctrico centroamericano. “Las ventajas por precio nacional eran superiores a las del Mercado Regional, lo cual creó un mercado cautivo”, comentó. A esto se sumaba una regulación que no incentivaba la participación en el mercado regional. En respuesta, la CREE emitió una normativa que permite a la ENEE operar con mayor flexibilidad en el MER, lo que ya comienza a reflejarse en una mayor participación. “Ahora el país está comenzando a participar más activamente en el mercado regional”, sostuvo.
Para acompañar esta integración, se están realizando inversiones clave en transmisión eléctrica, orientadas a evitar congestiones de red que limiten el despacho eficiente. “Se están haciendo las inversiones en transmisión necesarias para evitar las congestiones de la red”, destacó.
Por otro lado, la electrificación rural avanza en zonas históricamente desatendidas, muchas de ellas habitadas por comunidades originarias como los garífunas y lencas. “La CREE está fiscalizando los sistemas aislados en el país, esto con la finalidad de regular las tarifas y el servicio al usuario final”, explicó Flores. Estas zonas, durante años, estuvieron fuera del radar del regulador.
En paralelo, se está trabajando en una normativa específica para microrredes y sistemas aislados, que busca brindar mayor seguridad jurídica a nuevas inversiones. “Esto dará mayor claridad y certeza a las inversiones en los sistemas aislados”, afirmó.
El sector energético de Perú sigue con atención el proceso de reglamentación de la Ley 32249, en vigencia desde enero, con el objetivo de fortalecer el mercado regulado mediante licitaciones que favorezcan la competencia entre todas las tecnologías. Si bien aún no se ha publicado de forma oficial el texto definitivo, la falta de transparencia en el proceso ha generado inquietud en el sector privado, que plantea la necesidad de una mayor apertura y transparencia en el proceso.
Fuentes consultadas por Energía Estratégica expresaron preocupación por el modo en que se está llevando adelante el proceso, señalando que, pese a haberse recibido más de 1.000 comentarios del sector privado durante la consulta pública, aún no se conocen los resultados de esa retroalimentación ni se ha publicado una versión actualizada del borrador.La falta de información sobre los cambios incorporados refuerza el pedido de que se publique una nueva versión del documento y que se habiliten instancias de diálogo técnico que permitan resolver dudas antes de su entrada en vigencia.
“Es importante que el proceso sea claro y que las observaciones del sector puedan ser consideradas en un marco de diálogo institucional”, señalan.
Uno de los aspectos que genera preocupación es la definición de los bloques horarios para la contratación de energía. El sector considera que, sin lineamientos técnicos específicos, esto podría dificultar una mayor participación de tecnologías variables.
“Si no se establece una metodología común para definir bloques, se corre el riesgo de mantener estructuras poco flexibles que no promueven nueva generación”, indican.
Otro aspecto crítico es la competencia por contratos en licitaciones de largo plazo. La falta de mecanismos que establezcan con claridad la programación y condiciones de las próximas licitaciones podría mantener —en lugar de eliminar— las barreras de acceso al mercado que hoy enfrentan los desarrolladores que requieren respaldo contractual de largo plazo para viabilizar su financiamiento.
“La ley busca facilitar opciones adicionales de contratación de largo plazo a las que existen hoy en el mercado. Es importante salvaguardar el espíritu de la Ley”, opinan desde el mercado.
Otro de los puntos que se analiza es el porcentaje de la demanda que será asignada a las licitaciones de largo plazo. Sería conveniente asignar un porcentaje de demanda que atraiga el interés de inversionistas.
“El financiamiento de proyectos renovables se apoya principalmente en contratos de largo plazo. Si ese espacio se reduce, será más difícil avanzar con nuevas inversiones”, explican.
Junto a estas inquietudes técnicas, se agregan recientes cambios institucionales en el Ministerio de Energía y Minas, incluyendo reemplazos en el director general de Electricidad, el viceministro, el ministro del sector y la presidencia, lo que ha introducido cierta incertidumbre sobre la continuidad técnica del proceso.
“Es fundamental que haya continuidad técnica y claridad en los pasos a seguir para implementar la ley”, afirman fuentes vinculadas al desarrollo de proyectos.
Por el momento, no se ha anunciado una fecha concreta para la publicación del reglamento final. Actores del sector coinciden en que se trata de una norma clave para el futuro energético del país y destacan la importancia de contar con un marco regulatorio previsible, transparente y construido en diálogo con los distintos actores del mercado.
Con la publicación del Proyecto de Resolución 701-103 de 2025, la CREG puso en consulta un marco normativo que marcará el rumbo de los sistemas de almacenamiento de energía con baterías (SAEB) en Colombia. La propuesta establece criterios técnicos, comerciales y operativos para que estos proyectos participen tanto como activos de red, aliviando congestiones y aportando resiliencia, como en servicios de mercado, incluyendo regulación de frecuencia y soporte de tensión.
La ingeniera especialista en regulación de energía, Viviana Rueda, resaltó la relevancia del texto como un giro estratégico: “Esta resolución es un primer paso muy esperado que abre posibilidades de inversión y de gestión más eficiente de restricciones de red”.
Sin embargo, en diálogo con Energía Estratégica, indicó que la oportunidad más inmediata estará en la hibridación con solar, ya que permitirá desplazar la curva de generación y dar mayor resiliencia al sistema.
El proyecto contempla dos mecanismos claros: los proyectos de red, orientados a administrar restricciones, y los servicios de mercado, donde las baterías pueden competir en el suministro de servicios complementarios.
Para Rueda, el punto de inflexión será la reglamentación operativa: “Será crucial cómo el Consejo Nacional de Operación (CNO) reglamente pruebas y requisitos”, dado que de esa definición dependerá la factibilidad técnica y económica.
En materia de remuneración, la especialista recordó que los proyectos que funcionen como equipos de red se acogerán a la metodología del Ingreso Anual Esperado (IAE) siempre y cuando sean desarrollados mediante el mecanismo de libre concurrencia de la UPME, una fórmula ya conocida por los inversionistas del sector eléctrico, «lo que da cierta certidumbre”; aunque advirtió que la velocidad en la implementación y la claridad de las reglas serán determinantes para atraer capital.
Por ello, la especialista recomienda a los desarrolladores esperar a que se defina con claridad la reglamentación, pero al mismo tiempo considerar desde el inicio el estricto marco regulatorio colombiano, prepararse para cumplir con la Resolución CREG 075 en los procesos de conexión y anticipar las gestiones de licencias ambientales y consultas previas, ya que estos aspectos serán decisivos para viabilizar sus proyectos.
En el corto plazo, el almacenamiento se vislumbra como una oportunidad concreta, sobre todo en el sector solar que puede evolucionar hacia esquemas híbridos. De acuerdo con Rueda, estos proyectos permitirán desplazar la curva de generación, estabilizar precios y fortalecer la confiabilidad de la matriz frente a escenarios de variabilidad climática.
El sector aguarda la publicación definitiva de la resolución y su reglamentación complementaria. Entre tanto, se consolida la visión de que el almacenamiento será una pieza fundamental de la transición energética en Colombia, con capacidad de transformar la operación y la planificación de la red eléctrica.
El gobernador del Chubut, Ignacio Torres, encabezó la presentación de la obra de ampliación del Gasoducto Cordillerano Patagónico, que implica la instalación de dos nuevas plantas compresoras en las localidades de Alto Río Senguer y Gobernador Costa; y de una nueva planta en la localidad de Holdich, a partir de las gestiones impulsadas por el mandatario chubutense junto a sus pares de Neuquén, Rolando Figueroa, y de Río Negro, Alberto Weretilneck, para impulsar el desarrollo regional.
El proyecto, que demandó una inversión total de 50.600 millones de pesos entre las tres provincias, incluyó la obra de interconexión entre el Gasoducto Patagónico Cordillerano y el Gasoducto General San Martín.
Dicha obra brindará una solución definitiva en la región, aportando confiabilidad al sistema y garantizando el abastecimiento de gas natural, permitiendo a su vez la incorporación de 12 mil nuevos usuarios de Chubut, Neuquén y Río Negro, luego de la suspensión en la entrega de nuevas conexiones desde 2022.
El acto se llevó a cabo en las instalaciones de la planta compresora ubicada en Gobernador Costa, y acompañaron al mandatario el vicegobernador Gustavo Menna; el gobernador Río Negro, Alberto Weretilneck, quien participó por videollamada; el presidente de Camuzzi, Jaime Barba; el intendente local, Miguel Gómez; y sus pares de Río Pico, José de San Martín; Cholila; Alto Río Senguer; Sarmiento; El Hoyo y Tecka.
“La Patagonia es el motor energético del país”
Torres destacó que la obra “es un logro muy importante para todos nosotros y una obra fundamental para la Patagonia”, señalando que las provincias de Chubut, Neuquén y Río Negro “no solo tienen superávit energético, sino que, además, son el motor energético de la Argentina”.
“Lo importante es haber podido trabajar en conjunto y concretar estas obras que parecían imposibles, lo que hoy nos permite decirle a los pueblos de Chubut, Río Negro y Neuquén, que este es el último invierno sin factibilidad para acceso al gas”, expresó el titular del Ejecutivo, anticipando que “más de 12 mil familias van a ser beneficiadas por esta obra tan importante”.
“Con responsabilidad, austeridad y, sobre todo, con convicción, esta obra, de más de 50 mil millones de pesos, va a finalizar antes del próximo invierno”, aseguró el Gobernador, puntualizando que “la etapa más importante ya se logró, que es la conexión del Gasoducto Patagónico Cordillerano con el Gasoducto General San Martín y que nos va a permitir garantizar que el invierno que viene, ninguna de las familias que padecen la falta de gas, tengan que volver a atravesar por lo mismo”.
El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, expresó que “esta obra es para nuestra provincia y para la región sumamente importante” y mencionó que “esta es una muestra más de lo que podemos hacer los patagónicos cuando estamos unidos”.
“La Patagonia produce el 98 % del gas del país, el 96 % del petróleo, el 60 % de la energía eólica y el 20 % de la energía hidráulica, por eso merecemos que nuestros pueblos tengan los servicios que necesitan”, señaló.
Por su parte, el presidente de Camuzzi Gas del Sur S.A., Jaime Barba, sostuvo que “es un orgullo poder inaugurar esta obra tan necesaria para toda la región cordillerana” y detalló que el proyecto “tiene cuatro frentes de trabajo: el primero, que ya está concluido, es un gasoducto de 5 kilómetros y medio que ya está en funcionamiento; y los otros tres brindarán una solución definitiva a los actuales y futuros usuarios del sistema”.
Detalles de las obras
El proyecto, que demandó una inversión de más de 50 mil millones de pesos entre las tres provincias contempla, por un lado, la interconexión del Gasoducto Patagónico Cordillerano con el Gasoducto General San Martín, lo que permitirá reforzar el suministro y diversificar las fuentes de inyección de gas. Dicha obra, que debía haberse realizado en el año 2007, fue finalmente ejecutada 18 años después, y se encuentra en un 100 por ciento finalizada.
En segundo lugar, la iniciativa prevé la construcción de una nueva planta compresora en Alto Río Senguer, así como al montaje de un nuevo equipo en la planta existente de Gobernador Costa, obras que fueron reactivadas con la firma del acuerdo en la Casa de Gobierno del Chubut.
La fecha prevista para la finalización de la obra era el año 2017, pero fue paralizada y finalizada ocho años después. Dicha obra fue financiada por el Banco del Chubut y el Banco de la Provincia de Neuquén, por un monto de $ 24.800 millones que ha sido garantizado por Camuzzi Gas del Sur S.A., que ejecutará la obra; en tanto que la interconexión con el Gasoducto General San Martín y la construcción de la nueva Planta Compresora Holdich contemplan una inversión por parte de la licenciataria, de $ 25.812 millones adicionales.
En tercer orden, el proyecto implica la instalación de una tercera planta compresora en la localidad de Holdich, departamento de Escalante, que complementará las de Gobernador Costa y Alto Río Senguer, mejorando la presión y el caudal operativo; dicha obra ya fue adjudicada y ya inició su construcción.
El 84 por ciento del superavit comercial argentino alcanzado en setiembre, cuando totalizó U$S 921 millones, estuvo dado por el superavit registrado en dicho mes en la balanza energética, que fue de U$S 776 millones, destacó la Secretaría de Energía.
En setiembre las exportaciones del rubro energético totalizaron U$S 967 millones (+25% interanual) en tanto que las importaciones implicaron un monto de U$S 191 millones (+3,9 i.a.), se indicó.
En lo que respecta a los primeros 9 meses del año, la balanza comercial energética registró un superavit de U$S 5.368 millones, producto de exportaciones por U$S 8.131 millones e importaciones por U$S 2.763 millones.
En el año 2024 la balanza comercial energética totalizó un superavit de U$S 5.668 millones, resultando dicho monto de comparar exportaciones por U$S 9.677 millones (principalmente petróleo y derivados, y gas) con importaciones que sumaron U$S 4.009 millones, con caída de 49 % i.a. comparadas con 2023.
Las empresas PCR y ArcelorMittal Acindar anunciaron la inauguración, en San Luis, de un parque solar de 18 MW, ubicado en la localidad de Toro Negro, departamento de General Belgrano, dentro del predio del Parque Eólico San Luis Norte, que se encuentra en operación desde 2024 con 112 MW de potencia instalada.
Con esta incorporación, el complejo alcanza una capacidad total de 130 MW y se convierte en el primer parque híbrido de generación renovable del país, al integrar en un mismo sitio tecnología eólica y solar, poniendo en valor el recurso del viento y la irradiación del sol que tiene esa región de la provincia.
Esta modalidad permite además optimizar el uso de la infraestructura eléctrica, mejorar el factor de capacidad y aumentar la previsibilidad de la generación de energía limpia, se destacó.
La construcción del parque solar demandó una inversión de 15 millones de dólares, completando así, con los 25 aerogeneradores eólicos, una inversión total de 230 millones de dólares para el desarrollo de esta etapa del Parque de Generación Renovable.
La nueva capacidad de generación eléctrica renovable del parque solar podrá abastecer el equivalente a 35.000 hogares argentinos, y si se suma la potencia del parque eólico, todo el complejo estará contribuyendo al abastecimiento equivalente de 250 mil viviendas en el país, además de permitir directamente la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y el cumplimiento de los compromisos ambientales asumidos por el país, se describió desde PCR.
El parque se despliega en un predio de 1.500 hectáreas, cuenta con 25 aerogeneradores con una capacidad instalada de 112,5 MW de potencia. Asimismo, la ampliación de su capacidad con el nuevo complejo solar implicó la instalación de 35.000 paneles con trackers automáticos que permiten el seguimiento de la irradiación en cada hora del día.
Martín Federico Brandi, CEO de PCR, destacó que “este nuevo hito refuerza nuestra visión de largo plazo: invertir en una matriz energética más limpia, diversificada y confiable. El primer parque híbrido del país es una muestra de cómo la innovación tecnológica y la sostenibilidad pueden ir de la mano del desarrollo productivo nacional, contribuyendo con la industria en la descarbonización de sus operaciones”.
Por su parte, Federico Amos, CEO de Acindar expresó que “la inauguración de las operaciones del Parque representa un importante hito en la historia de ArcelorMittal Acindar. Somos pioneros en la industria siderúrgica argentina en el abastecimiento de energías renovables, y los primeros dentro de ArcelorMittal a nivel global en implementar un proyecto de esta envergadura”.
“Estamos orgullosos de ser impulsores junto a PCR de la generación de energía renovable del país y al mismo tiempo contribuir con el planeta a partir de la reducción de emisiones de CO2”, afirmó Amos.
PCR es una empresa de capitales argentinos con más de 100 años de trayectoria en el país, especializada en petróleo & gas, energías renovables y cemento. Es principal fabricante de cemento en la región patagónica, y para la generación de energía renovable, opera cuatro complejos de parques eólicos con una potencia total de 527,4 MW ubicados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis.
En su división de petróleo y gas opera en la Argentina en las provincias de La Pampa y Mendoza y cuenta con cuatro áreas de exploración y explotación en Ecuador. Desde 2022 también se encuentra desarrollando proyectos de inversión en energía en Estados Unidos.
Por otra parte, ArcelorMittal Acindar es la productora de aceros largos líder en Argentina, que abastece a los sectores de la industria, el agro y la construcción. Cuenta con más de 80 años de historia en el país y, desde 2006, forma parte de ArcelorMittal, el principal productor siderúrgico y minero a escala mundial.
Posee instalaciones de gran magnitud en cinco ciudades del país, siendo su principal predio productivo el de Villa Constitución (provincia de Santa Fe), donde opera un complejo de producción integrado: un puerto de minerales, una Planta de Reducción Directa, una Acería con hornos de arco eléctrico y máquinas de colada continua, trenes de laminación de última generación y plantas de alambres. También tiene plantas de producción en las ciudades de Rosario, Santa Fe; San Nicolás y La Tablada (Buenos Aires), Villa Mercedes (San Luis).
El Gobierno Nacional dispuso la normalización del funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), en cumplimiento de la Ley Bases y de los principios de competencia y eficiencia establecidos en la Ley 24.065.
Mediante la Resolución 400/2025 se impulsa un nuevo esquema basado en señales de precios marginales, tratando de eliminar las distorsiones creadas por la intervención estatal. El objetivo es restablecer un mercado eléctrico competitivo, transparente y sustentable, en el que el Estado recupere su rol regulador sin interferir en la operatoria.
“Durante las últimas dos décadas, la fijación administrativa de precios y los subsidios indiscriminados distorsionaron las señales económicas, desincentivaron la inversión y generaron dependencia del gasto público. La normalización del MEM revierte ese proceso, restableciendo el principio de marginalismo como base del funcionamiento del sistema”, explicaron.
La medida también establece la creación de un Mercado a Término de Energía y Potencia, que permitirá la libre contratación entre generadores, distribuidores y grandes usuarios. De esta manera, se promueve la competencia, se impulsa la instalación de nueva capacidad de generación y se facilita la planificación de inversiones de largo plazo.
Asimismo, se avanza en la descentralización del manejo de combustibles, devolviendo a los generadores térmicos la responsabilidad de adquirir sus insumos. CAMMESA dejará de concentrar la compra de combustibles y mantendrá sus funciones de despacho y administración del mercado, así como su rol de proveedor de última instancia, en línea con su diseño original.
El nuevo marco reafirma el respeto a los contratos vigentes del Plan Gas hasta su finalización en 2028.
“Con esta reforma, el Gobierno Nacional consolida un cambio estructural en el sector energético: el Estado deja de actuar como empresario para volver a ser garante de reglas claras, precios reales y libertad de contratación”, destacaron.
“La normalización del MEM restituye las condiciones para un mercado eléctrico eficiente, competitivo y previsible, capaz de atraer inversión privada, mejorar la calidad del servicio y asegurar el acceso sostenible a la energía para todos los argentinos”, concluyeron.
La Universidad de La Plata (UNLP) busca convertirse en la primera institución universitaria capaz de autoabastecerse de energía y, según informó, lo hará a partir de la construcción de un parque fotovoltaico propio que le permitirá cubrir el 100% de su demanda eléctrica.
El proyecto, que comenzó a gestarse a principios del año pasado por iniciativa del vicepresidente Académico, Fernando Tauber, contará con 10 mega watts de corriente continua y estará emplazado en terrenos que la Universidad posee en la localidad de Vieytes, partido de Magdalena.
Para lograr cubrir el consumo del total de los edificios de la alta casa de estudios se instalarán más de 18.000 paneles solares bifaciales que, según explicaron, captan la energía solar directa y la reflejada en el suelo, y se montan sobre una estructura robotizada que hace que los paneles acompañen el recorrido del sol desde el amanecer hasta el anochecer, volviendo casi un 40% más eficiente la planta.
Los especialistas responsables del proyecto explicaron que actualmente la Universidad en su totalidad consume aproximadamente un promedio de entre 5 y 7 mega watts por mes de corriente alterna, y que la nueva planta solar tendrá capacidad para “inyectar” a la red 8,4 mega watts en corriente alterna. De este modo, la UNLP se garantizará el pleno autoabastecimiento energético para sus edificios académicos, administrativos, plantas productivas y unidades de investigación.
Tauber indicó que “la UNLP es una institución pionera en proyectar el autoabastecimiento energético. Esta iniciativa es un objetivo estratégico fundamental que se enmarca en la agenda ambiental que tiene nuestra universidad, y en la constante preocupación por el desarrollo y la investigación en materia de fuentes de energía renovable”.
“Este proyecto tiene una especial importancia para el desarrollo sustentable de nuestro país, y las universidades públicas cumplen en esto un rol trascendental”, agregó.
La empresa adjudicataria de la licitación es PowerChina Ltd Argentina, una compañía que realiza proyectos de energías renovables e infraestructura en todo el mundo, y actualmente en Argentina participa en el desarrollo de cinco parques eólicos con 355 MW totales y cuatro parques solares de 412,6 MW totales.
Se estima que los primeros contenedores con la tecnología para comenzar a montar la planta arribarán al país desde China en el mes de abril de 2026.
Ucrania y Rusia intercambiaron ataques con drones y misiles el domingo, los cuales impactaron contra las principales instalaciones energéticas de cada país, informaron comunicados oficiales de ambas partes.
Drones ucranianos atacaron una importante planta de procesamiento de gas en la región rusa de Oremburgo, cerca de la frontera con Kazajistán, provocando un incendio y obligando a la suspensión temporal de la recepción de gas kazajo, detallaron las autoridades rusas y kazajas.
La planta de Oremburgo, operada por el gigante energético estatal Gazprom, es una de las mayores del mundo en su tipo, con una capacidad anual de procesamiento de unos 45.000 millones de metros cúbicos.
El gobernador regional, Yevgueni Solntsev, señaló que el ataque incendió un taller y dañó parte de la planta. El Ministerio de Energía de Kazajistán confirmó que Gazprom había detenido el procesamiento de gas kazajo debido a la emergencia provocada por el ataque con dron.
Por su parte, funcionarios ucranianos informaron que las fuerzas rusas lanzaron un fuerte ataque contra una mina de carbón en la región central ucraniana de Dnipropetrovsk.
Los 192 mineros que se encontraban bajo tierra en ese momento fueron evacuados de manera segura, indicó la dirección de la mina, y añadió que se trataba del cuarto ataque a gran escala contra las instalaciones carboníferas de la empresa en los últimos dos meses.
“Justo antes del inicio de la temporada de calefacción, el enemigo ha vuelto a asestar un golpe a la industria energética ucraniana”, indicó la dirección de la mina en un comunicado en Telegram.
El Gobierno de la Provincia de Buenos Aires firmó el convenio para el inicio de las obras de una Nueva Planta Transformadora de alta tensión en la localidad de Quequén, partido de Necochea. La construcción de la Estación Transformadora (ET) contará con una inversión de $ 25 mil millones y se utilizará para transformar voltajes, proteger el sistema eléctrico y maniobrar los circuitos.
Firmada por el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos de la Provincia, a través de la Subsecretaría de Energía, “la obra podrá dar respuesta a la demanda de energía de los usuarios domiciliarios, y también al potencial consumo eléctrico que generan las industrias alrededor del Puerto de Quequén, una de las principales terminales marítimas de la Argentina”, informó el gobierno bonaerense en un comunicado. La firma
El puerto de aguas profundas de Quequén es el que tiene mayor calado del país, cuenta con seis muelles y once sitios de atraque. Se caracteriza por tener un marcado perfil exportador tanto de granos, cereales y oleaginosas como sus derivados y subproductos del Centro y Sur de la provincia.
A partir de esta obra eléctrica, “se dará respuesta a la demanda de energía eléctrica del puerto y de la región, y se promoverá de esta forma el desarrollo de emplazamientos de sectores industriales planificados, así como el crecimiento de la actividad turística y comercial”.
Estación Transformadora en Quequén
La Estación Transformadora será ejecutada en un 76% con financiamiento internacional del CAF (Banco de Desarrollo de América Latina) y un 24% por la Provincia de Buenos Aires, y garantizará una mayor seguridad en la continuidad del suministro eléctrico, mejorará la calidad de servicio y eliminará restricciones de demanda.
La obra se vinculará con el Sistema Eléctrico de Transporte por Distribución Troncal de la Provincia de Buenos Aires que está a cargo de Transba SA, empresa nacional que tiene a su cargo la operación y mantenimiento de las redes de alta tensión de la provincia.
El 30 y 31 de octubre de 2025, el Gran Hotel Provincial NH de Mar del Plata será sede de la Jornada sobre Energía, Producción y Desarrollo Sostenible, organizada por el Colegio de Ingenieros de la Provincia de Buenos Aires. Este evento reunirá a líderes de la industria, expertos y autoridades para debatir sobre los principales desafíos energéticos de la Argentina, en un contexto de transición hacia energías más sostenibles y de expansión de la infraestructura necesaria.
Entre los temas centrales de la jornada se destacan Vaca Muerta y su futuro como motor de la producción hidrocarburífera, así como el potencial del offshore argentino. En paralelo, se abordará la transición hacia energías renovables y la necesidad de nuevas regulaciones para fortalecer el sector eléctrico.
Las voces más destacadas incluyen a Gastón Ghioni, Subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires, y expertos de empresas clave como TotalEnergies, YPF y TGS.
Otro eje fundamental será el análisis de las nuevas regulaciones del mercado eléctrico, y los cuellos de botella en la transmisión de energía. También se discutirán las inversiones necesarias para asegurar un desarrollo productivo sostenible que incluya a todos los sectores: desde el residencial hasta el industrial.
El segundo día del evento se centrará en las energías renovables, abordando temas como la modificación de la Ley 27.191 y el régimen de incentivos a grandes inversiones. Destacados ponentes como Héctor Ruiz Moreno y Juan Cruz Azzari presentarán propuestas para consolidar la infraestructura de energías limpias, mientras que Alejandro Gesino hablará sobre el futuro del hidrógeno como vector energético.
La jornada es de acceso libre y gratuito para profesionales, estudiantes y público en general. La inscripción ya está abierta a través del formulario oficial: https://goo.su/UOmQ1
El Gobierno Nacional dispuso la normalización del funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en base a los principios de competencia establecidos en la Ley 24.065 (Marco Regulatorio de la Electricidad).
Mediante la Resolución 400/2025 se impulsa un nuevo esquema basado en señales de precios marginales, tratando de eliminar las distorsiones creadas por la intervención estatal. El objetivo es restablecer un mercado eléctrico competitivo, transparente y sustentable, en el que el Estado recupere su rol regulador sin interferir en la operatoria, comunicó la Secretaría de Energía.
Y argumentó que “durante las últimas dos décadas, la fijación administrativa de precios y los subsidios indiscriminados distorsionaron las señales económicas, desincentivaron la inversión y generaron dependencia del gasto público. La normalización del MEM revierte ese proceso, restableciendo el principio de marginalismo como base del funcionamiento del sistema”.
La medida también establece la creación de un Mercado a Término de Energía y Potencia, que permitirá la libre contratación entre generadores, distribuidores y grandes usuarios. De esta manera, se promueve la competencia, se impulsa la instalación de nueva capacidad de generación y se facilita la planificación de inversiones de largo plazo.
Asimismo, avanza en la descentralización del manejo de combustibles, devolviendo a los generadores térmicos la responsabilidad de adquirir sus insumos.
CAMMESA dejará de concentrar la compra de combustibles y mantendrá sus funciones de despacho y administración del mercado, así como su rol de proveedor de última instancia, en línea con su diseño original.
El nuevo marco reafirma el respeto a los contratos vigentes del Plan Gas hasta su finalización en 2028, se puntualizó.
El gobierno señaló que “con esta reforma se consolida un cambio estructural en el sector energético: el Estado deja de actuar como empresario para volver a ser garante de reglas claras, precios reales y libertad de contratación”.
“La normalización del MEM restituye las condiciones para un mercado eléctrico eficiente, competitivo y previsible, capaz de atraer inversión privada, mejorar la calidad del servicio y asegurar el acceso sostenible a la energía para todos los argentinos”, reafirmó Energía.
¡Terminó la cuenta regresiva: hoy comienza FES Colombia! Este 21 y 22 de octubre, el Hotel Hilton de Bogotá se convierte en el punto de encuentro más relevante del año para el sector energético regional con la apertura de una nueva edición de Future Energy Summit Colombia (FES Colombia).
El evento reunirá a las compañías más importantes del ecosistema renovable, autoridades del sector público y líderes tecnológicos para discutir los desafíos y oportunidades de la transición energética en Colombia y en la región Andina.
Incluso, el Ministerio de Minas y Energía de Colombia confirmó que lanzará nuevas subastas de generación y almacenamiento, en línea con los objetivos de diversificación energética, expansión de infraestructura y reducción de emisiones del sector eléctrico.
En este contexto, FES Colombia adquiere un papel central como espacio de articulación público-privada, donde se debatirán temas estratégicos con visión al 2030. Entre las principales temáticas destacan: la visión de CEOs y ejecutivos C-level sobre el futuro energético del país, los siguientes pasos del desarrollo de la energía solar fotovoltaica, la evolución de las soluciones tecnológicas para responder a una demanda creciente, y el rol de los inversionistas y líderes tecnológicos en la expansión de un sistema más competitivo y resiliente.
El evento también abordará el escalamiento del almacenamiento energético con renovables, la generación distribuida como catalizador de la competitividad tarifaria, y el panorama de inversiones en energía eólica onshore y offshore en la región Andina. Además, se analizarán las prioridades regulatorias y de política pública hacia 2030, junto a las metas de descarbonización e incentivos que proyectan los gobiernos latinoamericanos.
Mire la transmisión completa de FES Colombia ⤵️
Este año, FES Colombia contará con la participación de referentes globales del sector como Sungrow, JA Solar, Trina Solar, Solis, DIPREM, Nexans, Risen, Canadian Solar, ZNShine Solar, GCL, Great Power, Nordex, Alurack, Chint, Ventus, Solax Power, BLC Power Generation, CATL, Enermant, Afry, Antai Solar, Erco Energía, KAI Energy Capital y AYESA, quienes presentarán sus tecnologías, visiones de mercado y casos de éxito.
Además, acompañan la jornada instituciones clave como OLADE, ACOLGEN, FENOGE, ACOSOL, ADELAT, SER COLOMBIA y PROCOLOMBIA, consolidando el carácter regional e integrador del evento, en línea con el propósito de Future Energy Summit de promover el diálogo regional, la innovación tecnológica y la cooperación multisectorial.
Y como cada año, el encuentro podrá seguirse también en vivo y de forma gratuita a través del canal de YouTube, consolidando a FES como la única plataforma del sector energético que garantiza acceso libre a todos sus encuentros, con el fin de ampliar el conocimiento y fomentar la participación de actores estratégicos en toda Hispanoamérica.
Con cientos de asistentes confirmados y una agenda centrada en la acción, FES Colombia reafirma su posición como el principal foro para quienes definen el futuro energético de la región.
El Gobierno de México formalizó su llamado al sector privado para desarrollar proyectos de energías renovables estratégicos en el país. La Secretaría de Energía (SENER) presentó la Convocatoria para la Atención Prioritaria de Solicitudes de Permisos de Generación Eléctrica, una herramienta que permitirá viabilizar 6000 MW de nueva capacidad renovable a través de inversión privada.
La iniciativa forma parte de una estrategia más amplia que busca acelerar la transición energética nacional, en línea con los nuevos instrumentos de planeación del sector. Según explicó la secretaria de Energía, Luz Elena González Escobar, la convocatoria es resultado de un trabajo interinstitucional inédito que busca ordenar el desarrollo del sistema eléctrico y fortalecer su confiabilidad.
“Esta convocatoria abre una etapa de trabajo conjunto entre el Estado mexicano y las y los inversionistas, empresas, cámaras y asociaciones”, manifestó González Escobar.
Del total de capacidad proyectada, 3790 MW corresponden a energía solar fotovoltaica y 2100 MW a eólica. El esquema contempla una inversión estimada de más de 7000 millones de dólares, con prioridad en seis regiones del país: Centro, Oriente, Peninsular, Occidental, Norte y Noroeste.
Nuevo esquema que busca reducir trámites y generar más certidumbre
Uno de los ejes centrales de la convocatoria es la reducción de los plazos administrativos: el tiempo entre la solicitud al SENACE y la firma del contrato de interconexión se reducirá de ocho a tres meses. Para ello, se implementará una ventanilla única gestionada por la Comisión Nacional de Energía, que concentrará todos los trámites vinculados a generación.
“Va a existir una sola ventanilla de entrada y una sola de salida para todos los permisos de generación, y esa ventanilla será la Comisión Nacional de Energía”, afirmó González Escobar. El proceso también exige que los proyectos cuenten con el acuse de recepción de la Manifestación de Impacto Ambiental o el Dictamen Técnico Unificado, lo que garantiza que se cumplan criterios ambientales y sociales desde las etapas tempranas del desarrollo.
El subsecretario de Planeación y Transición Energética, Jorge Marcial Islas Amperio, explicó que esta política se basa en un modelo de planeación vinculante, que reemplaza el antiguo esquema de expansión impulsada por el mercado.“Ahora no se trata de hacer proyectos donde se nos ocurra. Se trata de satisfacer una serie de necesidades que requiere el país para su desarrollo”, explic+p Islas Amperio.
El funcionario señaló que esta convocatoria está respaldada por un nuevo Plan de Expansión del Sistema Eléctrico Nacional, recientemente publicado, con metas como alcanzar el 38% de generación limpia y mejorar la confiabilidad del sistema a través de almacenamiento y nuevas tecnologías. También destacó el valor de la articulación con la CFE, el SENACE y la SEMARNAT para acompañar cada fase de los proyectos.
Certidumbre para invertir: enfoque territorial, técnico y ambiental
El director general de la Comisión Nacional de Energía, Juan Carlos Solís Ávila, detalló que los proyectos elegibles serán aquellos alineados con la planeación territorial, la tecnología requerida en cada zona y las fechas específicas de entrada en operación. Además, se priorizarán las propuestas que incorporen innovación tecnológica, justicia energética y criterios de continuidad y calidad del servicio.
“Esta convocatoria está hecha para decidir y ejecutar ágilmente. Ordenamos los tiempos, los procesos y vamos a acompañar cada proyecto hasta su entrada en operación comercial”, afirmó Solís Ávila.
Las fechas clave ya están en marcha: el registro de intención de participar fue del 20 al 24 de octubre. La aprobación de permisos se realizará el 10 de diciembre, con notificaciones los días siguientes, y la firma de contratos deberá concretarse antes del 20 de enero de 2026.
La convocatoria se da en paralelo a la reciente publicación del PROSENER 2025–2030, documento que, según analistas, reduce la expectativa de crecimiento renovable en favor de tecnologías convencionales. Sin embargo, esta apertura hacia la inversión privada en renovables marca un giro operativo con enfoque territorial y técnico, con el objetivo de acelerar la transición energética.
“Queremos acelerar la transición energética en México. Esta convocatoria hecha para particulares puede ser un buen reinicio de una gran interacción entre sector público y privado”, concluyó Islas Amperio.
El sistema eléctrico argentino inicia una nueva etapa. La Secretaría de Energía de la Nación formalizó las Reglas para la Normalización del MEM y su adaptación progresiva, a través de la Resolución SE N°400/2025, que transforman los lineamientos previos en un marco normativo ejecutable.
Estas reglas redefinen la lógica de abastecimiento eléctrico en el país: reemplazan el modelo centralizado y administrado por CAMMESA por uno basado en la contratación directa y en señales reales de precios, con la competitividad de todas las fuentes y el Mercado a Término (MAT) como protagonistas de la transición.
“En forma excepcional, para los contratos celebrados bajo dicho esquema con entrada en vigencia a partir del 1° de noviembre de 2025 y hasta 30 de abril de 2026 inclusive, el OED admitirá la presentación de los contratos hasta CINCO (5) días corridos antes del inicio de cada mes”; señala la resolución.
El nuevo texto normativo le otorga al MAT un papel operativo fundamental. A partir de su entrada en vigencia, los distribuidores del MEM deberán cubrir al menos el 75% de su demanda estacionalizada mediante contratos bilaterales.
Esto significa que cada distribuidor deberá buscar su energía en acuerdos a largo plazo con generadores o comercializadores, en lugar de depender exclusivamente del despacho centralizado. El objetivo es claro: trasladar al mercado las decisiones de compra y venta de energía, reforzando la competencia y reduciendo la exposición a subsidios y precios regulados.
En este nuevo contexto, CAMMESA asume un rol de coordinación activa, no sólo como operador técnico, sino también como administrador del registro de contratos. Deberá publicar precios de referencia, supervisar las operaciones, y liquidar diferencias entre la energía contratada y la efectivamente consumida por cada agente.
Este esquema convierte al MAT en un mercado transparente, trazable y con información pública, donde los precios y volúmenes reflejan las condiciones reales de oferta y demanda. Asimismo, se incorporan mecanismos de ajuste horario que permiten compatibilizar las variaciones entre lo pactado y lo despachado en el Mercado Spot, garantizando equilibrio y previsibilidad.
Una innovación clave es la segmentación de productos, que habilita contratos independientes de energía (MWh) y potencia (MW disponibles), o acuerdos mixtos que combinen ambas variables. Los grandes usuarios podrán asegurar precios fijos para su consumo energético, mientras los distribuidores podrán contratar capacidad firme para atender picos de demanda; sumado a que las reglas permiten que los distribuidores conformen agrupaciones o “pools” de compra,
El Mercado a Término también se abre plenamente a la participación de todas las fuentes de generación. Las renovables, una vez finalizados sus contratos bajo el programa RenovAr o con CAMMESA, podrán vender directamente su energía en el MAT, estableciendo acuerdos bilaterales con grandes consumidores o distribuidores.
El nuevo marco también amplía el abanico de fuentes elegibles: a las tradicionales solar y eólica se suman biomasa, biogás y residuos sólidos (BRS), que podrán optar por declarar su propio costo variable (CVP) y participar del despacho económico como si fueran térmicas convencionales. Esta apertura permite integrar recursos distribuidos, plantas híbridas y proyectos de cogeneración que hasta ahora tenían escasa visibilidad regulatoria.
Otro elemento central del documento es la derogación parcial de la Resolución MEyM 281/17, que restringía los beneficios de potencia para las renovables. Al eliminar estos límites, el Gobierno libera a los proyectos de penalizaciones y descuentos automáticos, lo que mejora su remuneración y su capacidad para competir por contratos MAT.
A su vez, se establece un Factor de Renta Adaptado (FRA) que aumentará gradualmente entre 2025 y 2028, con un ingreso mínimo garantizado de 32 USD/MWh para la generación existente y plena libertad de rentabilidad para la nueva. Este esquema impulsa previsibilidad y bancabilidad en los proyectos.
Con estas medidas, el Gobierno busca transformar al MEM en un mercado donde cada actor asuma un rol activo en su gestión energética. Las distribuidoras ya no dependerán exclusivamente del despacho central y los grandes usuarios podrán negociar directamente con generadores.
En síntesis, la nueva Resolución SE N°400/2025 no sólo actualiza las reglas del juego, sino que instala un nuevo paradigma eléctrico, donde el Mercado a Término emerge como la columna vertebral de este modelo y que promete reconfigurar la relación entre generación, distribución y consumo en los próximos años.
El Decreto 1091 de 2025, que actualiza el Decreto Único Reglamentario del sector minero-energético, representa un punto de inflexión en la política eléctrica colombiana. La norma corrige la falta de institucionalidad que dejó la anulación del Decreto 570 de 2018 y crea un marco permanente para las subastas de largo plazo.
Pero, según Miguel Ángel Rodríguez Bernal, Director de Negocios de Generación de Energía en Gesinso Energy, su impacto dependerá de la capacidad del Gobierno para convertir la norma en una política coherente y técnicamente viable.
“El decreto prepara el terreno para nuevas subastas de largo plazo, pero aún no garantiza que esas subastas sean inclusivas, competitivas ni socialmente sostenibles.Pone las reglas, pero no resuelve el juego”, señaló en diálogo con Energía Estratégica.
En este sentido, considera que se da un paso en la dirección correcta al ordenar la coordinación entre el Ministerio de Minas y Energía, la CREG y la UPME, entidades que históricamente han trabajado de forma desarticulada.
Aun así, advierte que los plazos definidos para que las instituciones actualicen los procedimientos —solo dos meses— son «poco realistas».
“Esa presión puede llevar a normas improvisadas o a repeticiones de errores del pasado”, apuntó y aclaró que si no hay una hoja de ruta técnica concertada, «el remedio puede volverse otra fuente de inseguridad jurídica”.
¿Cómo debería ser el diseño de la próxima subasta?
Uno de los aspectos más debatidos es el modelo de subasta. Para Rodríguez Bernal, insistir en esquemas centralizados a nivel nacional limita la eficiencia y la competencia.
“Colombia debe migrar hacia un modelo regional o por nodos, no seguir insistiendo en una subasta centralizada nacional”, afirmó, ya que, a su juicio, el sistema eléctrico del país presenta desequilibrios que una subasta única no refleja. Por ejemplo, las diferencias entre nodos con sobreoferta y con déficit estructural.
De esta manera, una subasta nacional con un único precio, podría terminar adjudicando proyectos donde la red ya está saturada. En cambio, un enfoque regional, permitiría orientar la inversión hacia territorios con mayor necesidad energética o donde los recursos renovables aporten resiliencia.
Además, abriría el espacio a nuevos actores. “Una subasta por nodos democratiza el acceso al mercado y favorece la entrada de pequeñas FNCER, almacenamiento y proyectos híbridos”, opinó el referente.
Asimismo, aclaró que estas subastas regionales deberían hacerse bajo un marco nacional homogéneo, con reglas contractuales estándar y mecanismos de mercado secundarios para equilibrar la liquidez entre zonas.
Criterios socioeconómicos y ambientales
Otro elemento central que introdujo el decreto es la inclusión de criterios socioeconómicos y ambientales como obligatorios en la contratación. Algo que desde el sector se celebra.
Sin embargo, Rodríguez Bernal advirtió que “aunque el mandato aparece, ninguno de los decretos define con precisión cómo deben operacionalizarse esos criterios”. Para él, “no basta con exigir sostenibilidad; hay que premiarla y cuantificarla”.
Entre las propuestas, plantea incorporar un índice de desarrollo territorial que asigne puntaje adicional a los proyectos que generen empleo local o que se ubiquen en zonas con vulnerabilidad energética.
También sugiere establecer requisitos ambientales previos a la adjudicación, con licencias y planes de manejo aprobados para evitar retrasos posteriores. Además, propone que los contratos incluyan cláusulas con bonificaciones o penalidades ligadas al cumplimiento social y ambiental.
Desde el punto de vista técnico, la UPME debería ser “la brújula de la planeación y la coherencia territorial”, integrando la planeación energética con la ambiental y la social, identificando dónde es viable expandir el sistema y qué tipo de tecnología se adapta a cada región. La CREG, por su parte, debe ser “el arquitecto de los incentivos”, traduciendo los lineamientos en reglas de mercado claras, neutrales y verificables.
Plazos y remuneración
Sobre los plazos, Rodríguez Bernal planteó que los procesos de contratación deberían lanzarse con entre 12 y 24 meses de anticipación y que la entrada en operación comercial debería ocurrir entre 24 y 36 meses después de la adjudicación, para evitar los retrasos observados en las subastas de 2019 y 2021, marcadas por la falta de coordinación y la ausencia de permisos completos.
En materia de remuneración, coincidió con otras voces del sector que remarcaron que el modelo pay-as-bid ya no es el más eficiente para Colombia.
“Hoy, el modelo más eficiente es el contrato por diferencia (CfD), porque protege al consumidor, da certidumbre al inversionista y estabiliza el sistema”, aseguró y remarcó que el objetivo no es reducir precios a cualquier costo, sino construir precios justos y predecibles.
“Uno de los errores históricos del sector ha sido confundir eficiencia con baratura. El precio que beneficia al usuario no es el más bajo, sino el más confiable”, declaró.
Finalmente, el director de Gesinso Energy sostiene que las próximas subastas deberían incluir una cuota mínima de almacenamiento y mecanismos de flexibilidad.
Esto está incluído en el Decreto que menciona a las tecnologías de gestión de la energía como adjudicables junto con el resto de las renovables no convencionales y la hidráulica, con la intención de brindar flexibilidad al sistema.
El Decreto 1091 constituye, en definitiva, una oportunidad para redefinir la política de contratación eléctrica del país. Pero su efectividad dependerá de que las subastas se conciban como herramientas estratégicas y no como trámites administrativos.
Este foro reunirá a CEOs, autoridades y referentes del ecosistema energético para debatir el futuro de la región andina en un contexto marcado por la nueva regulación, la expansión de infraestructura y la transición hacia un sistema más competitivo y resiliente.
La agenda del encuentro incluye temas como generación renovable, almacenamiento energético, infraestructura de transmisión y políticas de descarbonización, consolidando a FES como un espacio clave para definir las estrategias de desarrollo del sector hacia 2030.
El Sindicato de Petroleros Privados firmó un acuerdo histórico que amplía la cobertura de los trabajadores ante accidentes graves o fatales. 
