Cabello, quien también es secretario general del Partido Socialista Unido de Venezuela, manifestó que estas ofensivas buscan controlar recursos vitales como el petróleo, el oro, el gas y el agua. Frente a esta situación, aseguró que las fuerzas políticas aliadas al Gobierno están preparadas para enfrentar cualquier agresión con una “resistencia activa prolongada”.
El ministro subrayó que quienes ejercen presión sobre Venezuela pretenden quebrantar la voluntad de la nación mediante “terrorismo psicológico”, pero expresó con firmeza que “se equivocan”. Además, resaltó la importancia de la movilización popular que ha tomado las calles en apoyo al Gobierno, considerándola fundamental para defender la soberanía nacional y los recursos del país.
Respecto al reciente incidente con el buque petrolero, Cabello señaló que esta acción no solo afecta a la industria energética, sino que también pone en riesgo los minerales y el agua, recursos esenciales para la población venezolana. La tensión entre Venezuela y Estados Unidos se ha intensificado a raíz de este episodio.
La comunidad internacional observa con atención la situación, mientras Venezuela reafirma su postura de resistencia frente a lo que califica como una agresión imperialista. Cabello reiteró que tanto las fuerzas afines al Gobierno como la ciudadanía están comprometidas en la protección de los recursos naturales del país.
Finalmente, el ministro aseguró que la defensa de la soberanía seguirá siendo una prioridad, anticipando la implementación de nuevas medidas para salvaguardar la economía y los bienes nacionales. La movilización ciudadana y el respaldo al Gobierno se mantienen como pilares fundamentales de esta resistencia.
Cabello, quien también es secretario general del Partido Socialista Unido de Venezuela, manifestó que estas ofensivas buscan controlar recursos vitales como el petróleo, el oro, el gas y el agua. Frente a esta situación, aseguró que las fuerzas políticas aliadas al Gobierno están preparadas para enfrentar cualquier agresión con una “resistencia activa prolongada”.
El ministro subrayó que quienes ejercen presión sobre Venezuela pretenden quebrantar la voluntad de la nación mediante “terrorismo psicológico”, pero expresó con firmeza que “se equivocan”. Además, resaltó la importancia de la movilización popular que ha tomado las calles en apoyo al Gobierno, considerándola fundamental para defender la soberanía nacional y los recursos del país.
Respecto al reciente incidente con el buque petrolero, Cabello señaló que esta acción no solo afecta a la industria energética, sino que también pone en riesgo los minerales y el agua, recursos esenciales para la población venezolana. La tensión entre Venezuela y Estados Unidos se ha intensificado a raíz de este episodio.
La comunidad internacional observa con atención la situación, mientras Venezuela reafirma su postura de resistencia frente a lo que califica como una agresión imperialista. Cabello reiteró que tanto las fuerzas afines al Gobierno como la ciudadanía están comprometidas en la protección de los recursos naturales del país.
Finalmente, el ministro aseguró que la defensa de la soberanía seguirá siendo una prioridad, anticipando la implementación de nuevas medidas para salvaguardar la economía y los bienes nacionales. La movilización ciudadana y el respaldo al Gobierno se mantienen como pilares fundamentales de esta resistencia.
YPF anunció que comenzará la perforación de un nuevo pozo en el bloque CN VII A, ubicado en la cuenca neuquina del lado mendocino de Vaca Muerta. Esta iniciativa forma parte de la estrategia de la empresa de enfocar sus inversiones en proyectos de gran escala dentro del país, buscando fortalecer su competitividad en el sector energético.
La decisión de avanzar con esta perforación adicional cobra especial relevancia en un momento en que YPF reorganiza su cartera y concentra recursos en activos prioritarios. Mendoza se posiciona así como un territorio clave para la petrolera nacional, que ya ha realizado trabajos previos en la provincia sobre el reservorio no convencional.
El objetivo de esta nueva perforación es profundizar el conocimiento del reservorio Vaca Muerta en Mendoza, ampliar las perspectivas exploratorias y obtener datos fundamentales para futuros desarrollos. Además, busca consolidar la presencia de YPF en esta frontera exploratoria.
En este sentido, la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, destacó: “Esta perforación es una señal enorme de confianza en el potencial de Vaca Muerta en Mendoza. YPF está ajustando su portafolio en todo el país, desprendiéndose de activos que no considera prioritarios. Que decida no solo permanecer en nuestras áreas con Vaca Muerta, sino invertir por encima del compromiso asumido, demuestra la solidez del modelo provincial y el atractivo de nuestro recurso”.
Por su parte, el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, agregó que el pozo adicional en CN VII A “confirma no solo el interés técnico en la ventana mendocina de Vaca Muerta, sino también la fortaleza del marco regulatorio provincial, que brinda previsibilidad y condiciones adecuadas para sostener decisiones de inversión de largo plazo”.
El bloque CN VII A forma parte del esquema exploratorio no convencional que YPF desarrolla en Mendoza, donde los estudios previos han arrojado resultados positivos. La provincia cuenta con un recurso competitivo, infraestructura disponible y seguridad jurídica, factores que según Latorre “confirman que estamos en el camino correcto”.
YPF anunció que comenzará la perforación de un nuevo pozo en el bloque CN VII A, ubicado en la cuenca neuquina del lado mendocino de Vaca Muerta. Esta iniciativa forma parte de la estrategia de la empresa de enfocar sus inversiones en proyectos de gran escala dentro del país, buscando fortalecer su competitividad en el sector energético.
La decisión de avanzar con esta perforación adicional cobra especial relevancia en un momento en que YPF reorganiza su cartera y concentra recursos en activos prioritarios. Mendoza se posiciona así como un territorio clave para la petrolera nacional, que ya ha realizado trabajos previos en la provincia sobre el reservorio no convencional.
El objetivo de esta nueva perforación es profundizar el conocimiento del reservorio Vaca Muerta en Mendoza, ampliar las perspectivas exploratorias y obtener datos fundamentales para futuros desarrollos. Además, busca consolidar la presencia de YPF en esta frontera exploratoria.
En este sentido, la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, destacó: “Esta perforación es una señal enorme de confianza en el potencial de Vaca Muerta en Mendoza. YPF está ajustando su portafolio en todo el país, desprendiéndose de activos que no considera prioritarios. Que decida no solo permanecer en nuestras áreas con Vaca Muerta, sino invertir por encima del compromiso asumido, demuestra la solidez del modelo provincial y el atractivo de nuestro recurso”.
Por su parte, el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, agregó que el pozo adicional en CN VII A “confirma no solo el interés técnico en la ventana mendocina de Vaca Muerta, sino también la fortaleza del marco regulatorio provincial, que brinda previsibilidad y condiciones adecuadas para sostener decisiones de inversión de largo plazo”.
El bloque CN VII A forma parte del esquema exploratorio no convencional que YPF desarrolla en Mendoza, donde los estudios previos han arrojado resultados positivos. La provincia cuenta con un recurso competitivo, infraestructura disponible y seguridad jurídica, factores que según Latorre “confirman que estamos en el camino correcto”.
Investigadoras de la Universidad Nacional de Plata, pertenecientes al Centro de Investigación y Desarrollo en Fermentaciones Industriales (CINDEFI, Facultad de Ciencias Exactas-UNLP-CONICET) desarrollan una tecnología basada en inoculantes microbianos para degradar hidrocarburos contaminantes provenientes de la industria petrolífera en la región de Vaca Muerta, Neuquén. Se trata de un bioinsumo elaborado a partir de bacterias nativas de suelos salinos de esa provincia, especialmente seleccionadas por su capacidad para degradar contaminantes del petróleo y resistir las condiciones ambientales de los suelos de la región.
La Dra. Marianela Macchi y la Dra. Bibiana Coppotelli, quienes se encuentran a cargo del proyecto, mencionan que “esta investigación surge a partir de la demanda de diversas empresas tratadoras de residuos peligrosos o que comercializan inoculantes en la provincia de Neuquén, que en los últimos años se acercaron al grupo de trabajo con interés en el desarrollo de inoculantes locales”.
Los inoculantes son productos biológicos que contienen microorganismos vivos, como bacterias y hongos, y que se incorporan en los suelos según un fin específico. Uno de los usos es la biorremediación, la cual consiste en utilizar organismos vivos para eliminar o reducir contaminantes tóxicos a sustancias inocuas para la salud humana y el ambiente.
Esta tecnología minimiza la huella de carbono dejada por el tratamiento de sitios contaminados. En particular, la técnica del bioaumento implica introducir microorganismos específicos en la matriz contaminada para aumentar las capacidades degradativas del suelo y acelerar la transformación de los contaminantes.
Actualmente, existen inoculantes que se comercializan con este fin, pero el problema de estos es que son importados o están compuestos por microorganismos no autóctonos. Debido a la dificultad para predecir las consecuencias de introducir en grandes cantidades un microorganismo de otra región, la legislación neuquina no permite utilizar inoculantes con microorganismos ajenos.
Este proyecto propone un enfoque integral: no solo utiliza microorganismos nativos, sino que busca optimizar la producción de estos a partir de residuos agroindustriales regionales, como los de la industria de producción de sidra. Es decir, en lugar de adquirir nutrientes comerciales, las investigadoras generan grandes volúmenes de biomasa microbiana aprovechando estos desechos, reduciendo así los costos de cultivo y contribuyendo a un modelo de economía circular. Además, el proyecto se enriquece con estudios genómicos para predecir el comportamiento de los microorganismos en el ambiente donde serán aplicados.
El problema de la acumulación
Los Hidrocarburos Policíclicos Aromáticos (PAHs) son contaminantes orgánicos muy persistentes en el ambiente y con potencial cancerígeno, por lo que representan una problemática creciente que amenaza tanto los ecosistemas como la salud de las poblaciones locales, comprometiendo así la sustentabilidad de la actividad petrolera. Al ser muy hidrofóbicos, estos contaminantes son fácilmente adsorbidos en las partículas del suelo, lo cual convierte al suelo en un reservorio de estos “pasivos ambientales” y hace que removerlos sea un desafío.
“No eliminar estos pasivos ambientales en la zona contaminada, podría generar que estos se distribuyan en el ambiente, percolando en napas de agua y causando grandes daños a la salud humana y ambiental”, explica la Dra. Coppotelli.
“Actualmente, la solución paliativa de las empresas de la región frente a la creciente generación de estos contaminantes es acopiar los suelos contaminados hasta poder tratarlos con métodos fisicoquímicos o incinerarlos, los cuales tienen un efecto negativo sobre el medio ambiente y conllevan a la pérdida del valor del suelo, dejándolos inutilizables o muy pobres para el cultivo u otras actividades productivas”, indica la Dra. Macchi.
¿Cómo actúan estos microorganismos?
Así como nosotros comemos azúcares o hidratos de carbono, existen bacterias que pueden “consumir” estos hidrocarburos tóxicos para el ser humano. Esto es gracias a la inmensa variedad metabólica presente en los microorganismos producto de su capacidad para adaptarse a distintas condiciones ambientales.
Estas bacterias, trabajan en conjunto en lo que las investigadoras llaman “consorcios sintéticos”, comunidades mínimas de bacterias combinadas estratégicamente según las interacciones entre sí y su capacidad para degradar distintos contaminantes. Los consorcios desarrollados por el grupo han demostrado degradar completamente PAHs tóxicos como fenantreno, antraceno, fluoreno y sus intermediarios de degradación.
La ventaja de utilizar consorcios de bacterias autóctonas es que permite preservar las interacciones que se crearon entre microorganismos de una comunidad bacteriana por coadaptación y evolución, brindando así una mayor resistencia al estrés producido por las perturbaciones ambientales. Además, estas bacterias se encuentran pre-adaptadas a las condiciones adversas de los suelos de la región tales como alta salinidad y presencia de metales pesados, lo cual también contribuye a la supervivencia de las mismas.
En investigaciones previas, el grupo ha probado la eficiencia de esta tecnología logrando obtener comunidades de microorganismos capaces de degradar estos contaminantes en suelos de la Provincia de Buenos Aires y ahora busca aplicar esta tecnología en la Cuenca Petrolífera Neuquina.
El proyecto , reciente ganador del primer premio del certamen “Ideas de Exactas 2025” organizado por la Dirección de Vinculación tecnológica de la Facultad de Ciencias Exactas (UNLP), propone una solución biotecnológica ambiental frente a esta creciente problemática en la zona utilizando tecnología de bajo costo económico, regional, amigable con el medio ambiente y con alto potencial escalable.
El equipo de trabajo está integrado por la Dra. Bibiana Coppotelli (Investigadora Independiente-CONICET), la Dra. Marianela Macchi (Investigadora Asistente-CIC-PBA), la Lic. Déborah Colman miembro de la Carrera del Personal de Apoyo a la Investigación y Desarrollo (CPA-CONICET) y los estudiantes de Biotecnología y Biología Molecular Franco Damián Parra y Octavio Ellehoj, ambos pertenecientes al programa de becas de entrenamiento de la Comisión de Investigaciones Científicas de la Provincia de Buenos Aires (BENTRE-CIC-PBA).
Investigadoras de la Universidad Nacional de Plata, pertenecientes al Centro de Investigación y Desarrollo en Fermentaciones Industriales (CINDEFI, Facultad de Ciencias Exactas-UNLP-CONICET) desarrollan una tecnología basada en inoculantes microbianos para degradar hidrocarburos contaminantes provenientes de la industria petrolífera en la región de Vaca Muerta, Neuquén. Se trata de un bioinsumo elaborado a partir de bacterias nativas de suelos salinos de esa provincia, especialmente seleccionadas por su capacidad para degradar contaminantes del petróleo y resistir las condiciones ambientales de los suelos de la región.
La Dra. Marianela Macchi y la Dra. Bibiana Coppotelli, quienes se encuentran a cargo del proyecto, mencionan que “esta investigación surge a partir de la demanda de diversas empresas tratadoras de residuos peligrosos o que comercializan inoculantes en la provincia de Neuquén, que en los últimos años se acercaron al grupo de trabajo con interés en el desarrollo de inoculantes locales”.
Los inoculantes son productos biológicos que contienen microorganismos vivos, como bacterias y hongos, y que se incorporan en los suelos según un fin específico. Uno de los usos es la biorremediación, la cual consiste en utilizar organismos vivos para eliminar o reducir contaminantes tóxicos a sustancias inocuas para la salud humana y el ambiente.
Esta tecnología minimiza la huella de carbono dejada por el tratamiento de sitios contaminados. En particular, la técnica del bioaumento implica introducir microorganismos específicos en la matriz contaminada para aumentar las capacidades degradativas del suelo y acelerar la transformación de los contaminantes.
Actualmente, existen inoculantes que se comercializan con este fin, pero el problema de estos es que son importados o están compuestos por microorganismos no autóctonos. Debido a la dificultad para predecir las consecuencias de introducir en grandes cantidades un microorganismo de otra región, la legislación neuquina no permite utilizar inoculantes con microorganismos ajenos.
Este proyecto propone un enfoque integral: no solo utiliza microorganismos nativos, sino que busca optimizar la producción de estos a partir de residuos agroindustriales regionales, como los de la industria de producción de sidra. Es decir, en lugar de adquirir nutrientes comerciales, las investigadoras generan grandes volúmenes de biomasa microbiana aprovechando estos desechos, reduciendo así los costos de cultivo y contribuyendo a un modelo de economía circular. Además, el proyecto se enriquece con estudios genómicos para predecir el comportamiento de los microorganismos en el ambiente donde serán aplicados.
El problema de la acumulación
Los Hidrocarburos Policíclicos Aromáticos (PAHs) son contaminantes orgánicos muy persistentes en el ambiente y con potencial cancerígeno, por lo que representan una problemática creciente que amenaza tanto los ecosistemas como la salud de las poblaciones locales, comprometiendo así la sustentabilidad de la actividad petrolera. Al ser muy hidrofóbicos, estos contaminantes son fácilmente adsorbidos en las partículas del suelo, lo cual convierte al suelo en un reservorio de estos “pasivos ambientales” y hace que removerlos sea un desafío.
“No eliminar estos pasivos ambientales en la zona contaminada, podría generar que estos se distribuyan en el ambiente, percolando en napas de agua y causando grandes daños a la salud humana y ambiental”, explica la Dra. Coppotelli.
“Actualmente, la solución paliativa de las empresas de la región frente a la creciente generación de estos contaminantes es acopiar los suelos contaminados hasta poder tratarlos con métodos fisicoquímicos o incinerarlos, los cuales tienen un efecto negativo sobre el medio ambiente y conllevan a la pérdida del valor del suelo, dejándolos inutilizables o muy pobres para el cultivo u otras actividades productivas”, indica la Dra. Macchi.
¿Cómo actúan estos microorganismos?
Así como nosotros comemos azúcares o hidratos de carbono, existen bacterias que pueden “consumir” estos hidrocarburos tóxicos para el ser humano. Esto es gracias a la inmensa variedad metabólica presente en los microorganismos producto de su capacidad para adaptarse a distintas condiciones ambientales.
Estas bacterias, trabajan en conjunto en lo que las investigadoras llaman “consorcios sintéticos”, comunidades mínimas de bacterias combinadas estratégicamente según las interacciones entre sí y su capacidad para degradar distintos contaminantes. Los consorcios desarrollados por el grupo han demostrado degradar completamente PAHs tóxicos como fenantreno, antraceno, fluoreno y sus intermediarios de degradación.
La ventaja de utilizar consorcios de bacterias autóctonas es que permite preservar las interacciones que se crearon entre microorganismos de una comunidad bacteriana por coadaptación y evolución, brindando así una mayor resistencia al estrés producido por las perturbaciones ambientales. Además, estas bacterias se encuentran pre-adaptadas a las condiciones adversas de los suelos de la región tales como alta salinidad y presencia de metales pesados, lo cual también contribuye a la supervivencia de las mismas.
En investigaciones previas, el grupo ha probado la eficiencia de esta tecnología logrando obtener comunidades de microorganismos capaces de degradar estos contaminantes en suelos de la Provincia de Buenos Aires y ahora busca aplicar esta tecnología en la Cuenca Petrolífera Neuquina.
El proyecto , reciente ganador del primer premio del certamen “Ideas de Exactas 2025” organizado por la Dirección de Vinculación tecnológica de la Facultad de Ciencias Exactas (UNLP), propone una solución biotecnológica ambiental frente a esta creciente problemática en la zona utilizando tecnología de bajo costo económico, regional, amigable con el medio ambiente y con alto potencial escalable.
El equipo de trabajo está integrado por la Dra. Bibiana Coppotelli (Investigadora Independiente-CONICET), la Dra. Marianela Macchi (Investigadora Asistente-CIC-PBA), la Lic. Déborah Colman miembro de la Carrera del Personal de Apoyo a la Investigación y Desarrollo (CPA-CONICET) y los estudiantes de Biotecnología y Biología Molecular Franco Damián Parra y Octavio Ellehoj, ambos pertenecientes al programa de becas de entrenamiento de la Comisión de Investigaciones Científicas de la Provincia de Buenos Aires (BENTRE-CIC-PBA).
Durante la última semana, el Gobierno de Río Negro y el instituto canadiense SAIT completaron en la provincia la segunda etapa de una evaluación integral de necesidades para preparar la formación técnica que demandará el megaproyecto Argentina GNL, el cual prevé la instalación de seis buques de licuefacción offshore en el Golfo San Matías. Cada uno de estos con una dotación estimada de 90 a 180 trabajadores, además de aproximadamente 170 puestos adicionales en el puerto.
El Gobierno de la Provincia de Río Negro, a través de la Secretaría de Energía y Ambiente y la Unidad Provincial de Enlace con las Universidades, avanzó en una etapa central de su colaboración con el Southern Alberta Institute of Technology (SAIT), institución líder en formación energética a nivel internacional.
El objetivo del trabajo conjunto es realizar una Evaluación Integral de Necesidades, destinada a identificar las habilidades que deberá desarrollar la fuerza laboral rionegrina para incorporarse a la industria del Gas Natural Licuado (GNL), con una formación de escala global, para la cual se requiere el cumplimiento de estrictos estándares internacionales.
“Río Negro se está preparando en serio para el futuro energético con una experiencia que es única en Argentina y de la cual hay pocas en el mundo. Esta evaluación nos permite saber qué capacidades deben fortalecerse para que nuestras y nuestros jóvenes accedan a los empleos que traerá Argentina GNL”, afirmó Daiana Neri, referente de la Secretaría de Enlace con Universidades.
Recorridos y reuniones durante la visita de SAIT
Durante la última semana, una comitiva de SAIT integrada por especialistas con amplia experiencia en proyectos de FLNG a través de la MacPhail School of Energy, recorrió instituciones educativas, empresas y plantas industriales, y mantuvo reuniones con actores clave del sector energético y académico.
Entre los encuentros más relevantes se destacan reuniones con las empresas Golar, YPF, Southern Energy e IAPG; diálogo con universidades (UNCO y UNRN) y secundarios técnicos del Alto Valle y la costa Atlántica; más visitas a la planta de ALPAT, Quintana Energy y al Puerto de San Antonio Este (SAE).
“Vimos un sistema educativo sólido y con mucho potencial. El desafío ahora es actualizar contenidos, fortalecer el inglés técnico y articular mejor entre escuelas, universidades, empresas y Estado”, explicó Neri, quien acompañó y guió todo el recorrido.
Un proyecto que transformará la formación técnica
La operación requerirá personal altamente capacitado y dominio de inglés técnico, por lo que la actualización del sistema formativo provincial es clave. “Nuestro objetivo es que los empleos que genere este proyecto queden en Río Negro y beneficien a nuestras familias y comunidades”, destacó Neri.
Próximos pasos: una hoja de ruta para la provincia
El estudio culminará con un Informe de Evaluación de Necesidades, que ofrecerá recomendaciones para mejorar currículas y programas de capacitación, así como estrategias para cerrar brechas de habilidades.
Este trabajo se apoya en el acuerdo firmado entre la Provincia y SAIT en junio de 2025 en Calgary, que estableció una alianza estratégica para fortalecer la formación energética en Río Negro.
“Estamos construyendo un camino de largo plazo con un socio internacional de enorme trayectoria. Esta alianza es clave para que Río Negro sea protagonista del futuro energético argentino”, concluyó Neri.
La Secretaría de Energía estableció las condiciones para que los productores de gas natural participantes del Plan GasAr puedan retirar volúmenes comprometidos y cederlos a generadores eléctricos, en un paso más hacia la descentralización del mercado energético.
La Resolución 501/2025, firmada por la secretaria María Carmen Tettamanti, permite que los productores soliciten a la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (CAMMESA) la cesión de su posición contractual a un agente generador, quien operará con ese combustible bajo el esquema de gestión propia.
Según replicó la agenciaNoticias Argentinas, las unidades generadoras que utilicen el gas retirado mediante acuerdo con un productor serán despachadas según el Costo Variable de Producción declarado, con un rango que puede oscilar entre el 75 y el 100 por ciento del precio de referencia del denominado “Gas Acuerdo”.
La norma establece que se mantendrán los compromisos de volúmenes mínimos contractuales del Plan GasAr y que la opción de retiro por parte del productor tiene carácter irrevocable.
La medida se enmarca en el proceso de normalización del Mercado Eléctrico Mayorista dispuesto por la Resolución 400/2025, que busca avanzar hacia un esquema de mayor competencia en la provisión de combustibles para la generación térmica.
El presidente Donald Trump comunicó este miércoles la confiscación de un buque petrolero cerca de la costa de Venezuela. El mandatario reveló que la operación la lideró la Guardia Costera de Estados Unidos, un acto que eleva drásticamente la tensión en la región del Caribe. La acción se inscribe dentro de la campaña de máxima presión que la Casa Blanca ejerce sobre el régimen de Nicolás Maduro, acusado de narcoterrorismo por Washington.
Según la agencia Bloomberg, Trump calificó a la embarcación incautada como “un gran petrolero, muy grande, el más grande que jamás se confiscó”. Sin ofrecer detalles específicos sobre el nombre o la bandera del navío, el presidente de Estados Unidos solo mencionó que “están sucediendo otras cosas” y que hablará sobre el tema más adelante. Funcionarios estadounidenses, dijeron a la prensa local que se trató de una “acción de cumplimiento judicial sobre un buque apátrida” que habría zarpado de Venezuela.
Imágenes de la captura del petrolero “Skipper”, que navegaba desde Venezuela hacia Cuba y fue capturado por Estados Unidos.
Según informes oficiales, la operación fue preparada y llevada a cabo por la Guardia Costera, el FBI y la Marina de Estados Unidos. pic.twitter.com/Nc6fAOe26E
Este episodio representa el mayor paso de escalada en la disputa bilateral. La intercepción del petrolero ocurre en medio de un masivo despliegue militar estadounidense en la región, el mayor desde la crisis de los misiles en Cuba en 1962. Días antes, aviones de combate de Estados Unidos realizaron sobrevuelos cerca del Golfo de Venezuela, en una muestra de fuerza sin precedentes.
El régimen de Nicolás Maduro no emitió una respuesta oficial inmediata. Sin embargo, Caracas sostiene de manera constante que el despliegue militar norteamericano busca el derrocamiento de su gobierno y el control de las vastas reservas de petróleo de la nación. Los reportes de Bloomberg aseguran que La Casa Blanca busca cortar la principal fuente de ingresos del país, que exporta crudo mayormente a China, mediante una compleja red que usa “petroleros fantasma” para evadir las sanciones.
La noticia tuvo un impacto inmediato en los mercados globales, ya que el precio del petróleo subió ligeramente después de conocerse la confiscación. Esta operación judicial y militar se lleva a cabo mientras Donald Trump afirma que Estados Unidos se encuentra en un “conflicto armado no internacional” contra los cárteles de la droga, y el propio Nicolás Maduro enfrenta cargos por narcoterrorismo en territorio estadounidense.
Andrés Ferraris, economista y Managing Partner de EconLogic Consulting.
La publicación para consulta pública del nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) puede marcar un punto de inflexión después de más de dos décadas de idas y vueltas en la política tarifaria y de subsidios a la energía en Argentina. Tras dos años de alta exigencia macroeconómica, el gobierno logró – contra todo pronóstico – reducir de forma significativa el problema fiscal heredado: alcanzó el equilibrio fiscal, contuvo la inflación y, en particular, disminuyó el peso del gasto en subsidios a la energía de 1,7% del PBI a menos del 1% en 2024 – su primer año de gestión –, con una proyección de 0,66% del PBI en 2025 que prevé llevar a 0,5% en 2026.
Para que sea sostenible – y para que esta vez sí sea diferente – no basta con un diseño técnico correcto: se requiere un marco macroeconómico ordenado, instituciones que funcionen y una política social moderna que reemplace progresivamente a los subsidios tarifarios.
Desde 2020, la llamada “segmentación” prometió ordenar el sistema, pero terminó generando todo lo contrario. Bajo el manto de una retórica de focalización, construyó un mosaico de programas (Zona Fría, Programa Hogar, Tarifa Social Federal, RASE) con superposiciones arbitrarias, visibles inequidades y una enorme opacidad para los usuarios. El gasto en subsidios a la energía volvió a subir, alcanzando un pico de 2,3% del PBI en 2022.
El proceso actual: avances reales, parcialmente circunstanciales
El progreso actual es real pero parcialmente circunstancial. Es clave para el gobierno tener presente que la reducción reciente del peso de los subsidios a la energía no proviene únicamente de buenas prácticas en materia de política energética, transparentando costos del sistema y un proceso de actualización y sinceramiento tarifario. La puesta en marcha del gasoducto Perito Moreno (ex Nestor Kirchner) y el aumento de la producción de la cuenca neuquina y Vaca Muerta principalmente, permitió sustituir importaciones de combustibles líquidos y GNL por gas natural local más barato reduciendo necesidades importación, limitando también la salida de reservas del Banco Central (BCRA).
Son logros importantes, pero plantean una gran pregunta: ¿qué habría pasado en un contexto distinto, menos amigable, con precios internacionales más altos y un tipo de cambio menos favorable? Luego de las experiencias previas, está bastante claro que cualquier intento de reforma corre el riesgo de fracasar o de ser revertido por presión política. El diseño correcto y la institucionalización de un nuevo régimen de subsidios pueden convertir esta oportunidad en un verdadero cambio y otorgarle la licencia social que lo haga sostenible.
El SEF: un diseño más simple, más focalizado y fiscalmente responsable
El SEF representa un avance significativo respecto del régimen vigente. El nuevo diseño es sobre todo más simple, presentando solo dos categorías generales: hogares con o sin subsidios. Su eje central es la creación del Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (RESEF), que unifica y reemplaza la multiplicidad de programas actuales (RASE, Programa HOGAR, Tarifa Social Federal). Los elementos centrales de su diseño son los siguientes:
Elegibilidad simple y verificable
Umbral de ingresos: hogares con ingresos del grupo conviviente equivalentes ≤ 3 Canastas Básicas Totales (CBT).
Inclusión de grupos especiales: personas con certificado único de discapacidad, pensionados veteranos, beneficiarios ReNaBaP.
Cruces de información: con SINTyS, ANSES y bases tributarias, con georreferenciación y verificación de indicadores patrimoniales para reducir fraudes y errores de inclusión.
Si bien este sistema parece ser más amplio que el de la Tarifa Social Federal de 2016-2019, en la práctica resulta mucho más focalizado, simple y transparente. La Tarifa Social Federal se basaba en un modelo de ventanilla automática, con un criterio de ingresos – grupo familiar con ingresos menores o iguales a 2 salarios mínimos –, pero la puerta principal era la pertenencia a un universo fragmentado de categorías (AUH, jubilados con haberes mínimos, monotributistas sociales, beneficiarios de programas alimentarios) o por cumplir condiciones sociales o de salud (CUD, excombatientes, electrodependientes en esquemas complementarios). El SEF puede cubrir hogares vulnerables que quedaban “entre las grietas” de la Tarifa Social Federal, mientras que el cruce de datos, la georreferenciación y las entrevistas prestan suficiente discrecionalidad para excluir casos que no resultan vulnerables.
Bloques subsidiados razonables, con límites explícitos
Electricidad: 300 kWh en meses de alta demanda y 150 kWh en los meses templados de menor demanda.
Gas por redes: volúmenes base vigentes por zona.
Garrafas de GLP de 10kg: 1 garrafa por mes que asciende a 2 en invierno.
Bonificaciones claras y previsibles
Electricidad: 50% sobre el consumo base todo el año
Gas por redes: 0% en verano y 50% en invierno.
Garrafas de GLP de 10kg: 50% sobre el bloque subsidiado.
El esquema autoriza, además, una bonificación extraordinaria transitoria de 25% durante 2026, con un sendero de reducción gradual durante el año para evitar saltos bruscos.
Sin margen de maniobra para enfrentar variaciones estacionales abruptas, el esquema apunta a suavizar la estacionalidad, especialmente anualizando costos como el PIST del Plan Gas.Ar, repartiendo su impacto a lo largo del año, preservando la señal de precios, pero reduciendo el riesgo de impactos bruscos sobre las facturas. En electricidad el aplanamiento será mayor; en gas la estacionalidad invernal hará que las facturas sean menos planas aún con la normalización del precio del gas, lo que es racional dada la mayor intensidad de consumo en invierno.
Riesgos de implementación: las lecciones de 2016–2019
La experiencia de (2016-2019) demuestra que las reformas de ese tipo enfrentan tres grandes tipos de riesgos interrelacionados.
En el plano político,el principio que debe regir la reforma es que “frente a la adversidad, todos ponen”. Si se exime del ajuste a grupos por el motivo que sea (contactos políticos con el gobierno, afinidad ideológica, grandes consumidores, grandes empresas, sectores y/o grupos sensibles a la vista de la población o los medios de comunicación, etc.) y el diseño de la reforma no se percibe como equitativo, se pierde legitimidad se genera frente a los usuarios y se genera descontento que grupos opositores pueden usufructuar con fines políticos para generar resistencias y presiones en contra de las reformas.
Por otro lado, como advertía Daiana Molero en 2022, por más que la reforma sea correcta y equitativa, para llevar a cabo grandes reformas es imprescindible asumir que ciertos actores y segmentos de la opinión pública “igual no te van a querer”. Resulta clave tener firmeza para gobernar sin depender del humor social de corto plazo, resistiendo la tentación de mirar permanentemente por la ventana para ver que ocurre en la plaza, y mantener el rumbo hasta que se perciban los beneficios de la reforma.
En términos institucionales y operativos sin sistemas interoperables fiables (RESEF–ANSES–SINTyS–reguladores) y procedimientos claros para reclamos y recategorización, los errores de inclusión/exclusión serán numerosos y políticamente costosos. Los intentos de implementar sistemas de cruzamientos de datos entre distintas fuentes públicas y privadas de manera eficiente y útil fracasaron una y otra vez frente a la poca estandarización de las fuentes de datos, la incompatibilidad de los sistemas, y la desconfianza de los distintos responsables frente al uso de la información y agendas personales.
A nivel técnico, soluciones híbridas o regímenes con solapamientos (múltiples padrones y criterios) perpetúan distorsiones y dificultan el control fiscal. Topes sin límites de volumen o reglas poco transparentes preservan tarifas residuales que no reflejan los costos reales de la energía y generan señales de precios incorrectas con consumos ineficientes. En principio, la propuesta del nuevo esquema de SEF se ocupa por sobre todas las cosas de comenzar a resolver este tipo de riesgo técnicos. Aun así, persistirán casos como los beneficios por Zona Fría, dispuestos por la Ley N° 27.637, cuya reestructuración (o preferiblemente, su eliminación) dependen de la sanción de una nueva LEY o la firma de un Decreto.
No ocuparse oportuna y apropiadamente de estos riesgos puede llevar a que buenas reformas queden a medias o se reviertan completamente, tal como ocurrió en 2016-2019. Mitigar estos riesgos no solo exige convicción técnica, sino su combinación con resiliencia comunicacional y política a partir de un liderazgo nítido y sostenido que cuide a los equipos que llevan a cabo su implementación. La propuesta, como decíamos, es un gran primer paso en la dirección correcta.
El verdadero desafío: separar la política energética de la política social
En concreto, la política de subsidios debería priorizar la sustitución gradual de los subsidios en forma de descuentos generalizados por transferencias monetarias incondicionales a hogares pobres identificados por ANSES/SINTyS. Este tipo de transferencias monetarias entregan dinero a los beneficiarios sin condiciones, permitiendo que ellos decidan en qué gastarlo, lo que suele ser más eficiente y empoderante que los descuentos.
Una transferencia monetaria incondicional permite que cada hogar priorice sus necesidades como crea conveniente destinando la ayuda a solventar otros gastos (alimentación, salud, educación, alquiler, entre otros), sin que ello represente un riesgo de ningún tipo para el sistema energético, tal como lo demuestra la evolución de los índices de incobrabilidad observados durante la experiencia de normalización 2016-2019, y la más reciente desde diciembre de 2023, con cambios insignificantes y nunca por encima del 3,9%. Que no exista trazabilidad sobre el uso específico de una transferencia directa en energía, no representa ningún problema.
En todo el mundo, la gente tiende a preferir subsidios energéticos universales. Lamentablemente, Argentina no es diferente. Esta preferencia se debe en parte a la existencia de ideas erróneas sobre su costo, su impacto social y el impacto medioambiental de esta política. Por ejemplo, la mayoría de la gente no es demasiado consciente de que aun cuando el costo de la energía se encuentre subsidiado, no es gratuito, se paga a través de impuestos. Sin embargo, también es cierto que cuando se explica que el mayor costo de los subsidios a la energía implica mayores impuestos, y que tiende a ser pro-ricos, el apoyo a dicho tipo de subsidios baja considerablemente.
Al mismo tiempo, la gente tiene una percepción equivocada sobre la eficacia de las transferencias directas. En este contexto, el relato oficial debe mostrar en forma honesta que las reformas buscan mayor eficiencia y justicia redistributiva, con un correlato claro y justificado en la reasignación de recursos hacia otros fines. La experiencia en distintos países muestra que las transferencias directas pueden ser en sí mismas una herramienta para aliviar la oposición que despiertan las reformas. Junto con su rol dentro de la política social de redistribución, las transferencias directas ayudan a mitigar el impacto del incremento de los costos para los hogares, facilitando que las tarifas reflejen correctamente los costos reales de la energía y preserven las señales de precios que incentivan el uso eficiente de la energía. De esta forma las transferencias directas cumplen también un rol en la reducción de emisiones de gases de invernadero, ayudando en la transición hacia una economía más verde para mitigar el cambio climático.
El SEF representa una oportunidad concreta para corregir finalmente las distorsiones acumuladas en el sistema energético argentino. Si el Gobierno logra combinar disciplina fiscal, coordinación institucional y una política social moderna basada en transferencias directas, esta reforma puede convertirse en un punto de inflexión que ordene el sector, fortalezca la protección a los hogares vulnerables y permita reasignar recursos públicos hacia prioridades de desarrollo. Solo así esta vez sí será diferente.
(*) Economista y Managing Partner de EconLogic Consulting, con más de 20 años de experiencia en regulación, energía y finanzas.
“Queremos que las ayudas se encuentren ya publicadas en enero, el plazo de presentación de solicitudes será más limitado que en convocatorias pasadas ya que las tenemos que resolver antes de agosto de 2026. Es un reto para nosotros”, expresó Carmen López Ocón, directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico del IDAE, al confirmar que el organismo activará una nueva batería de convocatorias para almacenamiento, renovables y cadena de valor industrial, en la recta final del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR), cuyo plazo culmina en agosto de 2026.
Se pondrán en marcha líneas específicas para bombeo hidroeléctrico, repotenciación de parques eólicos y centrales hidroeléctricas con almacenamiento, renovables innovadoras que incluye autoconsumo colectivo con almacenamiento y consumidores vulnerables e integración de renovables en infraestructuras existentes con almacenamiento y cadena de valor renovable para fabricación de equipos y componentes de tecnologías limpias y también soluciones térmicas como redes de calor y frío y sustitución de combustibles fósiles por renovables, todas con ejecución bajo un calendario exigente y ajustado.
“A corto plazo, en líneas de almacenamiento, exclusivamente va a salir una segunda convocatoria para bombeo”, anunció López Ocón, al destacar su valor por aportar gran capacidad de almacenamiento y seguridad y flexibilidad al sistema sin generar emisiones.
La repotenciación de instalaciones renovables será otro eje central del paquete, que podrá incluir o no sistemas de almacenamiento. “Vamos a sacar un presupuesto aproximado de 300 millones de euros, que se distribuirá entre dos programas uno para repotenciación eólica y otro de renovación tecnológica y medioambiental de minicentrales hidroeléctricas”, precisó López Ocón. Esta medida apunta a modernizar activos existentes y maximizar el uso de infraestructuras ya desplegadas, que, según la directora, “será una de las que lleve mayor dotación económica y donde puede haber mayor demanda”.
En paralelo, el IDAE lanzará otra convocatoria específica para renovables innovadoras, que contará con diferentes programas entre los que se encuentra el de autoconsumo colectivo con almacenamiento con participación de consumidores vulnerables, un programa con un enfoque social, y otros como integración de renovables con almacenamiento en infraestructuras existentes.
Además, el IDAE prepara una convocatoria específica para equipos de gestión de la demanda, que salió a consulta pública previa antes del verano y la previsión es que salga avanzado el 2026. Esta línea busca dinamizar un segmento emergente, considerado estratégico para mantener el equilibrio del sistema eléctrico ante el crecimiento de la generación renovable.
Impulso a la cadena de valor y producción nacional
La estrategia se completa con una nueva orden de ayudas orientada a reforzar la industria nacional de tecnologías limpias. “Resolvimos una primera convocatoria de ayudas de cadena de valor renovable en junio de este año, pero ahora vamos a sacar un nuevo programa de ayudas que amplía mucho el alcance respecto al anterior, al estar incluido en el nuevo marco de ayudas estatales del Pacto por una Industria Limpia”, explicó. Esta línea financiará la fabricación de equipos y componentes para tecnologías renovables, tecnologías de red eléctrica, baterías, electrolizadores, etc.
“El objetivo es reforzar la autonomía estratégica española y europea incentivando la fabricación de equipos y componentes en el territorio nacional, también para las tecnologías de almacenamiento”, subrayó López Ocón, en línea con los objetivos del Reglamento de la Industria Neta Cero impulsado por la Unión Europea.
Regiones con mayor volumen de proyectos: Castilla-La Mancha, Andalucía, Aragón y Galicia.
Empresas líderes: Iberdrola, Endesa, Acciona Energía, Capital Energy, Grenergy, Naturgy y Greenalia.
Tipos de proyectos: sistemas de almacenamiento hibridados (principalmente solar fotovoltaica y también eólica), además de instalaciones de baterías independientes, almacenamiento térmico y bombeos.
Objetivo estratégico: mejorar la flexibilidad del sistema, reducir emisiones y facilitar la integración de energías renovables en todo el país.
“Vamos a seguir trabajando a lo largo del próximo año con estos programas de ayudas que hemos comentado y algunos otros más que no he mencionado … unas ayudas que contribuirán a seguir avanzando en la descarbonización de nuestro sistema energético y de nuestra economía, pero también para la competitividad ide nuestras industrias y nuestras empresas”, concluyó la directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico del IDAE en la mesa redonda “Cómo rentabilizar el almacenamiento en un escenario de baja demanda”,durante el congreso organizado por APPA Renovables, donde Energía Estratégica estuvo presente.
La Secretaría de Energía de Argentina avanza en el pliego de licitación del proyecto AMBA I, la primera gran obra de transmisión eléctrica que será ejecutada bajo un nuevo esquema de concesión al sector privado, sin financiamiento estatal.
“Esperamos lanzar la licitación durante el primer cuatrimestre del año próximo”, anticipó la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, en diálogo con Energía Estratégica durante un evento organizado por la Cámara de Generadores y Cadena de Valor de las Energías Renovables (CEA).
La obra forma parte de un ambicioso paquete de inversiones que redefinirán la infraestructura energética del país. AMBA I contempla más de 500 kilómetros de líneas de alta tensión, que reforzarán la capacidad de abastecimiento del Área Metropolitana de Buenos Aires, donde se concentra cerca del 40% de la demanda eléctrica nacional.
“Todavía no hicimos evaluaciones sobre cuánto costará la obra”, señaló Tettamanti. No obstante, la funcionaria asegura que será financiada en su totalidad por el sector privado, como parte del nuevo modelo de concesión.
A diferencia de esquemas anteriores, el régimen actual traslada la inversión, construcción, operación y mantenimiento de las obras al capital privado. En este sentido, no se destinarán recursos públicos al desarrollo de los proyectos, y el retorno económico se realizará vía tarifa.
El oferente que se adjudique el proyecto recuperará su inversión únicamente una vez que la obra esté concluida y operativa. A partir de allí, se prevé un ingreso tarifario proveniente de los usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que se beneficien con la nueva infraestructura.
Además, una vez vencido el período de operación y mantenimiento, se proyecta que el concesionario transfiera las instalaciones al Estado Nacional a valor cero, y su administración podrá ser reasignada al transportista correspondiente.
“Estamos trabajando con apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo para hacer el proceso exitoso. El acompañamiento del BID se concentra especialmente en el diseño de las garantías y en los puntos clave del pliego, con el objetivo que resulte atractivo y fiable para el sector privado”, sostiene Tettamanti, quien remarcó que la prioridad es generar las condiciones adecuadas para que los inversores participen del proceso con previsibilidad.
“Los organismos internacionales podrían apoyar con las garantías, ver cuáles son necesarias”, planteó la secretaria de Energía, dando cuenta de la articulación con entidades que ya tienen experiencia en proyectos de infraestructura energética a gran escala.
“Se están diseñando todos los instrumentos necesarios para que el sector privado vea fiable el pliego”, asegura Tettamanti, quien remarcó que la prioridad es generar las condiciones adecuadas para que los inversores participen del proceso con previsibilidad.
Obras estratégicas en marcha
La apertura de esta primera licitación en el marco del nuevo régimen marcará un hito en la historia reciente de la infraestructura eléctrica argentina, que hasta ahora dependía casi exclusivamente de fondos estatales o multilaterales para su expansión.
Con AMBA I como punta de lanza, el Gobierno apunta a abrir una etapa de modernización de la red de transmisión, con actores privados al frente de los proyectos y el foco puesto en mejorar la confiabilidad del sistema y habilitar mayor generación renovable.
¿Por qué? AMBA I es una de las tres obras seleccionadas por la cartera energética a mediados de 2025 como parte del plan de licitaciones para concesión privada. Las otras dos son:
La línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins, que permitirá evacuar generación renovable desde la región de Cuyo y parte de la generación de COMAHUE; y la línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, que mejorará la integración de la Patagonia al sistema troncal.
Estas iniciativas forman parte del megaplan de 16 obras prioritarias, que implican más de 5600 kilómetros de líneas en 132 y 500 kV, diseñadas para aliviar cuellos de botella, evitar cortes y robustecer el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Sungrow, uno de los fabricantes líderes en soluciones de electrónica de potencia para energías renovables, está profundizando su posicionamiento en Latinoamérica con una apuesta firme por el almacenamiento energético. En el marco del evento FES Southern Cone 2025, la compañía presentó avances clave en su portafolio de proyectos, incluyendo el sistema PowerTitan 3.0, y proyectó un fuerte crecimiento en países estratégicos como Chile, México y Perú.
Gonzalo Feito, director de la Región Andina, explica cómo la compañía logró consolidar 10 GWh en Chile, anticipa la expansión comercial en el resto de América Latina y reflexiona sobre los desafíos tecnológicos que marcarán el futuro del almacenamiento.
— Chile ha sido históricamente un mercado clave para la compañía. ¿Qué balance hacen en materia de almacenamiento?
— Entramos a Chile en 2018 con inversores solares, pero a partir de 2020 comenzó a crecer fuertemente el interés por el almacenamiento. Hoy ya acumulamos 10 GWh en el país, de los cuales 3,1 GWh están en operación (COD), 3 GWh en comisionamiento y 4 GWh están garantizados para el primer trimestre de 2026.
— ¿Qué explica ese crecimiento tan acelerado?
— Formamos parte desde el inicio del desarrollo de esta tecnología en el país. No solo llegamos temprano, sino que armamos un equipo técnico muy fuerte para acompañar a los clientes y formarlos. Eso nos abrió la puerta para participar en el primer gran proyecto de almacenamiento de Chile, de 640 MWh.
— Uno de los proyectos destacados está ubicado en el norte. ¿Qué características tiene?
— Es actualmente el desarrollo solar más grande de nuestro portafolio regional. Integra 2000 MWh de almacenamiento y se va a hibridar con una ampliación solar de 2600 MWh. Está ubicado en el desierto de Marialena y se encuentra en proceso de entrega.
— Mirando hacia 2026, ¿cuáles son las expectativas comerciales en Chile?
— Esperamos suministrar al menos 6 GWh en el país. Ya tenemos 4 GWh firmados y seguimos avanzando con otros proyectos en desarrollo.
— Más allá de Chile, Sungrow ha avanzado fuerte en otros países de la región. ¿Cuáles concentran hoy la mayor atención?
— Perú, donde tenemos ya garantizados 900 MWh para el año que viene. Colombia, con una operación estable de 500 MWh anuales. Y México, que creemos que será la próxima gran potencia del sector renovable.
— ¿Por qué México? ¿Qué señales están viendo?
— Porque hay una necesidad real de participación privada. El sistema está bastante debilitado y vemos que los famosos trámites fast-track están empezando a implementarse con seriedad. Además, los socios locales ya están yendo al mercado con propuestas concretas, con mucho más optimismo que en años anteriores.
— ¿Y cómo está evolucionando Centroamérica?
Muy activo. Guatemala y Honduras están fuertes, tanto en solar como en almacenamiento. También cerramos un proyecto muy importante en República Dominicana, luego de participar en un evento del sector.
— Más allá de los números, su carrera dentro de Sungrow también es una historia de expansión. ¿Cómo fue ese recorrido personal?
— Soy ingeniero electrónico industrial. Empecé en 2008, instalando tableros eléctricos mientras estudiaba. Estuve cinco años en una empresa pequeña y luego pasé por varios fabricantes de electrónica de potencia en España. Entré a Sungrow como Country Manager de Chile y Argentina, luego sumé Colombia, el Caribe y toda América hispanohablante, menos Brasil.
— ¿Qué representa Sungrow en su carrera?
— Siempre dije que entrar a Sungrow fue como llegar al Real Madrid de los fabricantes. Era la empresa a la que aspiraba llegar por su escala, su potencial y su capacidad tecnológica. Sentía que estaba entrando en una liga mayor, con desafíos reales y muchas oportunidades. Fue un crecimiento muy natural, pero también muy trabajado: tomé cada oportunidad con compromiso y poco a poco fui sumando más responsabilidades.
— Hoy lidera múltiples áreas dentro de la compañía. ¿Qué es lo que más disfruta de ese rol?
— Ventas, operaciones, marketing, legal. Lo que más disfruto es el área comercial. Las ventas me encantan. Hay una energía que solo me da eso.
— Tecnológicamente, ¿cuáles son los desafíos más importantes que enfrenta el sector del almacenamiento?
— El mayor desafío es hacerlo más competitivo, como pasó con el solar. Tenemos que aumentar la densidad energética, mejorar la performance, la eficiencia y mantener la calidad. Pero lo vamos a lograr. El solar antes era carísimo, y hoy es la fuente más barata. Con las baterías va a pasar lo mismo.
— ¿Cómo responde Sungrow a esa exigencia desde el desarrollo de producto?
— Este año lanzamos el PowerTitan 3.0 en Chile. Es una solución modular para grandes escalas, con altos estándares de seguridad, eficiencia y facilidad de instalación. Refuerza nuestra propuesta tecnológica y responde a las necesidades reales del mercado.
— ¿Tienen actividades previstas en el corto plazo para reforzar esa propuesta?
— Este 11 de diciembre tenemos un evento virtual en el que vamos a presentar más detalles técnicos y comerciales sobre nuestros productos y avances en la región. Es una oportunidad para profundizar el vínculo con nuestros socios y mostrar cómo estamos acompañando el crecimiento del mercado.
Risen Energy, históricamente reconocido como uno de los grandes fabricantes de módulos fotovoltaicos, está ampliando su estrategia en Europa con un fuerte impulso hacia el negocio del almacenamiento energético. Durante GENERA 2025, el evento clave del sector en España, la compañía mostró su nueva línea de baterías para los segmentos residencial, comercial, industrial y utility scale.
En diálogo con Energía Estratégica,Andrés Pinilla Antón, director de almacenamiento para Europa y Latinoamérica, detalla por qué España será uno de los motores del almacenamiento en 2026, analiza la evolución del mercado y explica cómo Risen busca diferenciarse en un entorno cada vez más competitivo.
Andrés, para comenzar ¿Qué productos nuevos están presentando este año desde Risen Energy?
Risen Energy está ampliando significativamente su enfoque hacia el almacenamiento, manteniendo al mismo tiempo una posición sólida en el negocio fotovoltaico. Este año presentamos nuevos sistemas para los segmentos residencial, comercial-industrial y utility, reforzando una estrategia donde el almacenamiento toma un rol cada vez más importante junto a nuestra oferta de módulos.
¿A qué segmentos están apostando?
Venimos con soluciones enfocadas al almacenamiento comercial e industrial. Mantenemos nuestro equipo de 100 kW y 215 kWh, pero presentamos uno nuevo, un poco más robusto, con 125 kW y 261 kWh, ya con salida a 400 V, ideal para integrarse en sistemas de autoconsumo, fábricas o instalaciones industriales.
¿En qué momento del mercado se da este lanzamiento?
Hasta ahora, venimos de muchos meses de cotizaciones con el objetivo de tantear el mercado, correr modelos financieros y ver si cierran los números. Todo indica que 2026 será un año clave para el almacenamiento en Europa, y creemos que ahí estará el gran despegue.
¿A qué se debe tanto entusiasmo?
Principalmente, los datos del mercado español. En 2025 ya acumulamos más de 800 horas con precios cero o negativos, lo que golpea fuerte a muchos nodos que están “achicharrados” de tanto curtailment. Hay proyectos que ya no son bancables sin almacenamiento. El almacenamiento deja de ser opcional y se vuelve un “sí o sí”.
Hay una sensación compartida de que habrá más volumen de negocio…
Muchos lo ven como una vía de salida: hibridar sus proyectos para volver a hacerlos viables. Las tramitaciones de hibridación en España llevan entre 18 y 24 meses, por eso los actores que lo vieron venir ya iniciaron en 2022 o 2023. Ahora están llegando a su RTB, y es el momento de empezar a comprar.
¿Y cómo va a jugar Risen?
No queremos solo vender un producto de almacenamiento. Apostamos por ofrecer todo el ecosistema, una solución global.
¿Me explica el modelo?
Si sos un cliente final, te ayudamos desde la elección del sistema, pasando por EPCistas, convertidores, media tensión, EMS, hasta dos puntos clave: route to market y financiación. Queremos que el cliente sepa quién le va a operar su batería, y cómo va a exprimir hasta el último euro de rentabilidad.Tenemos partners interesados en invertir. El desafío es armar bien el modelo, los presupuestos, entender cómo hacer revenue stacking. Pero hay ganas de poner dinero si la propuesta está bien construida.
¿Esta vez es en serio?
El año pasado muchos estaban explorando. Hoy el cambio es claro: ya no es un tema de precios ni de tecnología. Las celdas que se usan —como la de 280Ah para comercial-industrial o la de 314Ah para contenedores de 5 MWh— están hiperprobadas. El foco ahora es quién entrega antes. Los cuellos de botella están más en los transformadores de media tensión, que demoran hasta 30 semanas, no en los contenedores.
Hablas de tiempos de entrega, ¿qué plazos puede asegurar desde Risen?
Podemos garantizar 14 semanas FOB desde fábrica. Luego, el transporte marítimo depende del destino, pero estamos bien. Lo que suele retrasar los proyectos es el transformador de media tensión, donde los proveedores están dando plazos de 26 a 30 semanas.
¿Y en medio de esta urgencia, qué espacio buscan ocupar?
Nos estamos enfocando en el programa FEDER. Cerramos un acuerdo con un socio estratégico local en España que nos permitirá entregar desde el primer trimestre de 2026 a los proyectos que ya están en fase RTB. Lo haremos con un modelo de integración local: nosotros suministramos los módulos y componentes clave, y nuestro partner se encarga del ensamblaje, pruebas y despacho.
¿Qué tamaño tienen los proyectos en los que quieren jugar?
Tenemos capacidad para abordar proyectos de diferentes escalas, tanto en el segmento comercial-industrial como en utility. Gracias a la modularidad de nuestras soluciones, podemos adaptarnos al tamaño y a las necesidades de cada cliente. Nuestro enfoque es competir aportando valor con soluciones completas, donde el servicio, la integración y el soporte son clave.
¿Y qué está pasando con el mercado de módulos? ¿Sigue siendo rentable?
Hoy el mercado de módulos atraviesa una etapa de fuerte presión en precios. Esto viene impulsado por el exceso de capacidad en China y por el impacto de los aranceles. Con la salida progresiva de algunos actores menos sólidos financieramente, esperamos un reordenamiento del mercado hacia un entorno más estable.
Entre comercial-industrial y utility, ¿dónde ven más movimiento hoy?
En comercial-industrial, la toma de decisión es mucho más rápida. Tenemos stock en Rotterdam y podemos entregar en 2–3 semanas. El volumen es menor, pero los contratos se cierran con mayor agilidad. En utility, en cambio, hay un análisis más profundo, donde entran en juego las garantías, el rendimiento y los tiempos de respuesta.
¿Y cómo están viendo los retornos en ambos casos?
En comercial-industrial se busca recuperar la inversión en menos de 5 años, y se está logrando. En utility, las economías de escala permiten mejorar aún más los retornos.
En ese contexto, donde los precios siguen siendo clave, ¿qué están viendo con el litio?
En los últimos 12 días subió más de un 10%, pero no es como el silicio para los módulos. No va a impactar igual. Tal vez tengamos una estabilización momentánea, pero esperamos que los precios sigan bajando, más por eficiencia y competencia que por materias primas.
Con ese panorama, ¿qué necesita tener una solución para destacarse?
Mayor densidad energética, más capacidad en menos espacio, y modularidad. Contenedores de 20 pies con más kWh, que se transporten fácil. Ese es el camino para reducir el euro por kilovatio hora, que sigue siendo la métrica clave.
Proyectando a futuro, ¿qué te gustaría que haya pasado al cerrar 2026?
Primero, que el mercado de capacidad esté operativo, aunque sabemos que será agnóstico tecnológicamente y parte se la llevará el gas. Segundo, que el mercado de flexibilidad arranque, y tercero, que haya gestión de la demanda real: que las baterías participen tanto desde la generación como desde el consumo.
Con una oferta integral, alianzas estratégicas en España y una clara apuesta por soluciones modulares y eficientes, Risen Energy se posiciona para capturar una parte clave del mercado de almacenamiento que, según sus propias proyecciones, explotará en 2026. Para Andrés Pinilla Antón, la oportunidad está en entender que el valor no está solo en la batería, sino en cómo se gestiona, se financia y se integra en un ecosistema cada vez más exigente.
Con origen en Suecia, Capture Energy se ha expandido rápidamente en el norte de Europa gracias a su propuesta integral de almacenamiento y su capacidad de conectar baterías a los mercados de flexibilidad. Ahora, la firma apuesta por el sur del continente. En conversación exclusiva con Energía Estratégica durante Genera 2025, Daniel Boluda, director regional para el sur de Europa, explica cómo piensan replicar ese modelo en España, Portugal e Italia, qué oportunidades encuentran en Latinoamérica y cuáles son sus metas de instalación para 2026.
Daniel, para comenzar, ¿cómo describes Capture Energy para quienes aún no la conocen?
Capture Energy es una empresa de almacenamiento nacida en los países escandinavos. Lo que la hace distinta es su enfoque integral: no solo provee la batería, sino también todos los servicios que giran a su alrededor. Hablamos de financiación, instalación, operación y, especialmente, la conexión con los mercados de balance energético. La idea es acompañar al cliente para que pueda obtener ingresos por flexibilidad, no solo ahorrar con el arbitraje horario. Esto aplica tanto para grandes instalaciones como para industrias o comercios que tengan consumos importantes.
¿Y por qué crees que ese diferencial es tan relevante en el sur de Europa hoy?
Porque en muchos casos, el cliente recibe solo el hardware y después queda solo. Lo que nosotros buscamos es que incluso una empresa que tenga, por ejemplo, una fábrica o una granja, pueda usar su batería no solo para autoconsumo, sino también para participar activamente en la red. Es decir, ayudar a regular frecuencia, tensión o potencia. Eso ya ocurre en los países nórdicos y va a pasar en el sur también. España, por ejemplo, todavía no tiene ese mercado del todo abierto, pero va en camino. Es el momento justo para estar ahí.
Su trayectoria venía muy ligada a grandes empresas tecnológicas, ¿qué lo motivó a sumarse a este proyecto?
Venía de otras compañías, donde ya trabajábamos con soluciones comerciales e industriales. Pero este proyecto tenía algo que me atrajo especialmente: la posibilidad de emprender dentro de una empresa joven, con una propuesta que ya funciona y con muchísimo dinamismo. Es muy motivador arrancar algo nuevo, pero sabiendo que hay un modelo probado detrás. Se juntaron las ganas de hacer cosas distintas con una empresa que tiene la energía para hacerlo en un mercado nuevo.
¿Dónde se fabrican los sistemas que ofrecen?
Tenemos dos líneas de baterías. Una con componentes locales fabricados en Polonia y otra con alternativas en China. Además, la unidad controladora que permite conectar la batería a los mercados de flexibilidad se hace íntegramente en Suecia. También desarrollamos nuestro propio software, que se integra con plataformas de agregadores y optimizadores. Todo ese sistema en la nube está basado en Suecia. Es una solución completamente integrada.
¿Con qué se encontraron cuando empezaron a presentar esta propuesta en el mercado español?
Algo muy interesante: muchos actores del sector industrial y comercial aún no conocen que se puede ganar dinero con una batería más allá del arbitraje de precios. Los servicios de flexibilidad todavía son muy desconocidos para la mayoría. Pero eso, lejos de ser un problema, es una oportunidad. Si sos el primero en explicar esto y hacerlo funcionar, ganas terreno. El mercado está muy activo. España está en plena transformación, y lo mismo vemos en Portugal e Italia, que son los primeros países donde vamos a enfocarnos.
¿Y por qué eligieron empezar por España, Portugal e Italia?
Porque son mercados donde el almacenamiento ya está creciendo, pero aún no se explotó el potencial de la flexibilidad. Son países que están comenzando a regular estas figuras, como los agregadores. Cuando se habilite esa estructura, el boom va a ser enorme. Nuestro objetivo es estar preparados antes de que eso pase, como ya ocurrió en el norte de Europa.
En ese camino, ¿cuál es el perfil de proyecto que más les interesa?
Trabajamos tanto en el segmento comercial-industrial como en el utility-scale. En este último estamos desarrollando proyectos de distintas escalas, incluyendo algunos que superan los 150 MWh, aunque nuestro sweet spot está en soluciones por debajo de los 50 MWh, que suelen quedar fuera del radar de los grandes fabricantes. Y en el segmento comercial-industrial trabajamos con proyectos desde los 500 kW hasta los 10 MWh, pensados principalmente para autoconsumo con posibilidad de conexión a red. Ahí hay mucho por hacer y es donde vemos un gran dinamismo en la región.
¿Cómo están trabajando el aspecto del contenido local y la cadena de valor europea?
Muchos programas de ayudas, como los gestionados por el IDAE, exigen que ciertos componentes estén fabricados en Europa. Nosotros hoy ya tenemos una solución con “6 puntos” de contenido local, con todo fabricado en Polonia. Esto es muy valioso, porque hay proyectos que lo piden desde el inicio. Tener esa capacidad ya disponible nos permite sumar puntos y estar listos para los proyectos que lo requieren.
De cara al futuro, ¿están mirando hacia otros mercados fuera de Europa?
Sí. Latinoamérica es un objetivo claro. Todavía no tenemos presencia directa, pero ya estamos analizando proyectos en Brasil, aprovechando los contactos que tenemos desde nuestra base en España. La idea es que, una vez consolidada la operación en el sur de Europa, podamos desembarcar rápido en América Latina. Vemos mucho potencial allí también.
Y mirando al 2026, ¿qué metas concretas se plantean?
Este año ha sido de preparación, llevamos apenas tres meses operando. Pero en 2026 queremos haber alcanzado al menos 100 MWh instalados entre proyectos industriales y de utility de tamaño medio. Es un objetivo que vemos completamente posible por el tipo de soluciones que ofrecemos y el interés del mercado. No solo hablamos de entregar baterías, sino de generar ingresos adicionales para el cliente.
Desde una perspectiva personal, ¿qué te gustaría haber conseguido cuando llegue el momento de hacer balance en 2026?
Más allá de los números, me gustaría haber ayudado a construir un ecosistema sólido en España, Portugal e Italia. Que Capture Energy esté presente en segmentos clave, pero sobre todo, que tengamos un equipo motivado, que sienta que esto está creciendo, que valga la pena el viaje que estamos haciendo juntos. Si logramos eso, ya sería un gran éxito.
La estrategia de Capture Energy se apoya en la flexibilidad como eje, con un modelo probado en el norte de Europa y ahora en plena etapa de expansión hacia el sur del continente. Con el foco puesto en mercados emergentes, soluciones integrales, y un equipo comprometido, la compañía se prepara para llegar a Latinoamérica y alcanzar los 100 MWh en instalaciones hacia 2026.
La Comisión Europea publicó el nuevo “Paquete de Redes”, que incluye propuestas legislativas y documentos no vinculantes orientados a impulsar la inversión en infraestructuras eléctricas, acelerar los procesos de autorización y coordinar la planificación de la red a escala de la Unión Europea.
El paquete incluye:
Comunicación del Paquete de Redes (aquí)
Enmiendas sobre Permisos (aquí)
Enmiendas al Reglamento TEN-E (aquí)
Guía de Conexión a Red (aquí)
Guía sobre Contratos por Diferencias (CfD) (aquí)
Teresa Ribera, vicepresidenta ejecutiva para la Transición Limpia, Justa y Competitiva, declaró: “El Paquete Europeo de Redes es más que una política. Representa nuestro compromiso con un futuro inclusivo, donde cada región de Europa pueda beneficiarse de la revolución energética: energía limpia más barata, menor dependencia de combustibles fósiles importados, suministro seguro y protección frente a la volatilidad de precios. Simboliza nuestra determinación de superar desafíos a través de la unidad, ofreciendo una verdadera respuesta europea a un reto de magnitud europea”.
Dan Jørgensen, comisario de Energía y Vivienda, afirmó: “Un sistema energético verdaderamente interconectado e integrado es la base de una Europa fuerte e independiente. Para lograrlo, necesitamos una infraestructura moderna de cables, tuberías y redes totalmente interconectadas, que permita que la energía limpia, asequible y producida en Europa fluya de manera segura a todos los rincones de la Unión. Esto es exactamente lo que proponemos hoy: un proyecto energético común europeo que respalde la asequibilidad, la competitividad económica, la seguridad y la descarbonización”.
Mientras SolarPower Europe continúa analizando el paquete, la organización emitió la siguiente declaración inicial:
Walburga Hemetsberger, directora ejecutiva de SolarPower Europe, señaló: “La Guía de Conexión a Red es el punto más destacado del paquete: va directo al problema. Ahora los Estados miembros tienen instrucciones claras sobre cómo diseñar reglas eficaces para conectar proyectos compatibles con la red, como las instalaciones híbridas solar + almacenamiento, y sobre cómo remunerar a los usuarios de acuerdos de conexión flexibles. Esta publicación ayudará a Europa a aprovechar mejor la infraestructura de red existente.
La Comisión Europea también ha dado el paso largamente esperado de introducir legislación específica de permisos para sistemas de almacenamiento energético. Esto permitirá conectar más rápidamente baterías, ya sea como plantas híbridas con solar o como instalaciones independientes. Es un avance crucial para multiplicar por diez la capacidad de almacenamiento en baterías en Europa hacia 2030.
Instamos a los colegisladores a mantener estas enmiendas enfocadas en los permisos. Ajustes específicos son positivos porque refuerzan el impacto previsto de la legislación original. Pero revisar el texto legal más allá de esa mejora puntual sería poco acertado. Las energías renovables necesitan, por encima de todo, certidumbre jurídica a largo plazo y una implementación efectiva.
La enmienda al TEN-E crea una nueva y esperada gobernanza para la planificación de redes a nivel europeo. Por primera vez, la Comisión Europea será responsable de garantizar que la planificación transfronteriza esté alineada con los objetivos climáticos y energéticos de la UE.
No obstante, falta el foco esencial en los operadores de redes de distribución (DSO). Estos operadores pueden reducir inmediatamente la presión sobre la red al gestionar cuándo se consume y vierte energía de manera óptima. Necesitan ser remunerados por incorporar flexibilidad —como la respuesta a la demanda— y por implementar soluciones no basadas en infraestructura tradicional, que pueden desplegarse más rápido que costosas ampliaciones de red.”
Notas
En cuanto a los próximos pasos, las enmiendas relativas a permisos y planificación (TEN-E) seguirán el proceso legislativo ordinario antes de su adopción, mientras que la comunicación y las guías no son legislativas y servirán para orientar el trabajo futuro de la Comisión Europea y de los Estados miembros.
Los acuerdos de conexión flexible se basan en que los usuarios de red acepten utilizar la conexión solo cuando haya capacidad disponible. En situaciones de congestión —por exceso de energía— el usuario deja de cargar o descargar de la red.
Resumen de los elementos del paquete
Enmiendas sobre Permisos
Hacen más difícil que los gobiernos designen zonas prohibidas para renovables.
Aceleran la concesión de permisos territoriales para almacenamiento independiente y la hibridación de plantas renovables con baterías.
Obligan a crear una plataforma digital para trámites de permisos.
Enmiendas al TEN-E
Establecen un escenario central de la UE para la planificación de redes de electricidad e hidrógeno.
Prioriza el principio de Eficiencia Energética Primero.
Guía de Conexión a Red
Reconoce la necesidad de transparencia, digitalización y flexibilidad en todos los niveles de tensión.
Enfatiza los sistemas híbridos, el almacenamiento y los proyectos compatibles con la red.
Sugiere introducir tarifas dinámicas y tarifas según horario (time-of-use).
Próximos pasos
Las propuestas legislativas pasarán ahora al Parlamento Europeo y al Consejo bajo el procedimiento legislativo ordinario. En paralelo, la Comisión seguirá trabajando con los Estados miembros y actores relevantes para implementar proyectos energéticos transfronterizos estratégicos, tal como se recoge en la segunda lista de Proyectos de Interés Común y Proyectos de Interés Mutuo. Esta cooperación será clave para desplegar rápidamente la iniciativa de los Corredores Energéticos, así como para acelerar permisos para proyectos de energías renovables, almacenamiento y puntos de recarga.
S-5! ha adquirido ESS Group Engineering Technical Center, una firma española de ingeniería, y ha inaugurado una nueva planta de manufactura en el norte de España. Esta expansión fortalece la capacidad de la compañía para suministrar soluciones de fijación solar y retención de nieve en toda Europa con mayor eficiencia y alineación regional, respaldando la creciente demanda y la expansión de su red de distribuidores en el continente.
Fundada en 2011, ESS Group Engineering Technical Center tiene experiencia especializada en fabricación de metal estampado y troquelado progresivo, particularmente en los sectores automotriz y aeronáutico. La adquisición añade un nivel significativo de capacidad de ingeniería a las operaciones europeas de S-5! y refuerza el liderazgo de larga trayectoria de la compañía en el diseño y la manufactura de anclajes para cubiertas metálicas. La operación en España ahora operará bajo el nombre ES5.
“Esta adquisición mejora nuestra capacidad de apoyar a los clientes en toda la Unión Europea”, comentó Rob Haddock, CEO y fundador de S-5!.
“ES5 aporta una profundidad técnica que se alinea con los requisitos de nuestros productos y con la filosofía de nuestra empresa. Al combinar sus capacidades con el modelo de manufactura comprobado de S-5!, podemos producir cerca de los usuarios finales, mejorar los tiempos de entrega y ofrecer un soporte regional más sólido sin comprometer los estándares en los que confían nuestros clientes”, agregó.
Los antiguos directivos de ESS conservarán participación accionaria y continuarán liderando las operaciones diarias en la planta del entorno de Bilbao, garantizando continuidad técnica y una transición eficiente. S-5! está enviando equipos técnicos y de manufactura desde la planta de Texas hacia España para proporcionar capacitación práctica y apoyo en la transición.
“En Europa existe una amplia variedad de aplicaciones que requieren soluciones de fijación para cubiertas metálicas —desde sistemas solares hasta retención de nieve y diversas necesidades de montaje utilitario—. Esta nueva planta nos permite respaldar dichas aplicaciones en todo el continente, produciendo componentes de manera regional mientras mantenemos la disciplina de ingeniería, las prácticas rigurosas de pruebas y los estándares de calidad y certificación que respaldan cada producto que fabricamos”, añadió Haddock.
Manufactura Europea, Estándares Globales
La entidad satélite ES5 ha sido equipada con tecnología de última generación alineada con los procesos de producción establecidos por S-5! en Estados Unidos. Los productos fabricados en España nos permiten dar soporte a clientes en toda Europa y regiones cercanas, alineándose con los perfiles de cubiertas metálicas características de la región, mientras que los productos fabricados en EE. UU. se seguirán produciendo para otros mercados.
Harry Carner, vicepresidente senior de manufactura de S-5!, supervisa el desarrollo de la planta ES5 para reflejar los sistemas de calidad y de control de procesos utilizados en la operación de Texas. Cada etapa de producción —desde la certificación de materiales hasta el maquinado y la inspección final— sigue procedimientos establecidos que garantizan precisión y consistencia, ofreciendo resultados verificables sin importar dónde se fabriquen los productos.
La automatización sigue siendo fundamental para asegurar una producción rentable y una calidad uniforme. Con el liderazgo de Carner en mejora de procesos e innovación en manufactura, la nueva planta está posicionada para convertirse en una de las operaciones de manufactura más eficientes de Europa.
Cada desarrollo energético exige mucho más que tecnología. Se necesita conocimiento del terreno, adaptación a normativas locales y una visión operativa que se traduzca en resultados concretos. En ese contexto,BLCPowerGeneration, empresa del grupoBLC Global, se consolida comosocio estratégicopara llevar adelante proyectos de alto impacto, integrando soluciones que responden a las realidades técnicas y regulatorias de cada mercado.
Impulsada por alianzas estratégicas, BLCPowerGenerationcontinúa expandiéndose globalmente. En los últimos dos años, junto a socios comoVentus, 360 Energy,TotalEnergiesyPowerChina, la compañía fortaleció su presencia internacional desarrollando proyectos decontrol de baterías en plantas híbridas, incorporación de sistemas de almacenamiento y gestión en parques eólicos, integrando tecnología escalable bajo una misma visión operativa.
Este crecimiento sostenido le permitió consolidar su operación en países comoArgentina, Colombia, Uruguay, Costa Rica, Guatemala y Estados Unidos, y actualmente se encuentra en proceso de ingresar a nuevos mercados estratégicos comoMéxico y Brasil.Sumodelo de expansiónestábasado en tecnología escalable, acompañamiento técnico y relaciones de confianza construidas en el tiempo.
Una solución,múltiplesdesafíos
El diferencial de BLCPowerGenerationestá en su forma de trabajar:actúa como socio técnico y operativo, construyendoalianzas con líderes globales del sector, integrando capacidades, compartiendo conocimiento normativo y adaptando cada solución al contexto local e internacional.
ConOptimumPG, brinda una solución integral que se adapta a distintas tecnologías de generación, garantizandointeroperabilidad, escalabilidad y control eficienteen entornos complejos. Estas alianzas estratégicas han sido clave para desplegar la solución en múltiples mercados, integrándola en proyectos con distintas configuraciones técnicas y operativas.
“En BLCPowerGenerationcreemos que las alianzas son clavespara escalar la transición energética de forma inteligente. Cuando unimos capacidades, tecnologías y visión, los resultados se multiplican. Nuestro enfoque es claro: acompañar a cada cliente con soluciones confiables, con soporte local y con la flexibilidad que requiere cada entorno operativo”, afirmaSebastián García, Gerente Comercial de BLCPowerGeneration.
Pensamiento global, ejecución local
Cada proyecto plantea desafíos únicos. Por eso, BLCPowerGenerationactúa como socio estratégico, aportando valor desde el diseño hasta la operación. Funcionacomonúcleo fundamentalentre la escala global y la ejecución local, combinando conocimiento técnico,expertisenormativo y presencial territorial para lograr resultados concretos y medibles desde el primer día.
Su presencia consolidada en América Latina y en mercados internacionales emergentes reafirma una visión clara:estar donde la transición energética lo requiera, con tecnología confiable, experiencia en campo y compromiso real con cada cliente.
El Gobierno anunció la creación de la nueva Secretaría de Asuntos Nucleares. (Imagen ilustrativa. FreePik)
Con la creación de la nueva Secretaría de Asuntos Nuclearesoficializada el pasado martes a partir de la publicación del Decreto 866/2025, el gobierno de Javier Milei da forma estratégica a su interés en el sector. En efecto, el organismo tendrá bajo su órbita la definición, implementación y seguimiento de las políticas del área.
La Secretaría que dirigirá el actual presidente de Dioxitek, Federico Ramos Napoli, quedará bajo la órbita del Ministerio de Economía y no de Jefatura de Gabinete. Y si bien tiene como objetivo trabajar de forma coordinada con la Comisión Nacional de Energía Atómica, (CNEA) también es cierto que en el artículo 11 del Anexo II del decreto, queda establecido que ejercerá un control tutelar sobre ella.
La letra del anexo detalla un total de 23 funciones específicas del nuevo organismo que delinean un perfil estratégico que incluye desde la aplicación de reformas institucionales hasta la optimización de procesos y el monitoreo de proyectos en materia nuclear, incluida la fiscalización de metas.
Secretaría de Asuntos Nucleares: su ambicioso perfil estratégico
El comunicado oficial del Ministerio de Economía deja en claro el ambicioso objetivo del gobierno detrás de la creación de la nueva Secretaría de Asuntos Nucleares: “Nuestra Nación tiene el potencial para convertirse en la nueva Arabia Saudita del Uranio”, dice el texto.
Federico Ramos Napoli fue designado al frente de la nueva Secretaría de Asuntos Nucleares.
En parte, se trata de una deuda pendiente. En efecto, el 20 diciembre de 2024, el presidente Milei había anunciado el “Plan Nuclear Argentino” junto con la creación del Consejo Nuclear. Sin embargo, ni uno ni otro fueron formalizados a través de una ley o decreto. De allí, entonces, que la nueva secretaría busque saldar una cuenta que había quedado abierta.
Ahora bien: mientras que en el terreno teórico, la nueva secretaría buscará insertar a la Argentina como un actor más en el ámbito internacional en lo que a energía nuclear refiere, el contexto local no parece tan alineado con ese objetivo.
En efecto, según un informe del Centro Iberoamericano de Investigación en Ciencia, Tecnología e Innovación (CIICTI) en lo que va de la gestión del gobierno de Javier Milei, la CNEA perdió un 44% de su presupuesto. La caída también se vio reflejada en una disminución del 5,2% del personal calificado entre diciembre de 2023 y agosto de este año.
Una por una, las funciones de la nueva secretaría
El detalle de las funciones de la Secretaría de Asuntos Nucleares permite identificar algunos 3 ejes principales:
Elaboración de políticas específicas para el sector,
Evaluación, monitoreo y supervisión de proyectos específicos,
Representación del Estado en las empresas con participación accionaria.
«Argentina tiene el potencial para convertirse en la nueva Arabia Saudita del uranio», asegura el comunicado oficial. Aquí, la planta de Dioxitek en Córdoba.
Descriptas como objetivos en el anexo II, del artículo 15, las funciones que tendrá la secretaría son las siguientes:
1. Entender en la definición de la política nuclear en todo lo relacionado con los usos pacíficos de la energía nuclear o fuentes radiactivas, el ciclo de combustibles, la gestión de residuos radiactivos, el desarrollo e investigación de la actividad nuclear, en coordinación con la Comisión Nacional de Energía Atómica.
2. Entender en el monitoreo del funcionamiento del complejo industrial nuclear, promoviendo acciones que tiendan a mejorar la eficiencia del sistema, incluyendo reformas institucionales, optimización de procesos y participación del capital privado.
3. Evaluar la factibilidad y sustentabilidad económico-financiera de los proyectos estratégicos en materia nuclear.
4. Evaluar y monitorear los componentes científicos y tecnológicos de los proyectos en materia nuclear, fiscalizando el cumplimiento de las metas planteadas.
5. Intervenir en la coordinación del accionar de los diferentes actores políticos y empresarios involucrados con la actividad estratégica nuclear, tanto a nivel nacional, local o de la sociedad civil.
6. Identificar y determinar, en el ámbito de su competencia, los asuntos prioritarios, estratégicos y de relevancia para el desarrollo nacional en materia nuclear.
7. Asesorar, en el ámbito de su competencia, en lo relativo a la participación de la República Argentina en los foros, organizaciones o cualquier ámbito a nivel internacional en materia nuclear y otros asuntos estratégicos relacionados.
8. Asistir al Ministro, en el ámbito de su competencia, en las acciones que propendan al cumplimiento de los compromisos internacionales de la República Argentina en materia nuclear y otros asuntos estratégicos relacionados.
9. Coordinar, en el ámbito de su competencia, las acciones orientadas al cumplimiento de las funciones y objetivos establecidos por la Ley N.° 24.804 y sus normas modificatorias y reglamentarias, con la excepción de las que establecen las funciones regulatorias.
10. Intervenir en todo lo relacionado con la generación nucleoeléctrica, como así también en el funcionamiento de la infraestructura nucleoeléctrica.
11. Ejercer el control tutelar de la Comisión Nacional de Energía Atómica.
12. Participar en la elaboración de políticas en materia de investigación, diseño, y construcción de reactores nucleares, en coordinación con la Comisión Nacional de Energía Atómica.
13. Participar en el diseño e implementación de la política de desarrollo, fomento y cooperación para la explotación de “tierras raras” y minerales nucleares, en coordinación con las áreas competentes de la Administración Pública Nacional.
14. Participar, en el ámbito de su competencia, en la interacción entre los distintos actores del sector minero y las provincias para aumentar sostenidamente la producción de “tierras raras” y de minerales nucleares, como así también la inversión de capital privado para su explotación, en coordinación con la Secretaría de Minería.
15. Promover políticas públicas y acciones de colaboración y articulación con los actores públicos y privados y de la sociedad civil involucrados en la materia, que permitan viabilizar los proyectos relativos a la minería de materiales nucleares, su procesamiento y aplicación de tecnologías nucleares.
16. Participar, en el ámbito de su competencia, en el diseño y establecimiento de tecnologías asociadas a la refinación de “tierras raras”, como así también a su desarrollo nacional.
17. Dictar, en el marco de las políticas establecidas por el Ministerio y en coordinación con las áreas competentes de la Administración Pública Nacional, medidas relativas a los proyectos estratégicos en materia nuclear y otros asuntos estratégicos relacionados.
18. Dirigir el planeamiento, seguimiento y evaluación de los asuntos vinculados a los proyectos en materia nuclear y otras cuestiones estratégicas relacionadas, en coordinación con las empresas y sociedades con participación estatal mayoritaria del sector nuclear y la Comisión Nacional de Energía Atómica.
19. Asesorar al Ministro, en coordinación con las áreas competentes de la Administración Pública Nacional, en los proyectos estratégicos en materia nuclear, como así también en la identificación de información estratégica relevante en dicha materia y en aquellos asuntos de su competencia.
20. Intervenir, en coordinación con la Comisión Nacional de Energía Atómica, en las distintas etapas correspondientes al desarrollo del ciclo del combustible nuclear.
21. Dirigir la representación en las empresas donde la Secretaría posea participación accionaria y ejerza la tenencia accionaria.
22. Coordinar la gestión de los directores que representan al Estado Nacional en aquellas empresas donde la Secretaría posea participación accionaria y ejerza la tenencia accionaria.
23. Asistir al Ministro en la aplicación del Título VII – Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones- de la Ley N° 27.742, en el ámbito de su competencia, y en coordinación con la Secretaría de Coordinación de Energía y Minería.
El encuentro fue realizado por la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía y la Corporación Andina de Fomento.
Los países del Mercosur y Chile dieron un paso hacia la modernización de su esquema de suministro energético al concluir, en Santiago de Chile, el taller de cierre de la Fase IV del Proyecto Regional de Integración Gasífera. Con esta etapa se consolida una herramienta técnica para optimizar los costos del transporte gasífero y robustecer la planificación conjunta, impulsando de manera efectiva la integración energética.
El encuentro, realizado por la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) y la Corporación Andina de Fomento (CAF), se llevó a cabo en la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Chile. La cita congregó a autoridades, delegaciones nacionales y equipos técnicos de los países para validar el nuevo modelo regional de transporte de gas.
Esta herramienta, desarrollada por OLACDE a partir de datos provistos por los países, tiene como meta optimizar la utilización de la infraestructura gasífera ya instalada, encontrar trayectos de distribución más eficientes y anticipar la reducción de costos en diferentes escenarios operativos y de demanda.
La apertura del taller estuvo a cargo de Guido Maiulini, jefe de Asesoría Estratégica de OLACDE; Luis Felipe Ramos, subsecretario de Energía de Chile; y Mercedes Pedreira, ejecutiva de la Dirección de Integración, Comercio e Inversiones de CAF. Los tres funcionarios coincidieron en la relevancia estratégica de esta etapa para intensificar la cooperación regional y cimentar un sistema gasífero más eficiente y complementario.
Los desafíos identificados
Durante la jornada de trabajo, las delegaciones se dedicaron a validar las hipótesis y los datos suministrados por cada nación, revisar la topología del sistema regional de transporte y analizar las restricciones operativas y de planificación levantadas a nivel nacional.
Un aspecto clave fue la realización de simulaciones en tiempo real para evaluar cómo se comportaría el modelo ante variaciones en los costos de transporte, producción y la demanda. Este ejercicio permitió observar los efectos del modelo en la asignación de flujos y la eficiencia económica general del sistema.
Pedreira de la CAF, Ramos del gobierno de Chile y Maiulini de la Olacde.
Entre los hallazgos pricipales, el proyecto identificó la necesidad de ampliar la capacidad de evacuación desde Neuquén, reforzar la infraestructura intermedia para abastecer las demandas potenciales de Paraguay y del norte de Uruguay, y adaptar el modelo a los cambios previstos en el sistema de transporte que Brasil implementará en los próximos años.
El nuevo modelo es de código abierto y se encuentra en un proceso de ajuste continuo, lo que le permite ser una herramienta dinámica. Sus capacidades incluyen la identificación de rutas de transporte más competitivas, la minimización de costos operacionales y la estimación de indicadores clave, como el precio final del gas en cada nodo, tanto a corto como a mediano plazo.
Compromiso institucional y regional
Maiulini, de OLACDE, destacó la “alianza con claridad programática” de los países del Mercosur y Chile que permitió «generar espacios técnicos conjuntos para desarrollar las herramientas necesarias para discutir estrategias de integración gasífera con el trabajo de sus agencias y el involucramiento de organismos multilaterales como Mercosur y CAF».
El Subsecretario Ramos enfatizó que «para el Gobierno de Chile, la integración energética y gasífera es esencial, porque contribuye a la seguridad, la resiliencia y el cumplimiento de las metas ambientales”. Asimismo, señaló que «el Ministerio de Energía avanza en la adecuación de la normativa y la participación activa en este proceso para asegurar que la integración se convierta en un pilar efectivo de la transición energética y del objetivo de descarbonización del país.”
Por su parte, Pedreira, alineó el estudio con la misión del organismo de «alinearse con el compromiso con la integración regional y una transición energética justa”. La ejecutiva consideró la alianza con OLACDE como una “herramienta fundamental para abordar los desafíos que hoy enfrentan nuestros países.”
Uno de los paneles fue sobre Proyectos Estratégicos de Oil & Gas.
La Modelización de Información de Construcción (BIM) y la gestión avanzada de datos se consolidan como los motores de la eficiencia en los proyectos estratégicos de Oil & Gas en la Argentina. Así se destacó en el evento BIM For All realizado este miércoles en la ciudad de Córdoba, donde se planteó que la transformación digital de los megaproyectos es un habilitador de competitividad.
Bajo el lema “Conexión global para sectores que construyen futuro”, el evento buscó acelerar la adopción del BIM y la transformación digital multisectorial, conectando experiencias internacionales con talento local para impulsar la competitividad, la eficiencia y la sustentabilidad de los sectores productivos.
La metodología BIM es una forma de trabajo colaborativa que transforma la manera en que se planifican, diseñan, construyen y gestionan grandes proyectos de construcción e infraestructura, mejorando la eficiencia y la calidad de los resultados. Es un abordaje que tiene décadas de práctica en la industria de la construcción, pero que ahora está cruzada por nuevos recursos que multiplican la formas de interacción de todos los involucrados en el proyecto.
La BIM es un cambio cultural en marcha
En el encuentro, los panelistas a lo largo de la jornada coincidieron en que se están transformando las industrias a través de la metodología y los gemelos digitales, y coincidieron en que el desafío para capturar la próxima ola de inversiones ya no reside en la tecnología en sí, sino en la articulación de capacidades, el cambio cultural y la adopción ecosistémica a lo largo de toda la cadena de valor.
Durante el desarrollo del panel sobre Proyectos Estratégicos de Oil & Gas se puso en relieve cómo estas herramientas están generando valor a lo largo de toda la cadena productiva, desde la ingeniería temprana hasta la fase de optimización operativa (OPEX).
Participaron de esta mesa Gustavo Rojas, Digital Engineering Sr Manager de Techint; Gian Ortega, Digital Engineering Manage de YPF; y Gustavo Guitera, Digital Enterprise & Business Development de Siemens, moderados por Nicolás Gandini, director de EconoJournal.
Los expertos coincidieron en que la BIM dejó de ser un simple software de diseño para transformarse en un requisito estructural para obras de gran envergadura. Proyectos de la magnitud de la refinería en Tabasco (México), que demandan un millón de horas de ingeniería y cinco años de ejecución, demuestran que estas iniciativas son inviables sin BIM, con lo cual la tecnología se presenta como el único camino para gestionar la complejidad.
Virtudes de las herramientas digitales
En los denominados proyectos fast-track, donde la ingeniería, la construcción y el montaje se superponen de manera crítica, la BIM permite predecir riesgos e interferencias, acelerar la coordinación entre equipos, detectar problemas de forma temprana, reduciendo significativamente los errores en obra, entre otras virtudes del entramado de herramientas digitales disponibles.
Más allá de la fase de capital, la gran promesa del BIM y las metodologías asociadas reside en la gestión del dato. Según las coincidencias del panel la tendencia global indica que la eficiencia de todo el ciclo de vida del proyecto se multiplica cuando los datos son estructurados y trazables desde las etapas iniciales.
El mayor valor se materializa en la fase del Opex, donde la información generada durante el diseño y construcción se convierte en un activo para la toma de decisiones operativas. Esto se traduce en mayor predictibilidad de los activos, capacidad de simulación, gestión inteligente de riesgos y mantenimiento, entre otras virtudes que se le reconocen.
Pese a la brecha con ecosistemas tecnológicos más maduros, los panelistas destacaron las capacidades técnicas y el talento emprendedor existente en la Argentina, pero la barrera principal es de índole cultural y estratégica. En ese sentido se resaltó la necesidad de una integración ecosistémica y de establecer metodologías y criterios comunes para que la cadena de valor se mueva con agilidad.
Adopción tecnológica en toda la cadena
El desafío cultural, como tal, requiere desaprender modelos antiguos y alinear a los liderazgos para consolidar una visión compartida, se destacó desde la experiencias de las tres empresas que transitan un intenso proceso de gestión del cambio.
Una conclusión crucial del panel es que la adopción tecnológica no puede ser solo potestad del «owner» o cliente final, sino que las grandes empresas EPC tienen que apalancar la transición de sus subcontratistas, incluso ayudando en capacitación y costos de licencias, para evitar que la brecha tecnológica limite los proyectos.
El cierre giró sobre un costo de oportunidad inmediato al entender que si la cadena de valor argentina incorpora estas tecnologías, puede capturar proyectos de mayor escala y complejidad, para lo cual se requiere un impulso coordinado de sector público, privado y financiero para acelerar la adopción.
Las iniciativas alcanzaron 45 establecimientos educativos en 28 localidades de la provincia, con programas que incluyeron conectividad, formación docente y fortalecimiento institucional.
YPF cerró el año con nuevas propuestas educativas para impulsar la educación y desarrollo en Río Negro. A través de iniciativas que mejoran la conectividad, acompañan a docentes y estudiantes, y reducen brechas educativas, la compañía trabaja junto a organizaciones como “Enseñá por Argentina” y “Fundación Cimientos” para generar impacto real en las comunidades.
Durante este año, las iniciativas alcanzaron 45 establecimientos educativos en 28 localidades de la provincia, con programas que incluyeron conectividad, formación docente y fortalecimiento institucional para promover trayectorias escolares completas.
Principales acciones
• Conectividad para Sierra Grande: más de 1.000 estudiantes cuentan ahora con acceso a internet gracias a la instalación de antenas satelitales y la capacitación docente en herramientas digitales, en alianza con Enseñá por Argentina.
• Fortalecimiento institucional: llegamos a 41 escuelas secundarias mediante el programa que acompaña trayectorias escolares, junto a Fundación Cimientos.
• Donaciones tecnológicas: se entregaron 31 computadoras a 24 centros educativos, material informático para capacitaciones a distancia al Nodo de la Universidad del Comahue en San Antonio Oeste y materiales y equipos al CET N°12 en el marco del Programa Piloto de Formación Energética.
Estas acciones fueron complementadas con iniciativas en salud y deporte durante el segundo semestre, además de proyectos impulsados por Fundación YPF en la provincia.
Cierre del programa “Escuelas que Acompañan”
Este programa busca fortalecer las capacidades institucionales para acompañar trayectorias escolares con foco en la dimensión socioemocional, promoviendo la continuidad educativa. Durante 2025, se implementó en Río Negro con los siguientes resultados:
• 98% de las escuelas inscriptas participaron en todas las instancias de aprendizaje.
• 93% completaron sus trabajos finales.
• Alcance total: 40 escuelas secundarias y 120 docentes.
“Así YPF reafirma así su compromiso con el desarrollo sostenible de Río Negro, apostando a la educación como motor del desarrollo local”, destacaron desde la empresa.
BLC Power Generation opera en la Argentina, Colombia, Uruguay, Costa Rica, Guatemala y Estados Unidos y se encuentra en proceso de ingresar a nuevos mercados estratégicos como México y Brasil
Cada desarrollo energético exige mucho más que tecnología. Se necesita conocimiento del terreno, adaptación a normativas locales y una visión operativa que se traduzca en resultados concretos. En ese contexto, BLC Power Generation, empresa del grupo BLC Global, se propuso como objetivo consolidarse como socio estratégico para llevar adelante proyectos de alto impacto, integrando soluciones que responden a las realidades técnicas y regulatorias de cada mercado.
Expansión
Impulsada por alianzas estratégicas, la compañía continúa expandiéndose globalmente. En los últimos dos años, junto a socios como Ventus, 360 Energy, TotalEnergies y PowerChina, la empresa fortaleció su presencia internacional desarrollando proyectos de control de baterías en plantas híbridas, incorporación de sistemas de almacenamiento y gestión en parques eólicos, integrando tecnología escalable bajo una misma visión operativa.
Este crecimiento le permitió consolidar su operación en países como la Argentina, Colombia, Uruguay, Costa Rica, Guatemala y Estados Unidos. En la actualidad, se encuentra en proceso de ingresar a nuevos mercados estratégicos como México y Brasil. Su modelo de expansión está basado en tecnología escalable, acompañamiento técnico y relaciones de confianza construidas en el tiempo.
Soluciones
“El diferencial de BLC Power Generation está en su forma de trabajar: actúa como socio técnico y operativo, construyendoalianzas con líderes globales del sector, integrando capacidades, compartiendo conocimiento normativo y adaptando cada solución al contexto local e internacional”, destacaron desde la empresa.
Con Optimum PG, la compañía se propuso brindar una solución integral que se adapte a distintas tecnologías de generación, garantizando interoperabilidad, escalabilidad y control eficiente en entornos complejos. Estas alianzas estratégicas han sido clave para desplegar la solución en múltiples mercados, integrándola en proyectos con distintas configuraciones técnicas y operativas.
“En BLC Power Generation creemos que las alianzas son claves para escalar la transición energética de forma inteligente. Cuando unimos capacidades, tecnologías y visión, los resultados se multiplican. Nuestro enfoque es claro: acompañar a cada cliente con soluciones confiables, con soporte local y con la flexibilidad que requiere cada entorno operativo”, afirmó Sebastián García, Gerente Comercial de BLC Power Generation.
Pensamiento global y ejecución local
“Cada proyecto plantea desafíos únicos. Por eso, BLC Power Generation actúa como socio estratégico, aportando valor desde el diseño hasta la operación. Funciona como núcleo fundamental entre la escala global y la ejecución local, combinando conocimiento técnico, expertise normativo y presencial territorial para lograr resultados concretos y medibles desde el primer día. Su presencia consolidada en América Latina y en mercados internacionales emergentes reafirma una visión clara: estar donde la transición energética lo requiera, con tecnología confiable, experiencia en campo y compromiso real con cada cliente”, concluyeron desde la empresa.
El gobierno encaró la privatización de ENARSA en sus diversas áreas de participación, una suerte de desguace en función del interés del sector privado de participar de algunas de las actividades que la empresa estatal ha venido desarrollando.
Una de ellas es la importación de GNL para completar el abasto de gas natural al mercado interno en los meses de mayor demanda por razones estacionales (otoño e invierno).
El ministerio de Economía, a través de la Secretaría de Energía, prepara un esquema que desplazará a ENARSA de la tarea de importación del GNL y la pondrá en manos de “un productor y/o comercializador” de este insumo, cuyo costo vale recordar ha sido subsidiado por el Estado desde hace varios años.
El agente privado saldrá de una licitación cuyos términos no están del todo definidos, según admitió la Secretaria de Energía Tettamanti ante una consulta periodística al respecto.
El precio de abasto tendrá como base la cotización internacional de este insumo energético, y se consideraría clave para resultar adjudicatario la cantidad de barcos (cargamentos) garantizados para cada período. La explicación careció de precisiones necesarias.
Tampoco esta claro si el cambio de actores en la operatoria de importación del GNL (el Estado por un Privado) incluye además que el Estado deje de subsidiar el costo de dicho insumo, y pase a ser pagado por los usuarios Residenciales e Industriales en sus facturas mensuales.
Por otra parte, Economía está preparando lo que sería el texto de un decreto por el cual los usuarios de gas natural pasarán a pagar facturas con tarifa plana, vale decir que el mayor gasto propio de los meses del invierno se distribuiría en las facturas del verano, que son los meses de menor consumo. Es para “evitar sobresaltos”, argumenta Economía. Pero pensando además en eliminar el subsidio al GNL.
En otro orden, Economía también procura descentralizar los contratos de compra de gas natural que CAMMESA realiza para abastecer a las centrales generadoras térmicas de electricidad. Energía habla de proceso de normalización del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
De hecho, la Secretaría a cargo de María Tettamanti oficializó la Resolución 501/2025, estableciendo pautas para que las productoras de gas natural puedan retirar total o parcialmente los volúmenes comprometidos en los contratos del Plan GasAr, bajo acuerdos con CAMMESA o ENARSA, y cederlos directamente a las generadoras térmicas. (ver aparte).
El presidente de la Cámara de Generadores y Cadena de Valor de la Industria Renovable (CEA), Martín Brandi, renovó su expectativa respecto de una prórroga por 20 años del Régimen que fomenta el uso de Fuentes Renovables de Energía destinada a la Producción de Energía Eléctrica (Ley 26.191), que vence a fin de este año.
“Lamentablemente no hemos logrado ése objetivo este año (2025)”, manifestó Brandi en alusión a las gestiones encaradas por la entidad empresaria, ante el Poder Ejecutivo Nacional y en el ámbito del Parlamento, donde una iniciativa en tal sentido llegó a tener dictámen favorable de la Comisión de Energía, pero no llegó a tratarse en el recinto, y caducó.
El directivo, que es CEO de PCR Energy, destacó la importancia de la prórroga de un régimen que ofrece estabilidad fiscal de largo plazo, lo que redundó en “inversiones por más de ocho mil millones de dólares”.
En lo inmediato, la CEA espera que en la Ley de Presupuesto 2026, que habrá de tratarse en las sesiones extraordinarias durante el mes en curso, se incluya un artículo que prorrogue al menos por un año la vigencia del esquema fiscal todavía vigente, mientras se impulse la nueva ley para renovables.
Al respecto, y en el marco de una encuentro organizado por la Cámara, y al cual asistió la Secretaria de Energía, María Tettamanti, Brandi manifestó que “todas las fuerzas políticas (representadas en el Parlamento) han manifestado apoyo a la prórroga solicitada”.
Por su parte, Tettamanti consideró ante los empresarios “muy importante garantizar la estabilidad fiscal en el sector por al menos otros 20 años”. Admitió no obstante un desacople entre los tiempos políticos de la gestión gubernamental y los requeridos por la CEA para resolver la prórroga esperada.
Y destacó la tarea encarada por el gobierno “para lograr una macro ordenada, y un país que sea viable”. Asimismo agradeció la ayuda brindada por el sector generador renovable para el diseño de la desregulación del Mercado Eléctrico Mayorista, en proceso de desarrollo.
La escucharon, entre otros, el vicepresidente de CEA y CEO de Genneia, Bernardo Andrews, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz; Adrian Salvatore (Central Puerto), Rodolfo Freyre (PAE), y Gonzalo Jurado (Total Energies).
Impulsada por el gobierno nacional, en 2015 el Congreso sancionó con amplio consenso político la Ley 27.191 de Energías Renovables, fundamental hacia la diversificación y reducción de emisiones de su matriz energética.
La implementación de la ley permitió, en diez años, pasar de una participación prácticamente nula de las energías renovables en la generación eléctrica, a 7,1 GW de capacidad instalada, liderada por la eólica y solar, aunque aún no se alcanzó la meta del 20 % de la producción en la torta energética que había sido prevista en la ley para el 2025. La producción actual ronda el 17 por ciento.
La red de transporte en A.T.
Otro factor clave para la continuidad del desarrollo de energías renovables está dado por la red de transporte en Alta Tensión, que presenta serias limitaciones en su extensión y ampliación de capacidad, lo que está aletargando el desarrollo de nuevas inversiones en el rubro, a la espera de mejoras en la disponibilidad para sumar energía al sistema.
Al respecto, la secretaria Tettamanti volvió a referirse a la intención del gobierno de avanzar con licitaciones para el tendido de nuevas redes, a cargo del sector privado, anunciadas hace varios meses.
En julio último la S.E. dictó la resolución 311/2025, para avanza con la ejecución del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico, al definir las tres primeras obras estratégicas que serán licitadas bajo un modelo de concesión a inversores privados.
“Las licitaciones serán de carácter nacional e internacional, abiertas a empresas con capacidad técnica y financiera para llevar adelante los proyectos”, se indicó.
Consultada al respecto, Tettamanti estimó ahora que en el curso del primer cuatrimestre del 2026 será activada la primera licitación, empezando por la AMBA I.
Las obras seleccionadas son AMBA I, que mejorará la capacidad de abastecimiento en el Área Metropolitana de Buenos Aires que concentra el 40 % del consumo eléctrico nacional.
Luego sería el turno de la Línea de 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins, un corredor que permitirá la evacuación de mayor generación renovable y convencional que se puede instalar en la región Cuyo, a la vez que permitirá evacuar parte de la generación del COMAHUE; y de la Línea de 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, que mejorará la conexión entre la Patagonia y el sistema troncal.
Estas obras forman parte del conjunto de 16 proyectos prioritarios definidos por la Resolución 715/2025, en el marco del Plan de Contingencia para Meses Críticos 2024–2026, que identificó zonas críticas del país donde el crecimiento de la demanda eléctrica no fue acompañado por la infraestructura necesaria. La planificación se basó en estudios técnicos liderados por la Secretaría de Energía junto a CAMMESA, ATEERA y el Consejo Federal de la Energía Eléctrica.
Las ventas locales del sector petroquímico sufrieron una caída del 9% en relación con el mes anterior
El informe mensual desarrollado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®)mostró que en octubre de 2025 la producción sectorial registró una disminución del 1% frente a septiembre. En la comparación interanual, la baja alcanzó el 8%, impulsada principalmente por los finales agroquímicos; mientras que el acumulado del año, hasta el cierre de octubre, se mantiene con una caída del 5%.
En el ámbito de las ventas locales, el relevamiento evidenció una caída del 9% en relación con el mes anterior, atribuida a menores volúmenes de venta en básicos orgánicos y finales agroquímicos. Analizando el desempeño interanual, la disminución alcanzó el 26%, registrando caídas en todos los subsectores. El acumulado anual presenta una contracción del 16%.
Exportaciones
En lo que respecta a las exportaciones, en el informe de la CIQyP® se observó un aumento del 12% en comparación con septiembre, aunque sufrieron una caída del 4% interanual. El acumulado del año, sin embargo, se mantuvo estable sin variación.
En cuanto al desempeño de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), el comportamiento se mostró dispar, pero volvió a mostrar dinamismo en producción y ventas locales con incrementos mensuales e interanuales. La producción de este segmento registró una suba del 9% en el mes y un 17% interanual, con un acumulado que trepó al 7%.
Ventas locales
Las ventas locales de la industria petroquímica también fueron positivas, con una variación mensual del 3% y un incremento del 11% en la comparación anual, aunque el acumulado mostró una leve caída del 1%. Por su parte, las exportaciones cayeron un 4% en el mes, pero se dispararon un 22% interanual y acumulan un 33% de crecimiento en lo que va del año.
Durante octubre de 2025, las importaciones del sector químico y petroquímico cayeron alrededor del 24% y las exportaciones disminuyeron un 7%, medidas en dólares. Como consecuencia, la balanza comercial fue deficitaria en alrededor de 700 millones de dólares.
Capacidad instalada
A su vez, el uso de la capacidad instalada en octubre decreció respecto al período anterior, con un promedio del 50% para productos básicos e intermedios y del 84% para productos petroquímicos.
En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante octubre 2025, fueron de 284 millones de dólares, acumulando un total de USD 2.815 millones hasta octubre de este año.
“Los indicadores de octubre no se alejan de la tendencia de la economía en general del país, notamos contracciones del sector en cuanto a producción y ventas internas, pero con un alentador comportamiento en ventas al exterior. El sector de la pequeña y mediana industria química (PyMIQ) muestra un mejor desempeño. El contexto sigue siendo muy desafiante”, destacó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).
La propuesta de Rovella Capital supera los US$450 millones.
“Rovella no se va a caer”, afirmó a Econojournal una alta fuente al tanto del proceso de venta de Manantiales Behr, el único yacimiento convencional que conserva YPF en Chubut. Rovella Capital, un desprendimiento de Rovella Carranza, la constructora creada por Mario Rovella, presentó la oferta más alta para adquirir el activo.
El Directorio de la compañía que preside Horacio Marínse reunirá este jueves 11 de diciembre para votar si se aprueba la iniciativa. Fuentes de YPF indicaron a EconoJournal que hasta que el máximo órgano de la empresa se expida evitarán realizar comentarios al respecto.
La propuesta supera los US$450 millones, según indicaron fuentes del mercado. La cifra exacta sólo es conocida por unos pocos integrantes de la primera línea de la petrolera bajo control estatal. Fue la decisión que tomó la compañía para evitar filtraciones como las que se registraron en rondas anteriores del Proyecto Andes, la iniciativa a cargo del banco Santander que implementó YPF para desprenderse de campos que no integran su porfolio estratégico y concentrarse en el desarrollo de Vaca Muerta.
Números
La propuesta de Rovella Capital relegó a las de Pecom, brazo petrolero del grupo Pérez Companc, y Capsa, candidatos naturales para quedarse con Manantiales. Y también a la del Grupo San Martín, un actor local asociado con empresas de servicios norteamericanas, y CGC.
A esta altura, el único interrogante es si Rovella Capital logrará documentar con herramientas crediticias confiables la forma de pago de la operación. Agustín Rovella, hijo de Mario, se reunió en las últimas semanas que actores del sector petrolero —entre ellos con algunos traders de combustibles con la intención de pre-financiar la venta de crudo pesado desde Chubut— para intentar reunir los fondos que comprometió en su oferta.
No es un tema menor: la empresa tiene un acceso limitado al sistema financiero local porque Rovella Carranza, la compañía madre del grupo, está involucrada en la causa Cuadernos, que está en pleno trámite de requerimiento de elevación a juicio.
Aún así, fuentes al tanto del proceso confían en que Rovella Capital podrá reunir los fondos para cancelar en efectivo —al menos la mayor parte— la cifra ofertada. Lo haría en cuotas en un período corto de tiempo de no más de tres a seis meses.
“El pliego original del Santander establecía que la empresa compradora debía cancelar un 20% de la cifra ofertada al momento de la adjudicación y el 80% restante una vez que tome efectivamente la operación del campo en cuestión. Pero no habría problema en encontrar un esquema de pagos más flexible si el monto y las garantías contractuales ofrecidas terminan siendo mucho más convenientes para YPF que las del resto”, explicó una fuente al tanto del proceso.
A diferencia de otras áreas petroleras transferidas bajo el paraguas del Proyecto Andes, en esencia campos maduros de baja o directamente nula rentabilidad, Manantiales Behr, que produce unos 4000 m3/día de crudo, es un activo que obtiene ganancias. El campo registra anualmente un EBITDA (ingresos antes de impuestos) cercano a los US$100 millones. Es decir, quien lo compre empezará a gestionar de entrada un flujo de caja positivo. La dificultad radica en operar un campo que requerirá inversiones para recuperar los niveles de actividad con precios de crudo que probablemente naveguen en la banda de los US$60 durante el año que viene.
Pata local
En el plano operativo, el interrogante —si el Directorio de YPF aprueba mañana el traspaso— es cuánto tiempo le llevará a Rovella edificar una organización con foco en el negocio hidrocarburífero. La empresa repatrió a ex directivo de YPF con pasado en Manantiales Behr que hasta mediados de septiembre trabajaba en Colombia.
Rovella conoce Chubut. Posee una especie de alianza local con la constructora Choele Choel SRL, con quien tercerizó algunos proyectos de infraestructura en la provincia como una serie de ampliaciones en el aeropuerto de Comodoro Rivadavia.
Choele Choel es conducida por Facundo Ponce, un empresario que dio sus primeros pasos profesionales dentro del negocio de la construcción en Rovella Carranza –donde trabajó durante siete años– y es hermano de Federico Ponce, secretario de Hidrocarburos de Chubut de la gobernación que encabeza Ignacio ‘Nacho’ Torres. El gobernador ya habría dado luz verde para que Rovella se quede con el segundo mayor yacimiento de petróleo de Chubut, sólo por detrás de Cerro Dragón.
El especialista advirtió que el país debe consolidar su estrategia exportadora en un contexto global favorable.
El economista y exsecretario de Energía, Daniel Montamat, aseguró en diálogo con Canal E que el sector energético argentino atraviesa una fase estratégica para consolidar su perfil exportador.
En este sentido, sostuvo que “el sector energético es uno de los sectores puntales en una transformación productiva”, subrayando el cambio de paradigma respecto de años anteriores, cuando el objetivo principal era el autoabastecimiento interno.
Expansión petrolera y oportunidad exportadora
Montamat explicó que el país consolida una estrategia exportadora sustentada principalmente en el desarrollo acelerado de Vaca Muerta. En esa línea afirmó que “la Argentina está exportando más de 300.000 barriles diarios de petróleo” y que la producción nacional ya alcanzó picos históricos.
Según detalló, en octubre se registraron “850.000 barriles diarios de producción”, cifra que atribuyó al avance de obras de infraestructura orientadas a evacuar mayores volúmenes hacia mercados externos.
El analista remarcó que el contexto internacional abre condiciones favorables para profundizar esta expansión. Por eso insistió en que “tenemos que aprovechar la oportunidad, la ventana de oportunidad que nos da el mundo para consolidar esta estrategia exportadora”. A su criterio, la clave es sostener reglas estables y generar condiciones competitivas que permitan a las empresas planificar inversiones de largo plazo.
RIGI, inversiones y competitividad interna
Consultado sobre el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), Montamat descartó prejuicios y consideró que “en un país normal, debería ser un régimen general para todas las empresas”. Sin embargo, aclaró que el sector hidrocarburífero necesita marcos específicos debido a que se trata de inversiones de miles de millones de dólares que requieren previsibilidad prolongada.
Destacó que el régimen “ha sido beneficioso para desencadenar grandes procesos de inversión”, sobre todo en infraestructura orientada a la exportación, y que también contribuye a mejorar la ecuación fiscal. No obstante, advirtió que la variable determinante para que los proyectos prosperen es la estabilidad macroeconómica: “lo más importante es la estabilidad macroeconómica y que siga bajando el riesgo”, aseguró.
Montamat también señaló que Argentina necesita ajustar costos internos para competir mejor, dado que los precios internacionales no dependen del país: “somos tomadores de precios del mercado internacional”, afirmó, y sostuvo que la microeconomía local aún enfrenta desafíos en eficiencia, especialmente en servicios asociados al sector.
Un informe privado anticipa dos posibles escenarios para la producción de crudo y gas no convencional el próximo año, con ingresos de divisas que podrían superar los USD 12 mil millones y consolidar a Neuquén como principal generador de dólares del sector energético.
Las proyecciones para Vaca Muerta vuelven a poner a la formación patagónica en el centro del mapa energético argentino. Según un estudio reciente de la consultora Economía & Energía, la producción no convencional podría alcanzar un nivel histórico en 2026 y sostener un superávit energético que rondaría los USD 9.000 millones, impulsado por un fuerte salto exportador.
El reporte plantea dos caminos posibles. En el escenario más optimista, la producción total promedio superaría los 937.000 barriles diarios, con un aporte shale cercano a los 642.000 barriles por día y un tercio de ese volumen destinado a mercados externos.
Ese nivel permitiría generar casi USD 8.900 millones solo por ventas de petróleo, apoyado en la expansión del sector y en precios internacionales estables.
Una alternativa más prudente prevé un promedio de 868.000 barriles diarios, con una participación menor del shale y exportaciones cercanas a los 321.000 barriles diarios. Incluso en ese caso, los ingresos superarían los USD 7.300 millones, aunque el declino de las cuencas maduras, especialmente en el Golfo San Jorge, tendría mayor incidencia.
El trabajo sostiene una referencia de USD 62 por barril para el crudo de la región y un flujo estable en la exportación de gas, que sumaría otros USD 649 millones. Del lado de las importaciones, los valores prácticamente no variarían y se ubicarían en torno a los USD 3.343 millones.
¿Puede Argentina ser potencia mundial en minerales críticos si el oro y la plata caen 37,7% en un solo mes? Los datos de octubre 2025 del INDEC brindan una respuesta contundente.
El Índice de Producción Industrial Minero (IPI Minero) de octubre de 2025, publicado por el INDEC, registró un aumento interanual del 3,7% y un acumulado enero-octubre del +3,3%. La serie desestacionalizada avanzó 0,6% mensual, mientras la tendencia-ciclo se mantuvo prácticamente estable (-0,0%).
Sin embargo, detrás del número positivo se observan dos realidades completamente distintas: el auge sostenido de la producción no convencional de hidrocarburos y de minerales críticos (especialmente litio) versus el derrumbe histórico de la minería metalífera tradicional.
Vaca Muerta vuelve a ser el motor
El bloque “Extracción de petróleo crudo y gas natural y servicios de apoyo” creció 5,6% interanual y acumula +3,4% en 2025. El detalle muestra que el impulso proviene exclusivamente del shale oil:
Petróleo crudo total: +15,6% interanual (índice 169,3; base 2016=100)
Gas natural: -6,9% interanual
Servicios de apoyo (fractura, perforación, etc.): -8,3% interanual
Aunque el informe no desglosa aún convencional vs. no convencional en el cuadro principal, los datos históricos y la tendencia de los últimos 48 meses confirman que el crecimiento del petróleo proviene casi exclusivamente de Vaca Muerta. La producción de petróleo no convencional superó nunca los niveles actuales desde la irrupción del shale en 2018-2019.
Litio: el gran ganador del año
Dentro del segmento “Minerales no metalíferos y rocas de aplicación”, la subclase “Extracción de minerales para la fabricación de productos químicos” (que incluye fundamentalmente carbonato y cloruro de litio) explotó con un salto del +41,8% interanual en octubre y un acumulado del +42,0% en los primeros diez meses de 2025.
Con un índice de 391 puntos (casi cuatro veces el nivel de 2016), el litio se convirtió en el rubro de mayor incidencia positiva del IPI minero entero. En octubre aportó +3,7 puntos porcentuales al crecimiento total del 3,7%, compensando casi por completo las caídas de otros sectores.
En octubre de 2025, los minerales críticos mostraron el desempeño más explosivo del sector minero argentino. La extracción de minerales destinados a la fabricación de productos químicos —categoría que agrupa principalmente el carbonato de litio y el cloruro de litio— registró un aumento interanual del 41,8 % y un acumulado enero-octubre del 42,0 %, según datos oficiales del INDEC.
Le siguió la producción de sal (muy vinculada a los nuevos proyectos de extracción directa de litio —DLE—), que creció un 20,9 % respecto de octubre de 2024 y acumula un +10,5 % en el año.
Por su parte, la extracción de rocas ornamentales (granitos, mármoles y travertinos) avanzó un 19,0 % interanual, consolidando la recuperación de este nicho tras varios años de estancamiento.
De esta forma, los tres rubros asociados a la transición energética y a la construcción sostenible concentraron prácticamente toda la incidencia positiva del bloque de minerales no metalíferos y rocas de aplicación, que en su conjunto creció 4,5 % interanual.
Oro y plata: colapso histórico
En el extremo opuesto, la extracción de minerales metalíferos registró una caída del 20,8% interanual, la peor desde la pandemia. El rubro “Bullón dorado/doré” se desplomó -37,7% y “Plata y oro y sus concentrados” cayó -12,6%. Algunas minas de alta ley en Santa Cruz y San Juan redujeron drásticamente su producción por agotamiento de reservas y costos operativas.
Con gran protesta en las calles, el Senado de Mendoza aprobó la Declaración de Impacto Ambiental del proyecto San Jorge, abriéndole las puertas a la minería.
Celebran Javier Milei y Alfredo Cornejo: Mendoza le abre las puertas a la minería de cobre, con la aprobación de la Declaración de Impacto Ambiental del proyecto San Jorge. En la calle se registra una fuerte protesta de vecinos y ambientalistas que se oponen a la minería, argumentando que pone en riesgo el agua, entre otras cuestiones.
“El caudal del arroyo El Tigre es de 318 litros por segundo. El consumo previsto del proyecto minero es de 141 litros por segundo”, aseguran.
Con 29 votos a favor y 6 en contra, el senado provincial aprobó esta tarde la Declaración de Impacto Ambiental del proyecto San Jorge. En este momento, los manifestantes cortan accesos a la ciudad de Mendoza.
El proyecto contempla una inversión de US$560 millones, 17 años de vida útil y exportaciones por US$600 millones anuales.
“Mendoza dio un paso histórico. Hoy ganó la coherencia, ganó la lógica y ganó la decisión de prepararnos para el mundo que viene”, celebró el gobernador Alfredo Cornejo.
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Con la aprobación de la Declaración de Impacto Ambiental de PSJ Cobre Mendocino abrimos la puerta a la producción de cobre, un mineral fundamental para avanzar hacia la transición energética. Esto significa empezar a dejar atrás los combustibles fósiles que contaminan y proteger el ambiente, aseguró.
Sumado a la aprobación del Malargue Distrito Minero Occidental II para seguir explorando nuestro suelo, junto con la Ley de Regalías Mineras y el Fondo de Compensación Ambiental, continuamos con un proceso ordenado y con reglas claras para encarar este nuevo camino de desarrollo.
Hoy, justo a dos años de mi segundo mandato, iniciamos ese camino con responsabilidad, controles estrictos y cumplimiento pleno de la Ley 7722. Podemos avanzar hacia energías más limpias, a modernizar redes eléctricas, electrificar el transporte, entre otras cosas, prosiguió Alfredo Cornejo. Según el gobernador de Mendoza, “es fruto de trabajo, diálogo y estudios.
Tuvimos la audiencia pública más grande de nuestra historia, incorporamos informes de universidades y organismos especializados y analizamos cada aspecto del proyecto con equipos multidisciplinarios. Siempre en el camino correcto, como debe trabajar una provincia responsable.
Luego, fustigó al kirchnerismo por no acompañar el proyecto: “durante años dijeron públicamente que apoyaban la minería, pero cuando llegó el momento de sostenerlo con el voto eligieron retirarse. Prefirieron volver a las consignas vacías y conveniencias políticas”.
En octubre y noviembre, la Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro se reunió con las empresas concesionarias para revisar el cumplimiento de los acuerdos, analizar la producción de petróleo y gas y acordar el nivel de inversiones previsto para 2026.
La Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro realizó durante los últimos meses una serie de reuniones con las operadoras que tienen concesiones en la provincia, en el marco de las comisiones de enlace técnico previstas en los contratos.
Estos encuentros, de los que también participan la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático y el Departamento Provincial de Aguas, permiten evaluar la actividad realizada, el cumplimiento de compromisos y las proyecciones de trabajo para el año siguiente.
La Secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya, destacó que “las comisiones de enlace son una herramienta central para garantizar que los compromisos asumidos por las operadoras se cumplan, con información transparente y un diálogo permanente”, subrayando el valor técnico-institucional de estos espacios de seguimiento.
Las reuniones se desarrollaron con Phoenix Global Resources, Capex, Petróleos Sudamericanos, JCR, Medanito y Madalena Energy, mientras que con las restantes operadoras la actualización de información se realizó por nota, fijándose agendas presenciales para los primeros meses de 2026.
Actividad desarrollada en 2025
Durante este año se perforaron 11 pozos nuevos: siete con objetivo convencional y cuatro con objetivo no convencional. A su vez, se ejecutaron 30 intervenciones (workover) destinadas a mantener o recuperar la producción de pozos existentes o extender su vida útil.
Moya resaltó que “el balance con cada empresa confirma que Río Negro cuenta con un horizonte de inversiones sostenidas para 2026. La continuidad en perforaciones y en intervenciones planificadas nos permite proyectar con previsibilidad y seguir fortaleciendo el desarrollo energético de la Provincia”, haciendo hincapié en la importancia de sostener un flujo estable de actividad.
Para 2026, y en función de los compromisos asumidos, se espera mantener niveles similares: 7 pozos nuevos convencionales, 2 no convencionales y 37 workovers.
Comportamiento de la producción
El nivel de actividad registrado presentó un incremento interanual del 2%, superando en todos los meses las cifras de 2024. En noviembre de 2025 se registraron 3.735 m³/d (23.491 barriles diarios), valores equivalentes a los alcanzados en 2021.
En contraste, la producción de gas natural mantiene una tendencia declinante. En noviembre se registraron 2.479 miles de m³/d, con una variación interanual del –32%.
La cuenca neuquina genera más de 150.000 empleos directos e indirectos y sigue creciendo. En este marco, un taller gratuito y presencial muestra cómo entrar al sector que mueve la economía argentina.
El Centro de Capacitación y Entrenamiento de Operadores de Vaca Muerta (CENOVA) lanzó el Taller introductorio: Industria del gas y petróleo en la cuenca neuquina, una propuesta gratuita, presencial y con certificado digital que permite a cualquier interesado entender los procesos reales del sector hidrocarburífero y descubrir las oportunidades laborales concretas que ofrece la formación no convencional.
El taller está dirigido por el ingeniero Alex Daniel Horacio Valdez, profesional con más de 35 años de experiencia en la industria energética nacional e internacional. Las clases se dictan los primeros tres jueves de diciembre de 2025 en la sede de CENOVA Neuquén, durante cuatro semanas consecutivas. Quienes se perdieron la primera fecha aún pueden incorporarse y recuperar el contenido para obtener el certificado oficial.
¿Cuáles son los contenidos?
El programa entrega un panorama completo y práctico del sector con foco exclusivo en la cuenca neuquina, la segunda reserva mundial de shale gas y cuarta de shale oil. Los participantes conocen cada etapa operativa, desde la exploración hasta el abandono de pozos, los equipos principales que se utilizan en yacimientos no convencionales y los actores clave que dominan el ecosistema productivo regional.
Se introducen conceptos fundamentales de seguridad industrial y cultura preventiva, elemento crítico en un sector donde el estándar internacional es cero tolerancia a incidentes. Además, el taller orienta sobre las salidas laborales iniciales más demandadas, las competencias técnicas y transversales que exigen las operadoras y los caminos formativos disponibles dentro del propio CENOVA para escalar rápidamente hacia puestos de mayor responsabilidad.
Metodología práctica y materiales permanentes
Lejos de clases teóricas tradicionales, el curso combina exposiciones interactivas, recursos audiovisuales de alta calidad, dinámicas de simulación reales, análisis de casos de yacimientos neuquinos y la participación directa de referentes activos del sector.
Los temas centrales abarcan la relación entre la industria y el territorio, el ciclo completo de vida de un pozo no convencional, los roles específicos y la cultura de trabajo que caracteriza a las empresas líderes, los protocolos de seguridad y calidad más exigentes, y las trayectorias profesionales con mayor proyección a mediano plazo.
Todo el material de apoyo permanece disponible de forma permanente en el Campus Virtual CENOVA, permitiendo repasar conceptos y profundizar después de finalizado el taller.
¿Por qué este taller puede cambiar el futuro laboral? La industria del petróleo y gas en la cuenca neuquina no solo lidera la producción argentina (más del 60% del petróleo y 55% del gas del país), sino que mantiene una demanda sostenida de personal calificado.
Se concentra en sectores estratégicos como transporte y energía. Cuáles son las condiciones y en qué estado están cada una de las licitaciones. La empresa estatal con un candidato de Francia que podría dar la sorpresa.
En la cuenta regresiva hacia fin de año, el Gobierno acelera su plan de privatizaciones en varios frentes. Por ahora, la mira está puesta principalmente en energía y transporte: Corredores Viales, que abarca 9.000 kilómetros de rutas; la empresa de energía, Enarsa; Intercargo, despertó el interés de un grupo francés; y la Vía Navegable Troncal, más conocida como Hidrovía, son algunas de las empresas que ya están en etapa de adjudicación o esperan definiciones en el corto plazo.
De cara a los primeros meses de 2026, el Gobierno también espera avanzar con la privatización de las tres líneas del Belgrano Cargas; y AySA, la empresa que provee agua potable y cloacas al Amba. También están en la mira Nucleoeléctrica -que controla las centrales nucleares Atucha I y II y Embalse- y Yacimientos Carboníferos Río Turbio, aunque sin avances concretos por ahora.
Por ahora, las únicas privatizaciones que se han logrado concretar son las cuatro represas hidroeléctricas del Comahue; el tramo Oriental (rutas nacionales 12 y 14) y el Conexión (puente Rosario-Victoria) de la Red Federal de Concesiones; y la metalúrgica Impsa, cuyo traspaso a Industrial Acquisitions Fund se oficializó en febrero.
Más allá de los avances dispares, el Gobierno seguirá impulsando su plan de privatizaciones –que son, también, una herramienta para sumar reservas– bajo la premisa de que todo lo que pueda hacer el sector privado será más eficiente que si lo hace el Estado. Uno por uno, en qué estado están los proyectos que tiene en agenda el Gobierno:
Enarsa
En julio el Gobierno comenzó la privatización de Enarsa, una de las empresas de la lista de la Ley Bases. El proceso es en etapas e involucra la venta de todas las unidades de negocio de la compañía.
Esto implica participaciones del Estado en parques eólicos, centrales hidroeléctricas y termoeléctricas -incluyendo la General José San Martín, la más grande del país-. Enarsa también coordina la construcción de las centrales hidroeléctricas Néstor Kirchner y Jorge Cepernic, actualmente paradas.
Por ahora solo se ha avanzado en la concesión de las cuatro hidroeléctricas del Comahue: Alicurá (operada por la estadounidense AES), El Chocón-Arroyito (Enel), Cerros Colorados-Planicie Banderita (Tango Energy, de Vista y Trafigura) y Piedra del Águila (Central Puerto), que en conjunto generan 15% de la energía eléctrica del país.
Se hicieron nueve propuestas: AES (cuya presentación generó polémica ya que venía de ganar un juicio al Estado nacional en el CIADI por US$732 millones); Enel; Central Puerto; Central Costanera; Hidroeléctrica Futaleufú; Pampa Energía; Edison Inversiones; BML Inversora y la guatemalteca IPS Renewal (fue descartada en una segunda instancia por no cumplir con las condiciones del pliego).
El 28 de noviembre se hizo la apertura de las ofertas económicas que sumaron casi US$685 millones entre las cuatro hidroeléctricas. Mientras que las internacionales, AES y Enel se quedaron afuera de las concesiones, Central Puerto (Guillermo Reca, la familia Miguens-Bemberg y Eduardo Escassany) logró retener Piedra del Águila ya que presentó la oferta económica más alta (US$245 millones).
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Alicurá pasará a manos de Edison Inversiones – el grupo de los hermanos Neuss, cercanos a Santiago Caputo, Rubén Cherñajovsky, Luis Galli y los socios de Inverlat Guillermo Stanley, Federico Salvai, Carlos Giovanelli y Damián Pozzoli – por US$162 millones. El Chocón-Arroyito será explotada por BML Inversora –controlada por MSU Green Energy, de Manuel Santos Uribelarrea – que ofertó US$ 235.671.294.
Según fuentes oficiales, BML y Edison irán a desempate la próxima semana por la represa Cerros Colorados, ya que aunque BML Inversora hizo la mejor oferta (US$ 41.671.294), la diferencia con Edison Inversiones (US$38.000.000 ) es menor que el 10% y la empresa todavía tiene chances de mejorarla.
Fuentes oficiales le dijeron a Clarín que las adjudicaciones se oficializarán la próxima semana y que esperan que a fines de diciembre se firmen los contratos y se concreten los pagos.
El pliego establece una concesión por 30 años y un pago mensual en dólares por la energía vendida a Cammesa. Durante los dos primeros años, el 95% de la energía tendrá precio regulado y el 5% podrá venderse libremente en el mercado; después, el esquema se va modificando hasta liberar los precios en el último tercio de la concesión.
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Otro punto del pliego son los beneficios para Neuquén y Río Negro. El nuevo esquema amplía la base sobre la que las provincias cobran 12% de regalías y las reconoce como propietarias del recurso hídrico, por lo que las concesionarias deberán pagar un canon del 2%.
El proceso de privatización de Enarsa también implica la venta de las acciones de Transener. La transportista distribuye 86% de la electricidad que se consume en el país y tiene más de 15.000 km de líneas de alta tensión que conectan a las centrales eléctricas con las redes de distribución.
Enarsa posee 50% de Citelec, la controlante de Transener (con 51% de las acciones Clase A y 1,65% de Clase B). El otro 50% de Citelec corresponde a Pampa Energía.
El proceso se inició en julio y estableció un plazo de ocho meses para concretarlo, pero desde el Gobierno le dijeron a Clarín que esperan lanzar la privatización “en breve”, es decir, antes de que termine 2025. Según trascendió, el Estado podría obtener alrededor de US$ 210 millones por la empresa.
Corredores viales
Corredores Viales – la concesionaria de rutas, autopistas y autovías nacionales que concentra 80% de ese tránsito – ya está en proceso de privatización. El Gobierno inició la licitación en agosto, bajo la modalidad de concesión de obra pública por peaje. El decreto fija un año para completar la privatización y la empresa seguirá intervenida hasta que finalice el proceso.
Bajo el nuevo esquema – la Red Federal de Concesiones (RFC), que abarca un total de 9.145 kilómetros distribuidos en trece tramos –, el Gobierno espera ahorrar alrededor de US$6.100 millones.
La primera etapa cerró en noviembre con la adjudicación por 20 años de la Ruta del Mercosur, cuya concesión había caído en abril. El ex Corredor Vial 18 mide casi 742 kilómetros y tiene dos tramos: el Tramo Oriental (que incluyen las rutas nacionales 12 y 14) y el Tramo Conexión (que incluye el puente Rosario-Victoria).
El Tramo Oriental fue adjudicado a Autovía Construcciones y Servicios S.A., del Grupo Cartellone, que tiene a cinco personas – incluyendo a José, Gerardo y María Rosa Cartellone – imputados por delitos de cohecho en el marco de la causa Cuadernos.
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El consorcio Obring, al que se le adjudicó el Tramo Conexión, está compuesto por Obring, Rovial, Edeca, Pietroboni y Pitón. Daniel Pitón (de José Eleuterio Pitón S.A.) también figura como imputado en la causa por un cohecho activo.
Ambas empresas hicieron las ofertas más bajas en sus tramos: Autovía Construcciones y Servicios S.A. propuso un peaje de $3.563,45, mientras que Obring presentó una tarifa de $3.385,80. Sin embargo, el nuevo cuadro tarifario -prevé subas de hasta 80%- comenzará a aplicarse cuando terminen las obras para lograr la denominada transitabilidad óptima. Según pudo saber Clarín, los nuevos operadores podrían comenzar a operar los tramos a fin de año o principios de 2026.
Además, las empresas cuentan con un crédito del Banco de Inversión y Comercio Exterior (BICE), que depende del Ministerio de Economía, de hasta $56.000 millones o 70% del total de la inversión.
A fines de noviembre, Economía dio a conocer los pliegos para los tramos Sur – Atlántico – Acceso Sur (que abarcan 1.325 km e incluyen las rutas nacionales 3, 205, 206 y las autopistas Riccheri, Newbery y Ezeiza-Cañuelas); y Pampa (547 km sobre la RN 5 Luján-Santa Rosa). La apertura de sobres está prevista para el próximo 6 de febrero.
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El pliego propone 16 nuevas instancias de peaje y el caso más notorio es el de la Ruta 3 en el tramo Cañuelas-Bahía Blanca, que pasará de una estación de peaje a seis. Prevé un cuadro tarifario con aumentos que van de 58% en la Autopista Riccheri a 225% en la Ruta 5, en Olivera.
Los otros tramos (Centro, Mesopotámico, Centro-Norte, Noroeste, Litoral, Noreste, Chaco-Santa Fe, Cuyo, Mediterráneo, Portuario Sur, Portuario Norte y Puntano) quedarían para los primeros meses de 2026, según dijo el ministro de Economía, Luis Caputo, en el encuentro anual del Consejo Interamericano de Comercio y Producción (CICyP).
Hidrovía
La Hidrovía Paraná-Paraguay es una de las privatizaciones más importantes en la agenda del Gobierno. Por la Vía Navegable Troncal (VNT) pasa la mayor parte de las exportaciones del país: 90% de la exportación de productos agroindustriales, 90% del transporte de contenedores y la mayor parte del comercio automotor, según cifras oficiales.
El ministro Caputo había dicho en un almuerzo empresario que “antes de fin de mes estarán los pliegos de la Hidrovía, abriendo ofertas en febrero-marzo y adjudicando para mediados de año”. En la misma línea el titular de la Agencia Nacional de Puertos y Navegación (ANPyN), Iñaki Arreseygor, había dicho en Radio Mitre que esperaba “tener un contrato firmado en mayo”.
El dragado y balizamiento de la VNT es una operación compleja ya que la vía mide 1.477 km desde la zona de Aguas Naturales Profundas (Río de la Plata exterior) hasta la confluencia de los ríos Paraná y Paraguay y no todos los tramos tienen la misma profundidad. Según el titular de ANPyN, solo hay “cuatro o cinco empresas en el mundo” que pueden hacer ese trabajo.
El pliego original establecía un programa de obras por peaje, por un período de 30 años. Cálculos oficiales estimaban que la empresa que resultara adjudicada podría ganar alrededor de US$410 millones al año en concepto de peajes. A cambio, debe encargarse de las obras para mantener la vía.
El objetivo de los exportadores, especialmente las cerealeras, es dragar la VNT desde los actuales 34 pies de profundidad para llegar a 40 pies en los próximos cuatro o cinco años, y facilitar la navegación de barcos de mayor calado, como los de clase Panamax, con más capacidad de carga.
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Las agroexportadoras estarían dispuestas a pagar un peaje más caro si las obras compensan un mayor calado – dependiendo de que el impacto ambiental y el costo económico lo permitan – para que los barcos puedan ir más cargados, comentaron a Clarín fuentes al tanto del proceso.
Debido a la profundidad actual de la Hidrovía, los exportadores tienen dos opciones: o salen con una menor carga de la que podrían transportar y luego van completando en otros puertos, en ruta hacia destinos como Asia; o directamente cargan barcos más pequeños de los que necesitarían usar. En cualquiera de los casos, se encarece el costo relativo del flete.
El gobierno de Milei decidió avanzar con la privatización de la VNT – que es operada por el Estado desde que terminó la concesión de Hidrovía S.A. en 202 1 –, pero la primera licitación fue declarada sin efecto en febrero pasado, luego de que solo se presentara una de las 11 empresas inscriptas para participar – se habían mostrado interesadas Boskalis, Van Oord (ambas de los Países Bajos), Jan de Nul y también Rohde Nielsen (Dinamarca), entre otras.
Paradójicamente, esa única empresa fue la belga DEME, que en la cuenta regresiva a la apertura de sobres había denunciado que la licitación estaba “ilegítimamente direccionada” en favor de la actual empresa encargada de dragar la Vía Navegable Troncal, Jan de Nul, también belga.
Tras el escándalo, el Gobierno reanudó el proceso de privatización con una serie de mesas participativas que incluyeron a gobernadores, agroexportadores, cámaras de navegación, universidades y hasta Naciones Unidas para hacer las correcciones al pliego de licitación presentado el año pasado. Por ahora se destrabó un paso clave: el acuerdo de Zárate, donde entidades y actores del sector llegaron a una propuesta unificada en torno a las secciones y tarifas – que incluyen nuevos topes – de la futura concesión de la hidrovía.
Intercargo
Esta empresa da servicios de rampa a la mayor parte de las aerolíneas internacionales que aterrizan en el país y también presta servicios de rampa en el interior (que antes eran obligatorios y ahora no) a las líneas aéreas que compiten contra Aerolíneas en el mercado de cabotaje.
Esta empresa estatal es otra de las que el Gobierno piensa vender antes de que termine el año, según pudo saber Clarín. El Ministerio de Economía inició su privatización en julio y se prevé la venta del 100% del paquete accionario.
El grupo francés Alyzia, que opera el aeropuerto Charles de Gaulle en París, manifestó interés en participar. En noviembre, su CEO, Serge Sellan, participó de un viaje a Buenos Aires junto con otros directivos franceses organizado por Christian Dargnat, presidente del Consejo Empresario Milei-Macron.
En abril, también se había reunido con el embajador argentino en Francia, Ian Sielecki, por oportunidades de inversión.
Belgrano Cargas
El Gobierno también está trabajando en la privatización del Belgrano Cargas y Logística, una empresa que ha definido como “obscenamente deficitaria” y con “una planta sobredimensionada” de más de 4.000 empleados.
La empresa, que está en la órbita del Estado desde 2013, posee más de 7.600 kilómetros de vías distribuidas en 16 provincias y transporta carga minera, cereales y madera entre otros productos.
El ministro Caputo dijo en el Cicyp que la licitación se lanzaría en los primeros meses de 2026. Por otra parte, fuentes con conocimiento del tema le dijeron a Clarín que, en principio, saldrían dos de las tres líneas que opera el Belgrano Cargas: la línea Belgrano y la San Martín. La Línea Urquiza quedaría para después porque tiene problemas de infraestructura más serios.
La privatización se hará bajo un modelo de desintegración vertical donde, para cada una de las líneas, se licitarán las vías e inmuebles aledaños, por un lado; y los talleres, por el otro, serán concesionados por un plazo de 50 años. Por otra parte, el material rodante (es decir, los vagones y locomotoras) será vendido, aunque una parte podrá estar incluido dentro de la concesión; el resto se rematará para financiar un fondo fiduciario para obras vinculadas a las líneas.
Además, se plantea un modelo de acceso abierto (open access) para que cualquier operador pueda transportar su carga en cualquier punto de la red más allá de quién sea el titular de la concesión, previo pago de un cánon. El objetivo es abrir el sistema ferroviario para ampliar la oferta y disminuir los costos logísticos.
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Uno de los principales interesados en la línea Belgrano es un pool de agroexportadoras integradas por Aceitera General Deheza (AGD), ACA, Bunge, Cargill, COFCO y Louis Dreyfus, que buscan reducir el costo de los fletes desde los centros de producción hasta el puerto de Rosario.
Según pudo saber Clarín, el grupo podría presentarse en la compulsa con al menos dos sociedades para mantener alguna separación entre las unidades de negocio, a pedido del Estado.
Un tema clave y por el que esperan definiciones es qué va a pasar con la Circunvalación Santa Fe, una obra para evitar que el tren atraviese la capital santafesina y reducir el tiempo hasta el puerto Timbúes, al norte de Rosario.
Las empresas esperan definiciones sobre si la obra, que comenzó en 2021 y está a medio terminar, será completada por el Estado o tendrán que hacerse cargo los eventuales adjudicatarios, lo que cambia los márgenes de inversión y probablemente de la oferta económica.
Por el lado de la minería, la británica-australiana Rio Tinto podría estar interesada en los tramos cordilleranos de la línea Belgrano, una alternativa para sacar a los puertos el litio que va a extraer de Salta y Catamarca. Sin embargo, también habría interés por parte del sector minero en la línea San Martín –que va de San Juan a Buenos Aires– para trasladar las exportaciones de cobre.
Otro interesado en las líneas es el Grupo Mexicano Transporte (GMXT), que se ha reunido varias veces con autoridades del Ministerio de Economía y promete una inversión de US$3.000 millones. El gigante ferroviario –con experiencia operando en México, Estados Unidos y Canadá– tiene la capacidad de mejorar la infraestructura de los ferrocarriles de cargas “entre 15 a 20 meses”, un plazo en el que se empezarían a ver los primeros resultados, con “eficiencias operativas importantes”, afirmó recientemente su CEO, Bernardo Ayala.
AySA
Agua y Saneamientos Argentinos (AySA) es otra de las empresas de las que el Gobierno espera desprenderse en el primer trimestre de 2026, según pudo saber Clarín.
El Gobierno ya ha dado una serie de pasos para hacer la empresa –que presta servicio de agua potable y cloacas en la Ciudad y 26 partidos bonaerenses– más atractiva de cara al sector privado: a comienzos de año encaró una progresiva reducción de los subsidios de 1% mensual, en el marco de un programa más general para mantener el superávit fiscal.
Además, en noviembre, aprobó el nuevo marco regulatorio, que contempla la concesión y habilita a cortar el servicio por mora: 60 días para usuarios residenciales y 15 para no residenciales, luego del segundo vencimiento. El marco también crea un Plan Director de Mejora, que incluirá obras de infraestructura.
La privatización prevé la venta del 90% del paquete accionario estatal y la permanencia del 10% en manos de los empleados bajo el programa de propiedad participada. Al menos el 51% se ofrecerá en licitación pública y el resto mediante una oferta pública inicial regulada por la CNV.
Nucleoeléctrica Argentina
A principios de noviembre, el Gobierno inició la licitación parcial de Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA), que controla las centrales nucleares Atucha I y II y Embalse, responsables del 7% de la energía eléctrica del país.
El plan es hacer una privatización parcial de NASA –hoy propiedad de la Secretaría de Energía (79%), la Comisión Nacional de Energía Atómica (20%) y Enarsa (1%)–, para financiar inversiones: el 51% del paquete accionario seguirá en manos del Estado; mientras que el 44% podrá ser vendida al sector privado, mientras que el 5% restante se destinará a trabajadores.
También se exige el voto afirmativo del Estado para decisiones estratégicas como ampliaciones, nuevas centrales, retiros de servicio o cambios en el control accionario.
La resolución fija un plazo de 12 meses para concretar la venta, aunque fuentes oficiales señalaron que no hay avances. Por otra parte, la diputada Gabriela Estévez presentó un amparo para frenar la privatización y declarar la nulidad del decreto 695/2025, alegando que se emitió después de cumplido el plazo de las facultades delegadas por la Ley Bases.
Yacimientos Carboníferos Río Turbio
En un paso hacia su privatización, el Gobierno habilitó la transformación de Yacimientos Carboníferos Río Turbio (YCRT) en sociedad anónima. Carboeléctrica Río Turbio S.A. (95% Secretaría de Energía y 5% Secretaría de Minería) tendrá a cargo la explotación del complejo minero, el traslado a Punta Loyola y la central termoeléctrica.
Según el interventor Pablo Gordillo Arraigada, se analiza un esquema donde el Estado retenga el 51% de las acciones, un 39% pueda abrirse al sector privado y el 10% quede en manos de los trabajadores.
La empresa enfrenta baja productividad y altos costos que desalientan inversiones. En el primer semestre de 2025 generó ingresos por $40 millones frente a gastos operativos de $52.000 millones, que se explican principalmente por el pago de sueldos a sus cerca de 2.000 empleados y unas 1.400 jubilaciones para llegar al 82% móvil.
El uso del gas y el petróleo se sigue extendiendo por décadas en el mundo y abre una oportunidad para posicionar a Vaca Muerta como un exportador clave.
Las principales operadoras y autoridades energéticas que impulsan el desarrollo de Vaca Muerta siguen de cerca la publicación de las poyecciones como la que acaba de piublicar BP con su Energy Outlook 2025, un informe que ajusta significativamente las perspectivas de la demanda global de gas natural y petróleo para las próximas décadas.
El documento proyecta una transición energética más lenta de lo inicialmente previsto, lo que tiene un impacto directo en la planificación a largo plazo de los yacimientos no convencionales en la Argentina.
En la reciente cumbre climática de la COP30 que se celebró en Belém (estado de Pará, Brasil), el texto negociado muestra una formulación más amplia y menos prescriptiva enmateria de combustibles fósiles. En el comunicado final no se incluye la eliminación de los mismos de la matriz energética mundial, así como omite menciones al metano y a ladescarbonización del upstream.
Desde una perspectiva estratégica el marco es sensiblemente menos restrictivo que el previsto en la COP28, permitiendo seguir posicionando al gas natural como el “combustible de la transición”.
El famoso peak oil se extiende
El escenario tendencial de BP para el petróleo anticipa una demanda estable durante esta década, con un pico estimado hacia 2030, y un descenso gradual a partir de 2035. Este panorama representa una revisión al alza respecto al pronóstico del año anterior, sugiriendo una demanda estructuralmente más persistente.
En una revisión al alza, el Outlook 2025 proyecta un consumo de petróleo para 2050 en torno a 83 millones de barriles por día (Mbbl/d), superior a los 76,8 Mbbl/d estimados en 2024. Esto implica una demanda de 6,2 Mbbl/d adicionales en ese horizonte.
La compañía renovó y amplió su red de iniciativas sociales junto al Gobierno provincial, con foco en seguridad vial, educación, desarrollo local y prevención de violencias. Aguada San Roque vuelve a ser un punto estratégico de intervención comunitaria.
En un contexto provincial marcado por el crecimiento acelerado de Vaca Muerta y la presión social que esto implica sobre las comunidades cercanas, TotalEnergies y el Gobierno del Neuquén volvieron a mostrarse alineados en materia de desarrollo social.
La compañía anunció la ampliación de sus programas comunitarios y ratificó su compromiso con Aguada San Roque, una localidad atravesada por desafíos estructurales que exigen intervenciones sostenidas y articuladas.
El anuncio formal se realizó durante un encuentro encabezado por el gobernador Rolando Figueroa y el director general de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina, Sergio Mengoni, quienes confirmaron la continuidad del programa “Aguada San Roque Activa 2025”.
La firma del Convenio Marco también contó con la participación de la presidenta de la Comisión de Fomento, Andrea Jaquelina Campo, junto a funcionarios provinciales y referentes de la empresa.
Aunque el acto tuvo protocolo, el trasfondo fue más profundo: la decisión de apostar por un segundo año consecutivo en la localidad responde tanto a la buena recepción comunitaria como a la necesidad de reforzar la contención social en una zona atravesada por transformaciones económicas y migratorias aceleradas.
Una agenda social ampliada
La primera edición del programa, realizada en 2024, dejó una base sobre la cual avanzar. Aquel año, los talleres se concentraron en la prevención de la violencia familiar y la construcción de vínculos comunitarios más sólidos. Ahora, la nueva etapa incorpora 17 talleres con una agenda más amplia y estratégica: Prevención de violencias; inclusión digital; sostenibilidad ambiental; educación financiera; y desarrollo local
El enfoque apunta a que cada espacio comunitario se convierta en un punto de encuentro y aprendizaje, fortaleciendo la autonomía de las familias y promoviendo valores como el respeto, la empatía y la equidad de género.
La implementación vuelve a estar a cargo de la Asociación Civil MOIRU, que ya trabajó en el territorio durante el primer año del programa. El gobierno provincial brinda acompañamiento institucional, mientras que la Comisión de Fomento aporta la logística y la llegada territorial necesarias para garantizar que las actividades se sostengan con continuidad, un aspecto muchas veces esquivo en programas sociales vinculados a la industria energética.
Uno de los programas más consolidados es VIA, que desde 2021 trabaja junto a la Asociación Civil Minu y el Ministerio de Educación provincial en talleres de sensibilización sobre seguridad vial y movilidad sustentable. La iniciativa apunta a un segmento clave: estudiantes secundarios de la capital, Añelo y la Región de los Lagos, territorios donde el aumento del tránsito pesado generó nuevos riesgos y dinámicas de convivencia vial.
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En la misma línea, la empresa lanzó un programa con la Red de Innovación Local (RIL) para que los municipios de Añelo, Vista Alegre, Centenario y San Patricio del Chañar elaboren diagnósticos y políticas públicas para el corredor vial de Vaca Muerta, una zona donde la seguridad vial se volvió un tema crítico.
A esto se suma la participación de TotalEnergies en la financiación de la pavimentación de 51 kilómetros del bypass de Añelo, obra largamente demandada y fundamental para descongestionar una ruta saturada por vehículos de la industria.
La petrolera también continuará con el programa Energía Joven, un ciclo de charlas didácticas en escuelas secundarias sobre matrices energéticas, sustentabilidad y transición energética, desarrollado en alianza con el Ministerio de Educación provincial. La iniciativa busca acercar a los estudiantes al mundo energético con contenidos pedagógicos que acompañen los desafíos de la nueva economía provincial.
Asimismo, la compañía participa desde hace dos años del programa provincial de Becas Gregorio Álvarez, que promueve la permanencia y el egreso educativo de jóvenes neuquinos de entre 4 y 35 años. Este acompañamiento es clave en territorios donde las oportunidades laborales de corto plazo pueden competir con la continuidad educativa.
Investigadores de la Universidad Nacional de La Plata desarrollan un inoculante biológico basado en microorganismos autóctonos de Neuquén para degradar hidrocarburos en suelos afectados por la actividad petrolera.
La UNLP, a través del Centro de Investigación y Desarrollo en Fermentaciones Industriales (CINDEFI), avanza en el diseño de un bioinsumo destinado a enfrentar uno de los problemas ambientales más persistentes de la actividad petrolera: la contaminación del suelo por hidrocarburos.
El proyecto, según contó la agencia Investiga, de la Universidad Nacional de La Plata, apunta especialmente a las condiciones de Vaca Muerta, donde los pasivos ambientales se multiplican y los métodos tradicionales de tratamiento resultan costosos y poco sustentables.
El equipo trabaja con bacterias aisladas de suelos salinos de la provincia de Neuquén, elegidas por su capacidad natural para degradar compuestos derivados del petróleo y por su resistencia a condiciones extremas, como alta salinidad o presencia de metales pesados.
La idea es transformarlas en un inoculante biológico que pueda aplicarse de manera eficaz sobre suelos afectados por derrames o residuos de la industria.
Un vertedero con residuos industriales tóxicos pone en riesgo el ecosistema al norte de la Patagonia. La población de Añelo, campos agrícolas y el Río Neuquén podrían estar expuestos a contaminación por ilegalidades de la empresa recolectora Treater S.A., proveedor de YPF. A la fecha de hoy las petroleras continúan haciendo uso de sus servicios a sabiendas de las irregularidades.
Por qué una estrategia biológica
Frente a métodos fisicoquímicos como la remoción o incineración de suelos —técnicas que suelen degradar la calidad del terreno y elevar los costos—, el enfoque del CINDEFI se basa en el “bioaumento”: la incorporación de microorganismos capaces de acelerar de forma natural la degradación de contaminantes.
El proceso reduce el impacto ambiental y permite recuperar suelos que, de otro modo, quedarían inutilizados.
Otro de los puntos clave del proyecto es que apunta a generar un producto compatible con la normativa neuquina, que restringe el uso de microorganismos no nativos.
En paralelo, los investigadores planean producir la biomasa a partir de residuos agroindustriales regionales, disminuyendo costos y promoviendo un esquema de economía circular.
El gobierno debe elegir un directorio de cinco miembros para el nuevo ente unificado.
El comité evaluador que está seleccionando a los candidatos para el directorio del flamante Ente Regulador del Gas y la Electricidad tiene previsto terminar con las entrevistas esta semana y elevar las ternas para cada uno de los cinco cargos antes de fin de año. Se postularon 33 expertos y en esta primera selección van a quedar 15. Luego será el gobierno quien elegirá a los integrarán la conducción del organismo. Quiénes son los que tienen mayores chances y a quiénes le sacaron bolilla negra.
El comité de selección
La Ley de Bases 27.742, sancionada en junio del año pasado, dispuso la creación de un nuevo ente regulador que reemplazará y asumirá las funciones del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas).
El decreto 452/25 de julio de este año constituyó formalmente al organismo y fijó un plazo de 180 días corridos para que comience a funcionar. Eso significa que el directorio debería estar en funciones antes del 31 de diciembre, pero eso no va a ocurrir porque ya no dan los tiempos.
La convocatoria para integrar el directorio del ente se efectivizó el 13 de octubre con la publicación de la resolución 388/25 en el Boletín Oficial. El comité evaluador recién se oficializó el pasado 19 de noviembre a través de la resolución 479/25 que designó a Osvaldo Rolando, ex directivo de Edesur, ex subsecretario de Energía Eléctrica e interventor del ENRE hasta julio de este año; Marita Crespo, abogada con larga trayectoria en la Secretaría de Energía que actualmente asesora a la Agencia de Transformación; y Santiago Urbiztondo, economista de FIEL.
Esos tres especialistas deben seleccionar a tres personas para cada puesto y elevar la lista a la secretaria de Energía, María Tettamanti, quien tendrá sus favoritos, pero deberá validar le elección con Jefatura de Gabinete. Por lo tanto, se espera que el proceso se demore un poco respecto de los plazos iniciales.
Algunas fuentes dentro del gobierno incluso afirman que el nuevo ente recién podría llegar a estar operativo en marzo. En total, se debe elegir a cinco personas: un presidente, un vicepresidente y tres vocales. La intención es que tres sean especialistas en el sector gasífero y los otros dos en electricidad. Eso es porque bajo la órbita del nuevo ente seguirán todas las distribuidoras y transportistas de gas natural, mientras que por el lado de la electricidad las únicas distribuidoras controladas por el gobierno nacional son Edesur y Edenor.
El objetivo es que tanto el presidente como su vice tengan un perfil con capacidad de diseñar y gestionar políticas energéticas de modo integral. Además, la intención oficial es que haya al menos un ingeniero, un economista y un abogado para que el ente cuente con un conocedor del área técnica, un experto en negocios y un especialista en materia legal.
Los candidatos
Entre los candidatos a integrar la conducción del nuevo organismo figuran los actuales interventores del Enargas y del ENRE, Carlos Casares y Néstor Marcelo Lamboglia. También se anotaron otros ex directivos del organismo: Darío Arrué, ex interventor del ENRE entre diciembre de 2023 y diciembre de 2024; Osvaldo Pitrau, ex interventor de Enargas entre septiembre de 2022 y diciembre de 2023; Ricardo Martínez Leone, ex interventor del ENRE entre enero de 2014 y diciembre de 2017; Héctor Domingo Maya, ex gerente de Protección al Usuario de Enargas, que luego acompañó a Federico Bernal como director de GLP de la Secretaría de Energía durante la presidencia de Alberto Fernández; Héctor Touzet, economista que fue gerente de Regulación de Gestión Ambiental de Enargas entre julio de 2015 y febrero de 2020, gerente de Desempeño y Economía del Enargas entre marzo de 2020 y marzo de 2021 y actual asesor de María Tettamanti; y la abogada Marcela Paula Valdez, quien trabajó 26 años y 7 meses en distintos cargos dentro del Enargas, tanto en el staff de la Secretaría del Directorio, como en la Gerencia de Asuntos Legales y en la Jefatura legal de la Gerencia de Medio Ambiente y Afectaciones al Dominio.
El listado también incluye otros ex funcionarios del área energética como Alejandro Sruoga, secretario de Energía y Minería entre abril y diciembre de 2001 y secretario de Energía Eléctrica entre diciembre de 2015 y septiembre de 2017; y Sebastián Scheimberg, subsecretario de Coordinación Administrativa del Ministerio de Energía y Minería entre diciembre de 2015 y julio de 2017. Además, entre los candidatos figura Sergio Falzone, un ingeniero al que el ex secretario de Energía Eduardo Rodríguez Chirillo intentó designar primero como Subsecretaría de Energía Eléctrica y luego como vicepresidente de Cammesa, pero ambas veces fue vetado desde el Ministerio de Economía y la Jefatura de Gabinete.
De ese listado, el gobierno ya le sacó bolilla negra a Héctor Domingo Maya por una serie de denuncias que recibió durante su pasó por el Enargas y la dirección de GLP, y a Darío Arrué porque la actual gestión de la Secretaría de Energía no quedó conforme por algunas decisiones polémicas que tomó durante su paso por el ENRE bajo la gestión en Energía de Rodríguez Chirillo. Además, Héctor Touzet declinó su postulación.
Entre los 33 postulantes iniciales hay cuatro mujeres: Griselda Lambertini, directora académica del CEARE y asesora de Casares en Enargas; Patricia Laura Carcagno, ex directora de Operaciones de Metrogas; Mónica Noemí Gay, ex secretaria legal del directorio de Enargas y ex presidenta y directora general de Gasnea, y Marcela Paula Valdez, la ex abogada de Enargas. El gobierno de Javier Milei se ha manifestado públicamente en contra de garantizar un cupo de género, pero si decidiera incluir una mujer Lambertini y Carcagno son las que parecieran contar con mayores chances.
La Secretaría de Energía a través de la Resolución 501/2025, dio un nuevo paso dentro del proceso de normalización del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). La medida establece las pautas para que las productoras de gas natural puedan retirar total o parcialmente los volúmenes comprometidos en los contratos del Plan GasAr, bajo acuerdos con CAMMESA o ENARSA, y cederlos directamente a generadoras térmicas. Esta decisión se enmarca en la transición hacia un esquema de mayor competencia, eficiencia y descentralización en la gestión de combustibles para generación eléctrica.
El Plan GasAr —implementado originalmente para asegurar oferta y previsibilidad en el abastecimiento de gas natural— establece contratos a largo plazo entre el Estado y las productoras, con precios regulados y obligaciones de entrega mínima (TOP y carry forward). Su finalidad ha sido garantizar volúmenes para la generación eléctrica y la demanda prioritaria, reduciendo importaciones y aportando estabilidad al sector energético. Sin embargo, su estructura centralizada implica que CAMMESA gestiona la compra de combustibles y define la asignación de gas para el despacho térmico.
Con la nueva resolución, el Gobierno habilita un mecanismo para que los productores puedan retirar parte de esos volúmenes y transferirlos a generadores bajo condiciones pactadas. Ese gas, denominado “Gas Retirado”, será considerado como combustible de “gestión propia”, lo que permite a las centrales declarar su Costo Variable de Producción (CVP) bajo las reglas del MEM y competir en el despacho con señales más cercanas a los costos reales del mercado.
Según la norma, el retiro es irrevocable y forma parte de una transición de 24 meses prevista por el Decreto 450/2025. Durante este período, la política energética busca migrar desde un sistema altamente centralizado hacia uno con mayor responsabilidad de mercado por parte de generadores y productores. La medida también clarifica que la prioridad de despacho no estará garantizada para las generadoras asociadas al retiro, reforzando la lógica competitiva del sistema.
En términos prácticos, el retiro implica que los productores asumirán un rol más activo en la comercialización de su gas, mientras que los generadores podrán acceder a combustible con reglas más flexibles, dentro de rangos de precios definidos. A su vez, CAMMESA continuará publicando quincenalmente el costo del “Gas Acuerdo”, referencia clave para la declaración de CVP y la valorización del gas retirado.
Con esta resolución, la Secretaría de Energía continúa delineando el esquema operativo que regirá al MEM desde noviembre de 2025 y que apunta a introducir señales económicas más transparentes, fortalecer la autosuficiencia del sistema eléctrico y preparar el camino para una descentralización plena de la gestión de combustibles en los próximos años.
—José Luis, ¿qué cambió este año con respecto al anterior para Axial?
—Bueno, realmente no hubo un cambio súper trascendental, precisamente porque lo que hemos seguido haciendo es crecer. Llevamos cuatro años con tasas de crecimiento de doble dígito alto y la verdad es que estamos muy contentos. Nuestro posicionamiento va mejorando año tras año, y la imagen de la compañía se consolida en todos los mercados donde estamos. Cada vez ocupamos una posición más privilegiada.
— ¿Cómo se explica ese crecimiento sostenido en un contexto adverso de precios en el mercado?
—Mira, siento no poder darte una píldora mágica de “receta perfecta” que cualquiera pueda replicar. Pero te pongo un ejemplo que le doy a mi hijo, que tiene 10 años y juega al tenis: la victoria es una consecuencia, no una causa. Es el resultado de mucho esfuerzo, motivación, constancia. Así trabajamos en Axial desde que la fundé. Mantenemos una filosofía firme, respeto al producto, al mercado y al cliente.
Y ese trabajo, año tras año, genera que un día –sin darte cuenta exactamente cuándo– rompes el techo de cristal. A partir de ahí, el crecimiento se vuelve recurrente. Eso sí: no vemos el crecimiento como un fin en sí mismo. Somos muy prudentes, porque también hay muchos ejemplos de crecimiento desmesurado que termina en fracaso estrepitoso.
—Preguntando en términos futbolísticos… ¿Cuáles consideras que fueron tus “goles”?
—Uno siempre tiene momentos clave que marcan el devenir de la compañía. Uno fue mantenernos fieles a nuestro producto original. Cuando el tracker apareció en el mercado, muchos dejaron de lado la estructura fija, como si fuera de tercera división. Nosotros no. Mantenemos una división que diseña y fabrica estructura fija.
— ¿Ganaron mercado con esa decisión?
Eso nos dio mucha fuerza en mercados como Reino Unido, Irlanda y Francia. Luego, por supuesto, llegó el momento, hace muchos años, de desarrollar nuestro propio tracker. Y dije: “Cuando Axial haga un tracker, será uno de los mejores del mercado”. Y así fue.
—¿A qué te refieres con esa filosofía de estructura fija aplicada al tracker?
—Cuando diseñamos nuestros primeros trackers, llevamos ese concepto de rigidez estructural al producto. En 2015 creamos un sistema de bloqueo: el blocking system. Lo presentamos en 2017 en Intersolar, Múnich. En ese momento, era incomprendido. Costaba mucho que un cliente pagara ese diferencial.
Pero los technical advisors empezaron a exigir rigidez. Y todos nuestros competidores comenzaron a bloquear sus trackers. Eso nos dio una ventaja de años. Hoy, lo que somos se construyó con fidelidad a nuestra identidad, seguridad en los productos y orientación total al cliente. Esos son los tres pilares que forjaron el Axial actual.
—¿Y ahora qué ves hacia adelante?
—Estamos viendo un regreso fuerte de la estructura fija gracias a la hibridación de proyectos, con incorporación de baterías. Esto permite gestionar mejor la energía, aunque aumenta los costos. Muchos desarrolladores ya están reincorporando estructura fija. Por eso fue acertado nunca dejarla de lado.
A futuro, veo el mercado muy enfocado en eficiencia, producción y sofisticación técnica. Ya no sirve lo rudimentario. La presión sobre los costes exige equipos confiables, seguros y eficientes. Y ahí los fabricantes tenemos que estar a la altura.
—¿Qué lugar ocupa la inteligencia artificial en esa eficiencia que buscas?
—Un lugar enorme. Estamos implementando IA sobre todo en lo que no se ve: procesos internos, gestión de proyectos, producción. También en el hardware de seguimiento, agregando valor al rendimiento. No es solo software, es integración real con los sistemas.
—¿Esa innovación en IA es una ventaja real o se va a nivelar con la competencia tarde o temprano?
—Buena pregunta. Innovar en este sector no garantiza que mantengas una posición única. Te puede pasar que un competidor saque algo y digas: “¡Pero si es igual al mío!”. Lo he vivido. Por ejemplo, con el 1V bifila. Nuestro diseño ya incluía dos coronas y la junta homocinética o cardan. Hoy, todos lo hacen igual. Tenes dos opciones: frustrarte o sentirte satisfecho de haber marcado el camino, yo elijo la segunda.
—Entonces, ¿conviene innovar? ¿o copiar bien y rápido?
—Creo que conviene innovar. Porque incluso cuando copias, vas a tener que pasar por un proceso de prueba y error. Y si no lo manejas bien, puedes poner al cliente en una situación complicada. Ahora, copiar algo menor, sin riesgo, lo hacemos todos. Pero tener un equipo de ingeniería inquieto y creativo, eso sí que agrega valor real.
—De todos los productos que lanzaron, ¿cuál fue el que más orgullo te dio?
—Sin dudas, nuestro Tracker 2V TT con transmisión de bloqueo multi-corona. Es una estrella mundial. Es confiable, reconocido, y siempre nos posiciona con ventaja en las competencias por proyectos.
—Hablando de proyectos, ¿nos podrías compartir algunos números del año que se va? Megavatios, proyectos…
—Prefiero no dar cifras exactas porque estamos cerrando el ejercicio, y no quiero decir algo que luego no coincida. Pero sí te puedo decir que, en los últimos cuatro años, cada año fue el mejor de nuestra historia. Y 2025 va a volver a serlo.
—¿Cómo lo lograron en un contexto difícil, siendo un fabricante español, con toda la presión del mercado chino, etc.?
—Usando una analogía futbolera: cuando el Madrid le gana 4-0 al Barcelona, no es solo porque el Madrid jugó perfecto, también porque el Barcelona falló. Nuestro éxito es una mezcla de muchas cosas bien hechas: producto sólido, prestigio, respuesta al cliente… pero también, quizás, algunos errores de los competidores.
—¿Qué analizas en el actual escenario incierto a la hora de pensar en nuevos productos?
—Vemos hacia dónde va la energía: el rol del hidrógeno, el almacenamiento, la escala de los proyectos… Todo eso impacta. El proceso completo de diseño puede durar desde un año hasta más, depende de muchos factores. Validaciones, pruebas, tunel de viento, terceros independientes… no es rápido. Pero preferimos tardar y evitar errores graves.
—¿Y el tamaño de los proyectos?¿Les cambió en algo?
—Sí, muchísimo. Un proyecto de 5 MW requiere la misma gestión que uno de 100. Y cuando tenes volumen alto, los recursos no son infinitos. Hay momentos en los que tienes que decir que no a ciertos proyectos pequeños porque no dan los tiempos ni el equipo. No es desprecio, es realismo operativo.
– Antes de cerrar, quisiera consultarte acerca de tu rol como CEO…
—Cuando fundé la empresa, nunca había dirigido una. Soy licenciado en Derecho. Mis primeros años fueron en la abogacía. Pero siempre me enfoqué en las personas. Lo más importante en una empresa es comprometer al equipo con tu visión, tu locura.
– ¿Qué aprendiste en este tiempo?
Con el crecimiento, aprendí a delegar. A veces me cuesta identificar a los nuevos, somos 200 solo en la oficina de Valencia donde yo estoy. Por eso tienes que tener un equipo sólido. Mi rol ahora es mas estratégico. Vivo cinco años adelante. Y trato de acertar más veces de las que me equivoco.
—Por último, tengo entendido que has jugado al básquet… ¿Qué hay en común entre el José Luis jugador de baloncesto al de hoy CEO de Axial?
—Era el base que el entrenador quería en pista cuando el partido se complicaba. No era el más rápido, ni el mejor tirador, pero entendía los tiempos, sabía a quién dársela.
– El jugador que juega ante la presión…
Me gustaban esos partidos donde no pasas de media cancha y aún así dominas el ritmo.
– ¿Hasta qué edad has jugado?
Jugué hasta los 18. El equipo de mi pueblo estaba en ACB. Me retiré antes de que me retiren, como dicen. Después fui presidente del club unos años. Hoy juego al tenis. Soy un loco del tenis también.
El panel de debate “Camino a FES Iberia: Perspectivas de inversión de las energías renovables”, parte del webinar “Estrategias para escalar y diversificar portafolios renovables y storage” organizado por Energía Estratégica, dejó una opinión conjunta sobre España. Tres ejecutivos líderes del sector solar coincidieron en un diagnóstico común: el país está ingresando en una nueva etapa donde la gestión del kWh será más estratégica que la cantidad de capacidad instalada.
“El siguiente quinquenio que arranca en 2026 será el quinquenio de la gestión del kWh”, definió Andrés Pinilla, BESS Sales Director EU & LATAM de Risen Energy. El ejecutivo sostuvo que ya no alcanza con producir energía renovable, sino que la clave estará en almacenarla y colocarla en el mercado en el momento en que tenga mayor valor.
A pesar del dinamismo que ha mostrado el país en el despliegue de renovables, los cuellos de botella en la red eléctrica se consolidan como la mayor barrera al crecimiento, tanto técnico como financiero. “Tenemos nodos saturados y más de 800 horas al año con precios cero o negativos”, alertó Pinilla.
Desde GameChange Solar, su Director General para Europa y Latinoamérica, Óscar Aira, coincidió: “Pasamos de una carrera por instalar megavatios a una fase donde buscamos ordenar y optimizar”.
Aira destacó que los bajos precios de la energía, combinados con falta de previsibilidad regulatoria, “penalizan fuertemente la rentabilidad de los proyectos”, y generan fatiga inversora.
Por su parte, Luis Contreras, Managing Director de Yingli Solar para Europa y Latinoamérica, resumió la situación: “Venimos de un éxito absoluto en cuanto a participación renovable, pero ahora tenemos que enfrentar los retos de infraestructura, regulación y almacenamiento”.
Los tres ejecutivos fueron enfáticos en señalar que el capital está disponible, pero necesita visibilidad a largo plazo, reglas claras y una red robusta.
“Sin planificación de redes y sin señales regulatorias estables, no habrá inversión a futuro”, manifestó Aira. La falta de una interconexión efectiva con el resto de Europa convierte a España y Portugal en una “isla energética”, donde los excedentes no pueden exportarse ni gestionarse de manera flexible.
En ese sentido, todos coincidieron en que el desarrollo del almacenamiento es una necesidad estructural, no solo tecnológica. “El almacenamiento ofrecerá flexibilidad y robustez a la red, pero sólo será posible si hay reglas claras que realmente lo habiliten”, aseguró Contreras.
Consultados sobre el perfil de proyectos que marcarán el futuro inmediato, los tres panelistas coincidieron en que el mercado ya no premiará cantidad, sino calidad tecnológica y resiliencia económica.
“Los nuevos proyectos ya no serán solares o eólicos puros. Nacerán hibridados, con almacenamiento incorporado y con PPAs estructurados que protejan contra los precios negativos”, explicó Contreras.
Desde GameChange Solar, Aira aportó otra dimensión: “La confiabilidad tecnológica será clave. Hay que poder predecir la producción y el comportamiento de la planta a 30 o 40 años”. Para lograrlo, la estandarización logística y el diseño de algoritmos inteligentes serán herramientas indispensables.
En esa línea, desde Risen Energy advirtieron que el acceso a capital será más exigente, y que la bancabilidad dependerá de integrar tecnología probada, operadores expertos y optimizadores energéticos que maximicen el valor del kWh en tiempo real.
“La inteligencia artificial será central en esta etapa. No solo en O&M o predicción de precios, sino también para evitar fallos, optimizar ingresos y planificar en mercados secundarios”, destacó Pinilla.
Aira agregó que las empresas ya compiten en el desarrollo de algoritmos que no solo aumenten la producción, sino que generen datos confiables y decisiones automatizadas, tanto en seguimiento solar como en operación de trackers.
Contreras, por su parte, resaltó que la IA también está transformando la manufactura de módulos, con mayor trazabilidad, control de calidad y eficiencia logística, elementos clave para competir en utility-scale y también en el sector comercial-industrial.
Aunque los desafíos son grandes, los líderes del sector se mostraron optimistas respecto al potencial de España, especialmente si se consolidan reformas regulatorias, una planificación clara de redes, y si se avanza con el mercado de capacidad esperado para 2026.
“El mercado español puede parecer saturado, pero sigue siendo atractivo si se hacen bien las cosas: almacenamiento, PPAs innovadores e inteligencia artificial lo harán competitivo”, apuntó Pinilla.
Estrategias empresariales y objetivos hacia 2026
Yingli Solar apuesta por tecnología N-Type TOPCon, con módulos de alta eficiencia y bajo coeficiente térmico, diseñados para proyectos que integren hibridación y PPAs con flexibilidad. “Nos apoyamos en tres pilares: tecnología, servicio al cliente y robustez financiera”, enfatizó Contreras.
GameChange Solar trabaja en mejorar sus algoritmos de seguimiento solar y en reducir tiempos de construcción hasta un 30%, con estructuras premontadas y logística optimizada. “Nuestra empresa nació en Florida, con vientos de hasta 250 km/h. Robustez es nuestro ADN”, remarcó Aira.
Risen Energy combina su experiencia en módulos con el desarrollo de soluciones BESS tanto para C&I como para utility-scale. “La estrategia es integrar tecnología probada y nuevos modelos financieros adaptados al contexto español”, resumió Pinilla.
El análisis de este panel se enmarca en el camino hacia el Future Energy Summit (FES) Iberia, que se celebrará el próximo 12 de febrero en Madrid. Será la primera parada de la gira FES 2026, con nueve encuentros a lo largo de Iberoamérica, donde ejecutivos, inversores y autoridades debatirán sobre cómo escalar y diversificar portafolios renovables y de almacenamiento en un contexto desafiante, pero lleno de oportunidades.
El Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) de Perú, en coordinación con diversas entidades públicas, destrabó la ejecución de nueve proyectos de energía renovable que suman una inversión total de USD 6020 millones, que fortalecerán la capacidad de generación eléctrica del país y contribuirán al dinamismo económico, destacó la ministra Denisse Miralles.
La titular del MEF explicó que, a través del Equipo Especializado de Seguimiento de la Inversión (EESI), se logró coadyuvar a la obtención de procedimientos clave para sacar adelante proyectos de centrales solares y eólicas, además de una planta de hidrógeno verde, ubicados en las regiones de Arequipa, Moquegua, Piura, Lambayeque e Ica.
En Arequipa se viene impulsando cuatro proyectos que representan una inversión conjunta de USD 3949 millones: la Central Solar Fotovoltaica (CSF) Illa, con USD 374 millones; la Central Solar (CS) Solimana, con USD 150 millones; la CSF Babilonia, con USD 147 millones; y la Planta de Hidrógeno Verde – Fase 1, cuyo monto asciende a USD 3278 millones.
Asimismo, en Moquegua se desarrollan dos proyectos de energía renovable por un total de USD 590 millones: la Central Solar Rutas del Sol, de USD 318 millones, y la CSF Hanaqpampa, de USD 272 millones. En Piura avanza el Parque Eólico Bayóvar, con una inversión de USD 1056 millones; en Lambayeque, la Central Eólica Mórrope, de USD 353 millones; y en Ica, el proyecto CSF Wayra, con USD 72 millones.
La ministra Miralles destacó que los proyectos de energía renovable, como las centrales solares, eólicas y fotovoltaicas, son esenciales para reducir la dependencia de combustibles fósiles, disminuir emisiones contaminantes y robustecer la seguridad energética del país. Agregó que estas inversiones impulsan el empleo, dinamizan la inversión privada y promueven un desarrollo sostenible, contribuyendo así a la transición hacia una matriz energética más limpia.
La ministra también informó que, a noviembre de 2025, el Equipo Especializado de Seguimiento de la Inversión logró facilitar la obtención de 134 permisos, autorizaciones y aprobaciones necesarias para destrabar proyectos de distintos sectores: minería (64), transportes (28), electricidad (25), hidrocarburos (5), salud (4), agricultura (2) y educación (1). Estos avances se relacionan principalmente con aspectos ambientales, autorizaciones de funcionamiento, permisos hídricos y concesiones definitivas.
La titular del MEF señaló que estos resultados contribuyen al aumento de la inversión privada, que en el tercer trimestre de 2025 creció 11,4 %, la tasa más alta desde 2021. Este desempeño —afirmó— refleja la confianza de los inversionistas en el país y en su política económica.
Añadió que las inversiones bajo la modalidad de Asociación Público–Privada (APP) continuarán fortaleciéndose, dado que existe una cartera de proyectos y adendas por cerca de USD 23 000 millones para el periodo diciembre 2025 – diciembre 2026. A este impulso contribuirá el reglamento de la nueva Ley de APP, que apunta a asegurar una ejecución adecuada de las inversiones, fortalecer la gobernanza de PROINVERSIÓN, reducir los plazos de elaboración de estudios técnicos y optimizar las fases de los procesos APP. También contribuirán las medidas que se plantean implementar en el marco de las facultades legislativas solicitadas al Congreso.
Finalmente, la ministra resaltó que la ejecución de la inversión pública alcanzó S/ 49 168 millones entre enero y noviembre de 2025, lo que representa un crecimiento de 5 % respecto al mismo periodo del año anterior.
“El escenario actual es favorable para una mayor inversión y, por tanto, para lograr nuestras metas de crecimiento, mayor recaudación, empleo y bienestar para los peruanos”, concluyó.
Luis Biagini, Head of Sales Cono Sur de Sungrow, participó del mega encuentro Future Energy Summit Southern Cone (FES Chile) y confirmó el lanzamiento del PowerTitan 3 en Chile y destacó la expansión de la compañía en el país, donde ya acumula 4,8 GW operativos. Además, anticipó que en 2026 se acelerará la adopción de nuevas tecnologías como el gridforming y el hidrógeno verde.
La presentación oficial será el próximo 11 de diciembre, en un evento organizado por la empresa. Desde Sungrow aseguran que esta nueva solución será un hito en el mercado de almacenamiento energético a gran escala, ya que ofrece 6,9 MWh de capacidad por contenedor, integrando baterías e inversores en una misma unidad compacta.
Cabe recordar que Chile se posiciona como un punto estratégico en la hoja de ruta regional de la compañía. Su marco normativo, la alta participación renovable y la necesidad de respaldo flexible convierten al país en una plataforma de despliegue de nuevas tecnologías. La empresa proyecta un crecimiento significativo de su capacidad instalada para 2026.
Sungrow opera en más de 70 países y destina más del 50% de su personal a investigación y desarrollo, lo que le permite anticipar tendencias y ofrecer soluciones alineadas con los desafíos actuales.
Uno de los desarrollos más destacados es su sistema de enfriamiento líquido compartido entre baterías e inversores, presente en los PowerTitan 2 y 3, que mejora la eficiencia térmica y reduce espacio operativo.
Más allá del hardware, la compañía apuesta fuerte por el desarrollo de gridforming, tecnología que permite a los inversores generar señales de frecuencia y voltaje, reforzando la estabilidad de la red en sistemas con alta penetración renovable. Esta funcionalidad se proyecta como una exigencia técnica en futuros proyectos, y Sungrow ya trabaja para incorporarla de manera estándar.
El hidrógeno verde también aparece en el horizonte. Si bien la empresa aún no ha comunicado avances formales, Biagini anticipó que habrá novedades durante la quinta edición del Future Energy Summit en 2026.
Otro de los ejes centrales de la estrategia de la firma es la bancabilidad de sus tecnologías.
“Es una compañía que tú puedes presentar en un proyecto a un banco y ese banco dice: ‘Maravilla, te puedo dar la plata que necesitas para que el proyecto salga’”, señaló Biagini.
La confianza de las entidades financieras en la trayectoria técnica y comercial de Sungrow facilita el cierre de acuerdos de inversión.
Con una oferta que integra sistemas de almacenamiento, electrónica de potencia, ingeniería y soporte financiero, Sungrow busca liderar el despliegue de BESS en el Cono Sur.
“Creemos que esta tecnología va a sorprender al mercado eléctrico, no solo en Chile, sino en toda la región”, concluyó.
Genera2025 ha representado un momento especial para Nextpower, ya que este ha sido el primer escenario en Europa donde la compañía ha presentado su nueva identidad corporativa. Este es un rebranding que refleja la evolución estratégica y el crecimiento que la compañía ha experimentado en los últimos años. Lo que comenzó como un proyecto pionero en seguimiento solar se ha transformado en una plataforma global de tecnologías energéticas integradas, diseñada para responder a las necesidades actuales y futuras del mercado.
“Nuestros clientes buscan soluciones integradas que sean coherentes, se instalen más rápido y ofrezcan un rendimiento superior y confiable durante toda su vida útil. En los últimos años hemos ampliado cuidadosamente nuestro portafolio para construir una plataforma tecnológica completa que aporta beneficios significativos en toda la cadena de valor de la energía solar», señalóDan Shugar, Founder & CEO de Nextpower
Nextpower: una plataforma integrada, inteligente y escalable
Nextpower ofrece un ecosistema unificado de soluciones estructurales, eléctricas y digitales, diseñado para optimizar cada etapa del ciclo de vida de un proyecto solar a gran escala:
Seguimiento solar avanzado para máxima fiabilidad operativa y mayor producción energética
Soluciones digitales inteligentes, software y herramientas de monitorización para simplificar la operación y el mantenimiento
Una cadena de suministro global sólida, orientada a reducir riesgos y acelerar los plazos de entrega
Capacidades de fabricación y logística escalables, preparadas para proyectos de cualquier tamaño
Lo que viene: innovación continua y expansión tecnológica
Nextpower continúa ampliando su plataforma tecnológica. Entre las iniciativas más destacadas se encuentra la nueva línea de sistemas de conversión de energía (PCS) a escala utility, con los primeros envíos previstos para 2026, así como capacidades digitales y soluciones a nivel de sistema orientadas a maximizar la confiabilidad y el rendimiento a largo plazo.
Para explorar la nueva identidad, la visión estratégica y el portfolio completo de soluciones, visite el sitio web de Nextpower.
La Ley de Inversiones Mineras y el RIGI no son excluyentes, sino complementarios.
La Secretaría de Minería trabaja en una nueva reglamentación de la Ley 24.196 de Inversiones Mineras con la premisa de otorgarle una actualización para una profunda “desburocratización y simplificación administrativa”, tal como confirmaron fuentes de la cartera que depende del Ministerio de Economía. La norma ya cuenta con el Decreto Reglamentario 2686 publicado en el Boletín Oficial el 3 de enero de 1994.
El trabajo que ahora lleva adelante la Dirección Nacional de Inversiones Mineras, de la Secretaría de Minería que conduce Luis Lucero, tiene como eje central fortalecer el esquema para los proyectos más allá del vigente Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Se busca, en primera instancia, asegurar la convivencia estratégica entre ambas normas, pero luego fortalecer la accesibilidad y agilidad de la propia ley.
Este trabajo de actualización normativa se lleva adelante en momentos en que el Gobierno también impulsa la modificación de la Ley de Glaciares durante las próximas Sesiones Extraordinarias del Congreso. Para ello remitió al Congreso el Proyecto de Ley de Adecuación del Régimen de Presupuestos Mínimos para la Preservación de los Glaciares y del Ambiente Periglacial (Ley 26.639), una de las principales demandas del sector minero para destrabar sus inversiones.
Adecuar la Ley de Inversiones Mineras
La Ley 24.196 tiene como uno de los principales incentivos la garantía de estabilidad fiscal por un período de 30 años, durante el cual las empresas mineras no ven incrementada su carga tributaria. La ley prevé beneficios como la deducción del Impuesto a las Ganancias, la devolución del IVA y la amortización acelerada de inversiones, entre otros, y para la importación de bienes de capital, equipos e insumos con exenciones de derechos y otros gravámenes.
Desde la cartera se explicó que los cambios buscan «terminar con la discrecionalidad y el alto nivel de incumplimiento» que caracterizó la aplicación de la normativa para el sector desde su sanción legislativa. En ese sentido, se aseguró que la Ley de Inversiones Mineras y el RIGI no son excluyentes, sino complementarios, tal como lo habilita la Ley de Bases, con la condición de que los beneficios elegidos «no sean de la misma naturaleza y no se superpongan».
Desde el Ministerio de Economía, se están definiendo los parámetros que regirán esta convivencia, especialmente crucial para aquellos proyectos que tienen años de antigüedad bajo la Ley 24.196 y deciden adherirse al RIGI para acogerse a los beneficios aduaneros, tributarios y cambiarios con una inversión nueva destinada a exportación.
El trabajo en mejorar la Ley 24.196 se encara para asegurar su perdurabilidad frente a un RIGI que tiene la mirada de “incentivar una inversión concreta para que el proyecto se pueda construir y poner en marcha, aportando beneficios con estatus mejorado por 30 años. Hasta la sanción del nuevo régimen temporal en 2024, la estabilidad en la Ley de Inversiones solo aplicaba a proyectos con prefactibilidad.
Trascender la convivencia con el RIGI
Más allá del atractivo del RIGI que tiene vigencia inicial hasta fines del primer semestre de 2026 con posibilidad de que el Ejecutivo la prorrogue por un año más -algo que se asegura ya está en estudio-, se trabaja para que la ley mantenga plena vigencia de sus propios beneficios. Esto lleva a la planificación de cómo aplicar el artículo de la la Ley de Bases que establece que la adhesión al RIGI no implica renunciar a regímenes promocionales preexistentes.
El secretario de Minería, Luis Lucero.
«La Ley de Inversiones Mineras está lejos de perder interés -se asegura en el gobierno-, de hecho los proyectos en trámite empiezan a hacer consultas puntuales sobre sus beneficios». En ese sentido se señala que «el régimen va a perdurar, pero hay que fortalecerlo para que vuelva a tener la seriedad que alguna vez tuvo«. Además, muchos proyectos de menor envergadura no ingresarán al RIGI y por lo tanto, dependerán íntegramente de la Ley 24.196 para obtener incentivos de promoción a la industria.
La transformación más profunda llegará a través de «una modificación reglamentaria de la ley que busca eliminar la burocracia que exacerba la discrecionalidad de los funcionarios» y la consecuente «unificación de criterios», una crítica histórica del sector donde cada expediente podía tener una «visión según el funcionario que lo llevaba adelante», admitieron los mismos voceros.
Un «salto de calidad» en la normativa
Todos estos cambios, que se califican como un «gran salto de calidad«, se plasmarán en el decreto reglamentario y abarcarán modificaciones en el régimen de importación, el de devolución del IVA, el régimen de amortizaciones, la armonización en materia de medio ambiente con la secretaría correspondiente, y modificaciones en la presentación de declaraciones juradas anuales obligatorias.
También se implementarán herramientas de derecho informático para registrar todos los antecedentes de cada proyecto, lo que va a otorgar información fidedigna y asegurará que no se pueda registrar ningún dato que no tenga un respaldo documental. En la práctica, también se espera que la transformación en la aplicación de la ley cambie la forma de hacer las auditorías, para «pasar a conocer el proyecto desde un aspecto presencia y no solo desde los papeles».
Finalmente, se aclaró que las adaptaciones en las que trabaja la Secretaría de Minería, que implican una desregulación y simplificación, “no significan una falta de control, sino un control ejercido de otra manera«, tal el aporte que se espera de los lineamientos de la actualización de la norma, la cual es largamente elogiada por la industria pero que careció de plena ejecución desde su sanción.
Las primeras modificaciones realizadas
Algunas modificaciones ya están siendo implementadas por la Secretaría, con lo cual se asegura que esta nueva visión de control está resultados inmediatos, y a partir de 2024, el nivel de cumplimiento de las obligaciones por parte de los proyectos activos escaló a un 80%, revirtiendo un alto nivel de incumplimiento que caracterizaba a la norma.
Una de las modificaciones más importantes logradas es la agilización del trámite de verificación de las inversiones realizadas y proyectadas por una empresa, que antes era engorroso y de difícil cumplimiento. Los formularios que estaban vigentes contenían más de 1000 campos de datos para completar, en los cuales 80% de la información requerida no tenía respaldo legal.
Por otro lado, se acotaron significativamente los tiempos que le lleva a la Secretaría de Minería otorgar un certificado de estabilidad fiscal a la empresa que lo solicite. Hasta hoy, este trámite llevaba un tiempo promedio de un año.
Por último, con el fin de reducir la intervención estatal y maximizar la eficiencia en la gestión pública, se corrigió la superposición de tareas entre la Secretaría de Minería y el Servicio Geológico Minero Argentino (Segemar) en lo que respecta al procesamiento de datos geológicos, poniendo bajo su órbita el Banco Nacional de Información Geológica.
La Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo Banco Mundial, anunció su primera inversión en hidrógeno verde a nivel mundial junto al Grupo Santander para desarrollar Kahirós, el primer proyecto de este tipo en Uruguay. Esta iniciativa creará empleos y posiciona el país como referente regional en soluciones energéticas limpias escalables.
En un contexto donde menos del 5% de los proyectos de hidrógeno verde anunciados a nivel mundial han alcanzado la etapa de inversión, este hito refleja el compromiso de IFC con sus clientes en la ampliación del acceso a fuentes diversas de energía y demuestra el potencial de soluciones sostenibles y escalables en mercados emergentes.
El proyecto contará con un préstamo verde de US$20 millones de IFC e integrará energía solar, producción de hidrógeno y transporte eléctrico en un solo sistema. La energía del sol se utilizará para producir hidrógeno verde, que abastecerá a una flota de seis camiones especialmente diseñados para transportar madera hacia Montes del Plata, una de las principales plantas de celulosa del país.
Eso permitirá reducir 870 toneladas de CO₂ al año -equivalente a retirar más de 300 autos de circulación- y sentar las bases de una nueva industria con potencial para generar más de 30.000 empleos directos hacia 2040.
“Uruguay ha logrado avances notables en la expansión de fuentes de energía renovable, y este proyecto representa un paso importante hacia la descarbonización de sectores difíciles de abatir, como el transporte”, afirmó Alfonso García Mora, vicepresidente de IFC para Europa, América Latina y el Caribe. “El Grupo Banco Mundial está comprometido a apoyar proyectos pioneros e innovadores que generen empleos de calidad y sirvan como modelos replicables en América Latina y más allá”.
“Desde Grupo Santander se impulsa Kahirós convencidos de su potencial transformador, y la incorporación de IFC confirma la solidez y proyección global de esta iniciativa. Esta alianza refleja una sinergia ejemplar entre instituciones comprometidas con liderar la transición energética y demostrar que desde Uruguay se puede marcar el rumbo hacia un futuro más sostenible”, señaló Gustavo Trelles, country head de Santander Uruguay.
Kahirós, un consorcio integrado por las empresas uruguayas Ventus, Fidocar y Fraylog, junto al Grupo Santander y con apoyo financiero del Renewable Energy Innovation Fund (REIF) de Naciones Unidas, comenzará a operar a fines del 2026. Siendo la primera solución integral de hidrógeno verde para el transporte de carga en Uruguay, marcará un hito en la reducción de emisiones en el sector logístico y forestal, y servirá como modelo para la expansión de estas tecnologías limpias en otros mercados.
«Es un orgullo poder ser partícipes de la innovación que se necesita para una transición energética sostenible. Como comentamos cuando se lanzó el proyecto, es otro aporte que esperamos sume al posicionamiento del Uruguay como un país estratégico para el desarrollo de esta nueva tecnología y muchas otras inversiones. Nuestro compromiso es que Kahirós sea un referente regional y mundial desde donde compartir aprendizajes y oportunidades”, comentó María José González, directora del Proyecto Kahirós.
Dow y Mastellone desarrollaron en Bahía Blanca una nueva solución de empaque circular para leches. Se trata de un film termocontraíble con contenido reciclado posconsumo para envases de leche.
El nuevo material mantiene los estándares de protección y seguridad necesarios para el transporte de productos lácteos, al mismo tiempo que mejora y reduce el impacto ambiental.
En un contexto en el que la industria alimentaria enfrenta el desafío de innovar sin comprometer la seguridad ni el rendimiento, Dow y Mastellones alcanzaron un nuevo hito hacia la economía circular en el país. Ambas compañías desarrollaron un film termocontraíble que incorpora 20% de REVOLOOP Resina de Plástico Reciclado Posconsumo, para envolver y proteger botellas de leche.
Este nuevo empaque mantiene los estándares de protección y seguridad necesarios para el transporte de productos lácteos, al mismo tiempo que impulsa la circularidad de los plásticos y ayuda a reducir el impacto ambiental. Los films termocontraíbles cumplen un rol clave en la logística de alimentos: permiten agrupar envases individuales para facilitar su transporte y distribución, un proceso crítico para productos frescos como la leche. Además, con este film se logra · 100% reciclabilidad · Menor consumo de plástico · Alta resistencia y seguridad durante el transporte
“En Mastellone Hnos. estamos comprometidos con liderar la transformación hacia envases más sustentables en la industria láctea argentina. Este nuevo film termocontraíble, desarrollado junto a Dow, representa un avance concreto en nuestro plan 2030 de packaging sustentable: incorpora materiales reciclados, es 100% reciclable y nos permite reducir el uso de plástico virgen de origen fósil y el impacto ambiental de nuestros productos. Creemos que la innovación y la colaboración son claves para construir una cadena de valor más responsable y ofrecer a nuestros consumidores productos que cuidan el planeta, sin comprometer la calidad ni la seguridad”, dijo Gastón Domínguez, Jefe de Desarrollo de Packaging de Mastellone Hnos.
INNOVACION
El desarrollo tiene un eje central: Bahía Blanca. Desde la planta productiva de Dow Packaging & Specialty Plastics (PS&P) -la más importante de Latinoamérica- se produce la materia prima que da vida a estos empaques, garantizando calidad, seguridad y ahora también mayor circularidad. Este avance reafirma el rol estratégico de la ciudad como punto clave en la cadena de valor que permite que millones de argentinos reciban productos esenciales de forma eficiente y sustentable. El nuevo film termocontraíble se diseñó bajo los principios de circularidad, combinando innovación tecnológica con desempeño funcional. Elaborado con un 20% de REVOLOOP -resina reciclada posconsumo-, no solo promueve la reutilización de plásticos, sino que también ha sido diseñado para ser reciclable, reafirmando el compromiso de Dow hacia soluciones más sustentables que respondan a las expectativas de la industria y de los consumidores.
“En Dow, creemos que la innovación debe ir de la mano de la sustentabilidad. Este nuevo empaque, desarrollado junto a Mastellone Hnos., demuestra cómo la colaboración y la ciencia de materiales pueden transformar la industria: al incorporar un 20% de resina reciclada posconsumo, damos un paso concreto hacia la economía circular y un futuro más sostenible para todos.” Alvaro Romano, Market Development Manager Packaging & Specialty Plastics, Dow. Este proyecto representa un paso concreto en el camino para que Dow se convierta en la empresa de ciencia de materiales más innovadora, centrada en el cliente y sustentable del mundo, demostrando que la colaboración entre industria, tecnología y diseño puede impulsar transformaciones de alto impacto y beneficio en la economía circular.
Tecnored, compañía líder en infraestructura digital, integración tecnológica y soluciones de energía inteligente, anunció la inauguración del parque solar de la Cooperativa de Obras y Servicios Públicos de Río Tercero, el más grande de la Argentina.
El parque ocupa un predio de 2,4 hectáreas, tiene instalados 3000 paneles solares con una potencia de 2,12 megavatios y se prevé una vida útil de 30 años.
Juan Domínguez, CEO de Tecnored, señaló: “este es un día histórico para el cooperativismo argentino y para la transición energética del país. Desde Tecnored impulsamos este tipo de transformaciones y hoy vemos el impacto en una comunidad que apuesta por un futuro más sostenible”.
Domínguez también destacó que el logro adquiere especial relevancia: “Hay muchos proyectos solares, pero este parque está terminado, operativo y al servicio de los usuarios. Es fundamental valorarlo como el estándar que demuestra que el modelo cooperativo puede ejecutar obras de alto nivel tecnológico con resultados concretos.”
El parque diseñado, provisto y construido por Tecnored, incorpora tecnología de última generación y sistemas de monitoreo inteligente que permitirán una operación estable y eficiente durante todo el año. El desarrollo contempla ingeniería de alto desempeño, infraestructura solar de gran escala y un esquema de gestión orientado a maximizar la producción energética.
El proyecto, señalan, posiciona a Río Tercero como ciudad modelo en sustentabilidad, y refuerza la visión estratégica de las cooperativas como actores claves en la generación distribuida del país.
El parque solar permitirá fortalecer la sustentabilidad energética local, mejorar la eficiencia del sistema y brindar una fuente de energía limpia. Además, se suma la capacidad de expansión futura sobre la misma traza, lo que podría incrementar la potencia y consolidar la posición de la cooperativa como líder nacional en generación renovable distribuida para potenciar el desarrollo regional.
El Secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Avila, convocó a una movilización general para el próximo lunes en la Administración de Kilómetro 3, con el objetivo de enviar un mensaje contundente a YPF por la manera en que está abandonando Comodoro Rivadavia tras casi 120 años de explotación, comunicó el gremio.
El principal punto de fricción es la venta del yacimiento Manantiales Behr, el más productivo de la zona, por 500 millones de dólares que, según Ávila, “se van de la Cuenca sin dejar ninguna inversión a cambio, dejando a Comodoro desamparada”.
El sindicalista fue especialmente crítico con Horacio Marín, quien preside la compañía de Bandera, señalando que la nueva Operadora (Rovella Energía) no informa sobre sus planes de inversión ni sobre cómo se afrontará el pasivo ambiental, lo que sugiere que la empresa se está llevando el capital sin compromisos futuros. Ávila calificó las promesas sobre el pasivo ambiental como “un cuento chino”.
Desde el Gremio se subraya que la defensa de la Cuenca del Golfo San Jorge debe ser un esfuerzo de toda la comunidad, ya que el futuro económico de Comodoro, Rada Tilly, Sarmiento y Caleta Olivia depende de estas decisiones.
En tanto del pasivo ambiental y la responsabilidad de YPF, subrayó que “es un cuento chino que hoy están haciendo, y me parece que hay que sentarse a hablar con el Gobernador y decirle que el camino no estaba ahí, sino que el camino estaba en tener reuniones para ver la Inversión y Garantías de la nueva Operadora en la Cuenca, y resulta que hoy en día no hay nada concreto que diga que van ‘a dejar esto’ para Comodoro”.
Avila sostuvo que “la ciudad creció en base a lo que era la empresa YPF, y hoy termina siendo una venta enorme lo que hace Marín, y quiere ocultarnos todas las cartas a nosotros y que salga a la luz lo que él quiere y no lo que nosotros queremos saber”.
Votación en Mendoza de la Declaración de Impacto Ambiental del proyecto PSJ Cobre Mendocino.
El Senado de la provincia de Mendozaaprobó este martes la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) del proyecto cuprífero PSJ Cobre Mendocino y le dio luz verde a la vuelta a la minería de primera categoría, que incluye al cobre, el oro y la plata, entre otros metales.
El proyecto había tenido el visto bueno de la Autoridad Ambiental Minera y la aprobación en la legislatura provincial era el último paso institucional previsto por la Ley 7.722 para poder avanzar de manera concreta hacia la fase de factibilidad.
El proyecto de cobre lo impulsa la empresa suiza Zonda Metals GmBH y el Grupo Alberdi, que prometen una inversión de US$559 millones en su primera etapa. El senado también aprobó la exploración de Malargüe Distrito Minero Occidental II (MDMO II), un conjunto de desarrollos para explorar cobre, oro y plata en Mendoza.
La aprobación ambiental de PSJ Cobre Mendocino obtuvo 29 votos a favor, 6 negativos y una abstención. El proyecto lo había enviado el gobernador, Alfredo Cornejo, y ya contaba con la aprobación en la cámara de diputados de la provincia.
Cobre
El proyecto está ubicado en la localidad de Uspallata (departamento de Las Heras) y cerca del límite con la provincia de San Juan. Tiene una vida útil de 16 años, con posibilidad de extensión. Desde la empresa subrayaron que “el proyecto fue diseñado para no afectar el recurso hídrico y cumplir estrictamente con la normativa ambiental vigente, utilizando flotación mecánica, dentro de un circuito cerrado que recircula más del 80% del agua”.
El objetivo que tiene PSJ es producir en promedio 40.000 toneladas anuales de cobre fino con una técnica de flotación de sulfuros, proceso hidrometalúrgico que permite separar los minerales metálicos valiosos sin necesidad de usar cianuro ni ácido sulfúrico, dos sustancias prohibidas por la ley provincial 7.722.
El CEO de PSJ Cobre Mendocino, Fabián Gregorio, señaló que “esta decisión institucional nos permite dar un paso más en un proceso que ha sido largo, transparente y profundamente participativo. Ahora comienza una etapa de trabajo técnico de factibilidad, donde seguiremos construyendo el proyecto junto a la comunidad, las instituciones y los actores productivos. Nuestro compromiso es avanzar con responsabilidad, diálogo permanente y la convicción de que el desarrollo debe ser compartido por todos”.
En agosto el proyecto había tenido apoyo en una audiencia pública. Según la exposición de Gregorio, el proyecto de cobre demandará 3.900 puestos de trabajo en la etapa de construcción, que demandará entre 18 y 24 meses. Además, el proyecto generará otros 2.400 puestos en la etapa de producción de cobre, según detalló el ejecutivo en la audiencia pública.
Próximos pasos
Durante la factibilidad, etapa que durará alrededor de un año, la minera desarrollará estudios de ingeniería de detalle, hará el análisis de costos y financiamiento y la planificación integral de construcción–operación–cierre, además de la evaluación económica y de mercado. También incluye la actualización de los programas de sostenibilidad y monitoreo ambiental. Luego, el proyecto entraría en la etapa de construcción.
La compañía destacó que “el proceso de evaluación ambiental fue extenso, técnicamente sólido y con altos niveles de participación ciudadana. Durante los últimos años, el proyecto fue analizado por organismos técnicos provinciales, universidades, consultoras independientes y equipos multidisciplinarios que realizaron más de 13 años de estudios de línea de base ambiental y social en el área de Uspallata”.
YPF fue reconocida por el Energy Council como la compañía regional del año, un premio que destaca el impacto concreto del Plan 4×4 y el proceso de modernización que la compañía viene impulsando. El premio fue recibido por Horacio Marín, presidente y CEO de la compañía en el marco de las jornadas de la World Energy Capital Assembly (WECA) que tienen lugar en Londres.
“Estoy muy contento por haber recibido este reconocimiento internacional que confirma que estamos avanzando con decisión para alcanzar el objetivo de convertirnos en una empresa de clase mundial”, afirmó el presidente de YPF, Horacio Marín. “Nada de esto sería posible sin el compromiso y la pasión de cada uno de los que hacemos YPF. Este premio es de todos ustedes”.
El reconocimiento fue otorgado por los resultados alcanzados durante el último año: más de 200.000 barriles diarios de producción propia de shale oil, un crecimiento del 82% en menos de dos años; avances en eficiencia operativa que ubican la producción no convencional de YPF a niveles de competitividad comparables con los de Estados Unidos; y la consolidación de proyectos estratégicos como el Vaca Muerta
Oil Sur y Argentina LNG, que permitirán consolidar al país como un exportador de energía a nivel mundial. “Seguimos trabajando para que YPF sea cada día más competitiva, más innovadora y un orgullo para todos los argentinos”, concluyó.
En octubre y noviembre, la Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro se reunió con las empresas concesionarias para revisar el cumplimiento de los acuerdos, analizar la producción de petróleo y gas y acordar el nivel de inversiones previsto para 2026.
La Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro realizó durante los últimos meses una serie de reuniones con las operadoras que tienen concesiones en la provincia, en el marco de las comisiones de enlace técnico previstas en los contratos.
Estos encuentros, de los que también participan la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático y el Departamento Provincial de Aguas, permiten evaluar la actividad realizada, el cumplimiento de compromisos y las proyecciones de trabajo para el año siguiente.
La Secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya, destacó que “las comisiones de enlace son una herramienta central para garantizar que los compromisos asumidos por las operadoras se cumplan, con información transparente y un diálogo permanente”, subrayando el valor técnico-institucional de estos espacios de seguimiento.
Las reuniones se desarrollaron con Phoenix Global Resources, Capex, Petróleos Sudamericanos, JCR, Medanito y Madalena Energy, mientras que con las restantes operadoras la actualización de información se realizó por nota, fijándose agendas presenciales para los primeros meses de 2026.
Actividad desarrollada en 2025
Durante este año se perforaron 11 pozos nuevos: siete con objetivo convencional y cuatro con objetivo no convencional. A su vez, se ejecutaron 30 intervenciones (workover) destinadas a mantener o recuperar la producción de pozos existentes o extender su vida útil.
Moya resaltó que “el balance con cada empresa confirma que Río Negro cuenta con un horizonte de inversiones sostenidas para 2026. La continuidad en perforaciones y en intervenciones planificadas nos permite proyectar con previsibilidad y seguir fortaleciendo el desarrollo energético de la Provincia”, haciendo hincapié en la importancia de sostener un flujo estable de actividad.
Para 2026, y en función de los compromisos asumidos, se espera mantener niveles similares: 7 pozos nuevos convencionales, 2 no convencionales y 37 workovers.
Comportamiento de la producción
El nivel de actividad registrado presentó un incremento interanual del 2%, superando en todos los meses las cifras de 2024. En noviembre de 2025 se registraron 3.735 m³/d (23.491 barriles diarios), valores equivalentes a los alcanzados en 2021.
En contraste, la producción de gas natural mantiene una tendencia declinante. En noviembre se registraron 2.479 miles de m³/d, con una variación interanual del –32%.
El Gobierno de la provincia del Neuquén ratificó su alianza estratégica con TotalEnergies al firmar la continuidad por segundo año consecutivo del programa “Aguada San Roque Activa 2025”, una iniciativa social que profundiza el trabajo comunitario en la localidad. El gobernador Rolando Figueroa presidió esta mañana la firma del Convenio marco de Colaboración junto al director general de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina, Sergio Mengoni; el ministro jefe de Gabinete, Juan Luis “Pepé” Ousset y la presidenta de la Comisión de Fomento de Aguada San Roque, Andrea Campo.
Tras la experiencia positiva de 2024, cuando la firma impulsó talleres de prevención de violencia familiar en Aguada San Roque, ambas partes acordaron renovar y ampliar el alcance del programa mediante un ciclo anual de 17 talleres comunitarios denominado Aguada San Roque Activa 2025. La iniciativa, más allá de la temática particular de cada taller, refuerza valores como el respeto, la empatía y la comunicación no violenta, promoviendo habilidades protectoras para reducir la violencia intrafamiliar y social.
Ousset valoró la continuidad del vínculo institucional con una operadora presente en Neuquén desde hace más de cuatro décadas y que acompaña procesos de desarrollo social en distintos puntos de la provincia.
En este sentido, sostuvo que“para la Provincia este tipo de acuerdos son fundamentales, lo venimos planteando desde el inicio de la gestión, que las operadoras también puedan poner en la mira la sustentabilidad social de sus acciones, como lo viene haciendo Total” y subrayó “no solo invertir en la extracción de nuestros hidrocarburos, sino invertir en el desarrollo de nuestra gente así que muy contentos de poder articular acciones en beneficio de nuestra gente”.
Mengoni, por su parte, ponderó el compromiso de TotalEnergies con la región: “Siempre hemos buscado ser un socio activo de la provincia, promoviendo el desarrollo económico, social y cultural y generando un impacto positivo para todas las comunidades y actores con los que trabajamos”.
Agregó que “trabajar aquí con el pueblo de Aguada San Roque y con Andrea -Campo- en particular, es básicamente una obligación, para nosotros es muy importante que donde trabajamos y aquí con nuestros vecinos, que podamos dar un impacto positivo para la comunidad” y sostuvo “que esta es una iniciativa más, de las distintas que trabajamos con el pueblo y también con la provincia de Neuquén, y es claramente uno de nuestros objetivos de desarrollo social”.
La presidenta de la Comisión de Fomento, en tanto, especificó que “el convenio se trata de talleres destinados a toda la comunidad sobre violencia, construcción de liderazgo comunitario, que abarca a toda la comunidad en general”. Y valoró el trabajo realizado hasta el momento “tuvimos una gran convocatoria, tanto de jóvenes y adultos. Toda la familia participó”.
Acompañó la actividad el delegado de la región Vaca Muerta, Milton Morales.
Sobre el convenio
El convenio ratifica el rol central de la provincia en el acompañamiento institucional del programa, articulando con organismos y actores locales para garantizar su implementación efectiva. A su vez, la Comisión de Fomento de Aguada San Roque se compromete a brindar espacios físicos, apoyo logístico y seguimiento de las personas participantes, consolidando una red territorial que integra al sector público, privado y social.
TotalEnergies, por su parte, vuelve a seleccionar a la Asociación Civil Moiru como ejecutora del programa, dada su trayectoria en desarrollo comunitario y derechos humanos.
Así, la Provincia de Neuquén consolida un esquema de alianza con la operadora TotalEnergies que permite ampliar intervenciones comunitarias, sostener políticas de prevención y promover el desarrollo local con una perspectiva integral de derechos.
Otras acciones de TotalEnergies junto a la Provincia
TotalEnergies -junto con la Asociación Civil Minu y con el apoyo del ministerio de Educación del Neuquén- viene implementando ininterrumpidamente desde 2021 el Programa VIA para la concientización y educación en seguridad vial y movilidad sustentable entre estudiantes de escuelas secundarias de la provincia, particularmente en la Ciudad de Neuquén, Añelo y Región de Los Lagos.
Además, la compañía dio inicio este año a un nuevo programa junto a Red de Innovación Local y los municipios de Añelo, San Patricio del Chañar, Centenario y Vista Alegre, con el objetivo de contribuir al diagnóstico de problemáticas de seguridad vial en el corredor Vaca Muerta y al diseño de respuestas locales e integrales.
También con el objetivo de mejorar la seguridad vial, TotalEnergies participa junto a otras operadoras en la financiación de la pavimentación de 51 kilómetros del bypass de Añelo, conectando las Rutas Provinciales 8 y 17 lo cual ayudará a mejorar la conectividad de una ruta muy transitada por la industria.
Por otro lado, y con el foco en la educación y las juventudes -en alianza con el Ministerio de Educación de la provincia-, TotalEnergies continuará el programa Energía Joven, a través del cual se brindan en escuelas secundarias de la provincia charlas formativas y didácticas sobre los distintos tipos de energías y la matriz energética.
Adicionalmente, reafirmaron también la continuidad del programa de Acceso a la Energía, iniciado en 2024, en respuesta a una necesidad concreta en zonas rurales sin conexión a la red eléctrica y vecinas a las operaciones de la compañía
La iniciativa, que ya otorgó energía limpia a familias en el área de influencia de Aguada Pichana Este y San Roque, en Añelo, es implementada en colaboración con TotalEnergies Renovables Argentina y la empresa especializada ALP Group. La misma tiene como objetivo brindar acceso a energía renovable a través de la instalación de paneles solares y todo el sistema eléctrico de acuerdo con las necesidades individuales relevadas.
Por último, la empresa también participa desde hace dos años en el programa de Becas Gregorio Álvarez, una iniciativa del Gobierno de Neuquén que apunta a fortalecer la permanencia, el egreso y la reinserción educativa de jóvenes neuquinos de entre 4 y 35 años, tanto en los niveles obligatorios como en la formación técnica, profesional y laboral.
El gobierno nacional decidió la creación de la Secretaría de Asuntos Nucleares, en la órbita del ministerio de Economía, de manera que ésta área específica, que tendrá dos Subsecretarías, una de Aplicaciones de Tecnología Nuclear, y otra de Políticas Nucleares.
No estará bajo la órbita de la Secretaría de Energía, ni de la Secretaría de Coordinación de Energía y Mineria. Ambas también forman parte del organigrama de Economía. Tampoco dependerá de la Jefatura de Gabinete.
La nueva Secretaría estaría a cargo de Federico Ramos Nápoli, ex presidente de Dioxitek S.A. empresa encargada de la conversión de uranio para la centrales nucleares y la producción de fuentes de Cobalto-60 (isótopo radiactivo que se usa en medicina para radioterapia y esterilización, y en industria).
La modificación implica una mayor autonomía del sector nuclear, que viene a ocurrir en momentos en que el gobierno quiere avanzar con la privatización parcial de Nucleoeléctrica Argentina (44 %), operadora de las tres usinas nucleares del país, y de fuerte experiencia en términos de desarrollo tecnológico y económico del Area.
La investigación y desarrollo de la actividad nuclear en la Argentina fue impulsada por el Estado Nacional en el arranque de la década del 50 (gobierno de J.D. Perón).
Argentina es productora de energía nuclear a través de las centrales Atucha I (inaugurada en 1974), Atucha II (2013) , y Embalse (1983).
El país alcanzó un fuerte desarrollo propio, con la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) liderando la investigación y el desarrollo de reactores.
Se está construyendo un prototipo de reactor modular de baja potencia, CAREM25, diseñado y desarrollado en el país. La Administración Milei casi paralizó su avance desde mediados de 2024, en momentos en que los Estados Unidos aceleró el desarrollo de su prototipo.
Asimismo, Argentina cuenta con plantas de enriquecimiento de uranio para producir combustible para sus reactores. También desarrolla la Planta Industrial de Agua Pesada, cuyo financiamiento ha sido interrumpido.
El gobierno dispuso, a través del decreto 866/2025, una serie de modificaciones a la estructura de la Administración Pública Nacional, sustituyendo aspectos del organigrama que hasta el nivel de Subsecretarías estuvo contenido en el decreto 50/2019.
El artículo 15 del Decreto 866 ya oficializado incorpora en el Apartado IX, Ministerio de Economía, los Objetivos de la flamante Secretaría de Asuntos Nucleares y de las dos Subsecretarías mencionadas.
SECRETARÍA DE ASUNTOS NUCLEARES
OBJETIVOS
Entender en la definición de la política nuclear en todo lo relacionado con los usos pacíficos de la energía nuclear o fuentes radiactivas, el ciclo de combustibles, la gestión de residuos radiactivos, el desarrollo e investigación de la actividad nuclear, en coordinación con la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).
Entender en el monitoreo del funcionamiento del complejo industrial nuclear, promoviendo acciones que tiendan a mejorar la eficiencia del sistema, incluyendo reformas institucionales, optimización de procesos y participación del capital privado.
Evaluar la factibilidad y sustentabilidad económico-financiera de los proyectos estratégicos en materia nuclear.
Evaluar y monitorear los componentes científicos y tecnológicos de los proyectos en materia nuclear, fiscalizando el cumplimiento de las metas planteadas.
Intervenir en la coordinación del accionar de los diferentes actores políticos y empresarios involucrados con la actividad estratégica nuclear, tanto a nivel nacional, local o de la sociedad civil.
Identificar y determinar, en el ámbito de su competencia, los asuntos prioritarios, estratégicos y de relevancia para el desarrollo nacional en materia nuclear.
Asesorar, en el ámbito de su competencia, en lo relativo a la participación de la República Argentina en los foros, organizaciones o cualquier ámbito a nivel internacional en materia nuclear y otros asuntos estratégicos relacionados.
Asistir al Ministro, en el ámbito de su competencia, en las acciones que propendan al cumplimiento de los compromisos internacionales de la República Argentina en materia nuclear y otros asuntos estratégicos relacionados.
Coordinar, en el ámbito de su competencia, las acciones orientadas al cumplimiento de las funciones y objetivos establecidos por la Ley 24.804 (Ley Nacional de la Actividad Nuclear) y sus normas modificatorias y reglamentarias, con la excepción de las que establecen las funciones regulatorias.
Intervenir en todo lo relacionado con la generación nucleoeléctrica, como así también en el funcionamiento de la infraestructura nucleoeléctrica.
Ejercer el control tutelar de la COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA ATÓMICA (CNEA).
Participar en la elaboración de políticas en materia de investigación, diseño, y construcción de reactores nucleares, en coordinación con la CNEA.
Participar en el diseño e implementación de la política de desarrollo, fomento y cooperación para la explotación de “tierras raras” y minerales nucleares, en coordinación con las áreas competentes de la Administración Pública Nacional.
Participar, en el ámbito de su competencia, en la interacción entre los distintos actores del sector minero y las provincias para aumentar sostenidamente la producción de “tierras raras” y de minerales nucleares, como así también la inversión de capital privado para su explotación, en coordinación con la Secretaría de Minería.
Promover políticas públicas y acciones de colaboración y articulación con los actores públicos y privados y de la sociedad civil involucrados en la materia, que permitan viabilizar los proyectos relativos a la minería de materiales nucleares, su procesamiento y aplicación de tecnologías nucleares.
Participar, en el ámbito de su competencia, en el diseño y establecimiento de tecnologías asociadas a la refinación de “tierras raras”, como así también a su desarrollo nacional.
Dictar, en el marco de las políticas establecidas por el Ministerio y en coordinación con las áreas competentes de la Administración Pública Nacional, medidas relativas a los proyectos estratégicos en materia nuclear y otros asuntos estratégicos relacionados.
Dirigir el planeamiento, seguimiento y evaluación de los asuntos vinculados a los proyectos en materia nuclear y otras cuestiones estratégicas relacionadas, en coordinación con las empresas y sociedades con participación estatal mayoritaria del sector nuclear y la COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA ATÓMICA (CNEA).
Asesorar al Ministro, en coordinación con las áreas competentes de la Administración Pública Nacional, en los proyectos estratégicos en materia nuclear, como así también en la identificación de información estratégica relevante en dicha materia y en aquellos asuntos de su competencia.
Intervenir, en coordinación con la CNEA, en las distintas etapas correspondientes al desarrollo del ciclo del combustible nuclear.
Dirigir la representación en las empresas donde la Secretaría posea participación accionaria y ejerza la tenencia accionaria.
Coordinar la gestión de los directores que representan al Estado Nacional en aquellas empresas donde la Secretaría posea participación accionaria y ejerza la tenencia accionaria.
Asistir al Ministro en la aplicación del RÉGIMEN DE INCENTIVO PARA GRANDES INVERSIONES (RIGI)- de la Ley 27.742 (Ley Bases), en el ámbito de su competencia, y en coordinación con la Secretaría de Coordinación de Energía y Minería.
El sector siderúrgico argentino atraviesa un momento de tensión ante la posible adjudicación a proveedores chinos de la fabricación de caños de acero para el primer gasoducto dedicado a las exportaciones de Gas Natural Licuado (GNL) desde Vaca Muerta hasta San Antonio Este, Río Negro.
Paolo Rocca, titular del grupo Techint, analiza la suspensión de actividades en la planta de SIAT Tenaris en Valentín Alsina, que emplea a entre 300 y 400 personas, en caso de que China resulte ganadora en esta licitación internacional. La competencia no se limita a China, pues también participan empresas de India, España, Colombia, México, Japón, Grecia y Turquía.
El proyecto está liderado por el Vehículo de Proyecto Único (VPU) “San Matías Pipeline”, que fue presentado al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) en octubre y aguarda la aprobación del Gobierno. El gasoducto de aproximadamente 480 kilómetros será utilizado por el consorcio Southern Energy (SESA), conformado por Pan American Energy (PAE), YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG.
PAE, principal integrante de Southern Energy, tiene entre sus accionistas a la China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) con un 25%, junto a la familia Bulgheroni y la británica BP. Sin embargo, la decisión final se basará en la oferta más competitiva, dada la complejidad y bajos márgenes del proyecto.
Un antecedente que genera inquietud es la reciente llegada a Río Negro de 5.000 toneladas de caños chinos revestidos en concreto para conectar tramos onshore y submarinos del gasoducto San Martín con San Antonio Este y los barcos de licuefacción Hilli Episeyo y MK II.
Desde la industria señalan que Tenaris cotiza entre 10% y 25% más caro que competidores internacionales, aunque atribuyen esta diferencia a la superior calidad del acero y al servicio local. En licitaciones recientes, como la del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur, la oferta más baja fue de una empresa india, pero Techint terminó proveyendo los tubos tras la participación de su brazo petrolero Tecpetrol en el proyecto.
La planta de SIAT Tenaris, inaugurada en 1948 y ubicada en el partido bonaerense de Lanús, funciona actualmente por proyecto, produciendo caños para el proyecto Duplicar Norte, que conecta la producción petrolera del norte neuquino con la red de Oleoductos del Valle (Oldelval).
Rocca considera que elegir abastecerse con tubos chinos en un proyecto de exportación liderado por empresarios argentinos sería una señal negativa, entendiendo que “la Argentina elige exportaciones de materias primas sin valor agregado industrial nacional”. Esta postura se endureció en los últimos dos años con la política de apertura a importaciones del gobierno de Javier Milei.
Desde el Gobierno, en tanto, se destaca que se promueven licitaciones transparentes en las que la mejor oferta prevalece, reconociendo que el precio es un factor clave. Sin embargo, los márgenes en proyectos de exportación de gas licuado son muy ajustados, y una diferencia de costos del 10% al 25% en los tubos podría representar un aumento de hasta 50 millones de dólares, afectando la rentabilidad.
Expertos explican que “la rentabilidad de este tipo de proyectos es acotada y de alto riesgo, por lo que cualquier aumento de costos pone en riesgo su propia viabilidad. En proyectos de esta magnitud, la estructura de costos tiene que estar muy bien diseñada porque una diferencia en los precios de los caños podría significar un sobrecosto millonario, algo inaceptable en proyectos de esta escala”.
Actualmente, el precio del gas licuado ronda los 10 dólares por millón de BTU, con expectativas de caída por sobreoferta y posterior aumento hacia 2030 o 2031. Para alcanzar Europa, el gas natural puesto en Río Negro tiene un costo aproximado de US$ 4,50, la licuefacción US$ 3 y el transporte marítimo US$ 1,20, lo que exige eficiencias en toda la cadena para ser rentable a menos de US$ 2 desde Vaca Muerta.
Southern Energy comenzará las ventas de gas licuado en la primavera de 2027, utilizando la capacidad ociosa del gasoducto San Martín y el barco Hilli Episeyo. A partir de 2028, se sumará el barco MK II, ampliando la capacidad exportadora a 6 millones de toneladas métricas por año y generando un negocio estimado en 2.500 millones de dólares anuales.
PAE fue pionera en avanzar con su proyecto de GNL en 2024, con inversiones propias de US$ 2.900 millones en la primera década. Por su parte, YPF explora una alianza con la italiana ENI y la emiratí XRG para exportar 12 millones de toneladas a partir de 2029 o 2030, aunque requiere financiamiento internacional por alrededor de US$ 12.500 millones, que espera asegurar en el primer semestre de 2025. Shell, en cambio, se retiró del proyecto por ahora, aunque mantiene interés en futuras oportunidades.
El Gobierno nacional anunció la creación de la Secretaría de Asuntos Nucleares, que será dirigida por Federico Ramos Nápoli y operará bajo la órbita del Ministerio de Economía.
En un comunicado oficial se indicó que esta nueva dependencia tiene como finalidad primordial “coordinar las distintas áreas que conforman el sector nuclear argentino, tutelarlas y garantizar un mayor dinamismo en la ejecución de las políticas públicas relacionadas”.
La decisión gubernamental que procesó agenciaNoticias Argentinassubraya “la importancia estratégica de la energía nuclear, un recurso que tiene el potencial de modificar la matriz económica del país”.
“Argentina cuenta con 75 años de trayectoria dedicados a la investigación y aplicación de tecnologías nucleares con fines civiles, posicionando a la nación en un selecto grupo global”, añadió el parte.
El comunicado oficial enfatiza que Argentina tiene el potencial de convertirse en la “Arabia Saudita del Uranio”, lo cual requiere que los sectores minero, energético y nuclear trabajen alineados hacia ese objetivo.
El Gobierno indicó que el nombramiento de Ramos Napoli responde a su visión integral del sector, destacando una vasta experiencia previa en el ámbito. Anteriormente, Ramos Napoli se desempeñó como Gerente General y posteriormente como Presidente de DIOXITEK S.A.
Esta empresa es crucial para la conversión de uranio destinada a las centrales nucleares argentinas y para la producción de fuentes de Cobalto-60.
Durante su gestión, el flamante Secretario lideró una reestructuración administrativa y productiva en DIOXITEK S.A. que resultó en la eliminación del déficit operativo, el desendeudamiento y un récord de producción.
Entre otras credenciales, Ramos Napoli ha estado al frente de las negociaciones destinadas a solucionar la escasez de suministro de uranio heredado en las centrales nucleares argentinas.
Además, ha ofrecido asesoramiento al Directorio y la Gerencia General de NUCLEOELÉCTRICA S.A. en su proceso de reestructuración administrativa y ha colaborado con la CNEA en la elaboración de un plan de comercialización y producción de radioisótopos para el proyecto RA-10.
Se trata de uno de los mayores yacimientos de petróleo de Santa Cruz.
Clear Petroleum, la empresa que dirige Juan Ignacio González Pedroso, comenzó la operación del bloque de concesión Las Heras – Cañadón Escondida el pasado lunes 1 de diciembre. Se trata de uno de los mayores yacimientos de petróleo de Santa Cruz.
En la primera semana de diciembre, se llevaron a cabo las jornadas de bienvenida a las más de 80 personas que ya forman parte de la Unidad de Negocio Clear Upstream. Se reunió todo el equipo en el Centro Cultural de Las Heras para compartir los objetivos y el plan acción de las áreas.
Las autoridades de la compañía resaltaron que para lograr estos objetivos es necesario el trabajo con integridad y aplicando altos estándares de excelencia operativa y seguridad. Ezequiel González, director de Personas & Cultura, comentó la trayectoria de la empresa de más de 30 años en la industria y la actividad de Clear a nivel país con nueve líneas de servicios y presencia en los yacimientos convencionales y no convencionales.
Gabriel Conte, gerente de Medio Ambiente y Seguridad, explicó la cultura de seguridad, políticas y reglas inquebrantables que se aplican en todas las operaciones. También participaron Ricardo Becerra, gerente de Seguridad Patrimonial y Florencia Tosi, jefe de Salud Ocupacional para ampliar la información y alcance en cada una de las áreas.
Operación en Las Heras-Cañadón Escondida
Leonardo Deccechis, director de Negocio Clear Upstream, destacó la relevancia de seguir ampliando oportunidades dentro de la provincia: “Estos yacimientos vieron pasar décadas de trabajo que hicieron crecer a la Provincia de Santa Cruz y que forjaron a miles de trabajadores. Nuestros objetivos son priorizar la producción sustentable, responder a los desafíos con tecnología, y mejorar tiempos operativos”.
Además, Dececchis reforzó que: “Clear entra a estos yacimientos con una convicción innegociable: recuperarlos, ponerlos de pie y volver a hacerlos producir como se merecen” y subrayó el compromiso de la empresa con la seguridad y el crecimiento profesional: «Queremos que cada persona que ingresa a Clear sienta que llega a un espacio donde la seguridad, la capacitación continua y el trabajo responsable son pilares esenciales. Estamos orgullosos de seguir construyendo un equipo sólido y preparado para los desafíos del sector».
«Clear entra a estos yacimientos con una convicción innegociable: recuperarlos, ponerlos de pie y volver a hacerlos producir como se merecen», aseguró Leonardo Deccechis, director de Negocio Clear Upstream
Algunas de las personas que suman al equipo de Clear destacaron la importancia de este momento histórico para la compañía y para la Industria, donde con respeto y orgullo, siguen apostando al desarrollo de la Cuenca. Entre ellos, Sergio Martel a cargo de todas las Operaciones y Mantenimiento de los yacimientos, se suma al equipo de Clear Upstream con entusiasmo y destacó: “estamos comprometidos con esta oportunidad, Clear es una empresa de gran trayectoria y experiencia en la Cuenca y en campos maduros. Como equipo vamos a seguir trabajando con el foco en la eficiencia y productividad para lograr un crecimiento sostenible de nuestras actividades».
El inicio de esta operación de Upstream constituye un paso más en el crecimiento sostenido de Clear Petroleum en Santa Cruz, alineado a su propósito de generar valor, promover el empleo local y contribuir al desarrollo energético del país, concluyeron desde la empresa.
El gobierno nacional dispuso este martes la creación de una Secretaría de Asuntos Nucleares en la órbita del Ministerio de Economía, que estará encargada de liderar la política para el sector nuclear. Al frente de la flamante secretaría estará el actual presidente de Dioxitek, Federico Ramos Napoli, quien forma parte del armado político encabezado por el estratega presidencial Santiago Caputo. La continuidad de Ramos Napoli en la empresa estatal será definida en los próximos días, según pudo saber EconoJournal.
La novedad se produce al cumplirse un año del anuncio de un «Plan Nuclear Argentino». El presidente Javier Milei había designado al frente de esa tarea a Demian Reidel, asesor del presidente por ese entonces y actualmente presidente de Nucleoeléctrica Argentina, la empresa generadora nuclear estatal que el gobierno busca privatizar parcialmente.
Sin embargo, tanto el nuevo plan nuclear como la creación de un Consejo Nuclear nunca fueron formalmente institucionalizados por ley o decreto. En constraste, la creación de la Secretaría de Asuntos Nucleares define con claridad que la política sectorial ahora dependerá de Ramos Napoli.
Las especulaciones sobre los motFuentes del sector nuclear indicaron que toma del control del área nuclear Dos fuentes sin contacto entre sí subrayaron a EconoJournal que la relación entre el presidente de Nucleoeléctrica y Mei
El decreto 866 publicado este martes en el Boletín Oficial dispuso una serie de cambios en el organigrama de la administración pública nacional. Entre estos destaca la creación de la nueva Secretaria de Asuntos Nucleares y la transferencia de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) de la órbita de la Jefatura de Gabinete de Ministros al Ministerio de Economía que conduce Luis Caputo.
Ramos Napoli, nuevo secretario de Asuntos Nucleares.
La flamante cartera tendrá dos subsecretarias, una de Aplicaciones de Tecnología Nuclear y otra de Políticas Nucleares, y ejercerá el control tutelar de la CNEA. También participará en la política minera en coordinación con la Secretaría de Minería, con foco especial en producir tierras raras y uranio.
La apertura de esta secretaria es leída en el sector nuclear como una suerte de recreación de la Subsecretaría de Energía Nuclear que existió durante la presidencia de Mauricio Macri. El gobierno de Alberto Fernández discontinuó esa subsecretaría y volvió a empoderar a la CNEA en la conducción de la política nuclear.
Ramos Napoli, secretario de Asuntos Nucleares
Economía informó este martes que el actual presidente de Dioxitek será el nuevo secretario de Asuntos Nucleares. Ramos Napoli ingresó el año pasado en la empresa estatal, ocupando el cargo de gerente general. El gobierno lo promovió a la presidencia de la empresa en octubre.
Dioxitek es una empresa estatal que participa en la cadena de fabricación de los combustibles para las centrales nucleares argentinas. Concretamente importa concretado de uranio y realiza el servicio de conversión a dióxido de uranio, que es el polvo con el que se fabrican las pastillas que van insertas dentro de los elementos combustibles. También suministra fuentes de Cobalto-60 para aplicaciones médicas e industriales.
Ramos Napoli, un abogado especializado en derecho administrativo y corporativo, lideró hasta el momento un proceso de reestructuración de la empresa, con la meta de volverla rentable. La empresa resolvió en el último tiempo deudas que tenía con Kazatomprom por la importación de concentrado de uranio, con la CNEA, y con proveedores del proyecto de Nueva Planta de Uranio (NPU) en Formosa.
La gestión de Napoli también puso el foco en reacondicionar y sostener la capacidad de producción de dióxido de uranio en la planta que tiene en Córdoba y en explorar nuevas oportunidades de negocio. Una de las alternativas bajo estudio es producir y exportar hexafluoruro de uranio, el compuesto que se utiliza como materia prima en el proceso de enriquecimiento de uranio.
Las centrales nucleares argentinas utilizan uranio natural como combustible y agua pesada como moderador de la reacción en cadena y refrigerante, por lo que una eventual producción de hexafluoruro sería para abastecer a la demanda internacional de combustible con uranio enriquecido.
El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) publicó la versión 2025 de la Norma NAG-402, que establece los requisitos técnicos y administrativos para la habilitación, operación y control de los Módulos Contenedores de Gas Natural Comprimido (GNC) utilizados en el transporte por carretera. La medida, que actualiza integralmente la normativa vigente, busca elevar los estándares de seguridad, trazabilidad y eficiencia del transporte de gas natural en todo el país.
Los Módulos Contenedores —estructuras autoportantes que alojan recipientes de alta capacidad para traslado de gas— son una pieza esencial para abastecer zonas sin acceso directo a gasoductos o como complemento en situaciones de demanda estacional. La nueva normativa incorpora lineamientos de diseño, construcción, operación y mantenimiento, además de fijar obligaciones explícitas para operadores, organismos certificadores y responsables técnicos.
Requisitos técnicos reforzados
La norma establece que todos los componentes sometidos a presión deberán cumplir normas internacionales reconocidas, contemplando condiciones de carga, vibraciones, temperaturas extremas y riesgos asociados a accidentes durante el transporte. Del mismo modo, se detallan las especificaciones para colectores, válvulas de bloqueo y alivio, manómetros, cañerías, soldaduras y dispositivos de seguridad.
Uno de los puntos más relevantes es la exigencia de válvulas de alivio por sobrepresión calibradas anualmente, diseñadas para evacuar como mínimo el 50 % de la capacidad total del módulo por hora, con descarga obligatoria hacia la atmósfera en forma vertical. También se fortalecen las condiciones de anclaje al semirremolque y los requisitos estructurales que deben soportar hasta dos veces el peso total del módulo cargado.
Nuevas obligaciones para operadores y responsables técnicos
La NAG-402 impone un esquema estricto de responsabilidades: los operadores deberán contar con un Responsable Técnico (RT) habilitado y con experiencia en recipientes sometidos a presión, quien será el encargado del diseño, certificación, inspección y mantenimiento del módulo.
Además, cada Módulo Contenedor deberá disponer de:
Placa identificatoria con datos críticos como capacidad, presión de trabajo, peso total, fechas de habilitación y vencimiento.
Libro de Novedades para registrar recorridos, inspecciones, calibraciones y antecedentes de incidentes.
Manuales de operación, seguridad y plan de emergencias firmados por el RT.
El transporte también deberá cumplir con la señalización obligatoria para mercancías peligrosas: leyendas visibles de “PELIGRO EXPLOSIVO — GAS NATURAL COMPRIMIDO — GAS INFLAMABLE” y la identificación ONU 1971 en los cuatro lados de la unidad.
Capacitación obligatoria: el Anexo II como guía clave
El Anexo II de la resolución incluye una guía de contenidos mínimos para la capacitación del personal involucrado en la operación de los VTGN (Vehículos de Transporte de Gas Natural). Allí se desarrollan temas como propiedades del gas natural, riesgos asociados, procedimientos de operación segura y actuación en emergencias. La capacitación es obligatoria y debe ser certificada y registrada por el operador.
Inspecciones periódicas y renovaciones cada cinco años
La norma dispone un cronograma de revisiones mensuales, semestrales, anuales y quinquenales. Esta última implica desmontaje, pruebas de resistencia, verificación integral del sistema y revisión individual de los recipientes según normas ISO. Solo tras superar satisfactoriamente estas etapas se renueva la habilitación por otro período de cinco años.
Un marco regulatorio más robusto
Con la actualización de la NAG-402, ENARGAS apunta a fortalecer la seguridad del transporte de GNC, armonizando normas locales con estándares internacionales y promoviendo una mayor profesionalización del sector. La medida impactará de manera directa en distribuidores, operadores logísticos, fabricantes de módulos y empresas que utilizan gas natural como insumo en zonas alejadas de gasoductos.
TotalEnergies renovó su compromiso con la comunidad de Aguada San Roque (NQN) relanzando el programa “Aguada San Roque Activa 2025” junto al Gobierno del Neuquén y la Comisión de Fomento de la localidad.
La continuidad del programa por un segundo año consecutivo fue anunciada con la firma de un Convenio Marco de Colaboración entre el gobernador Rolando Figueroa, el Director General de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina, Sergio Mengoni, y Andrea Jaquelina Campo, presidenta de la Comisión de Fomento de Aguada San Roque.
También participaron del encuentro el ministro jefe de Gabinete, Juan Luis “Pepé” Ousset, el intendente de Añelo, Milton Morales, y la Gerente de Gestión y Estrategia Social de TotalEnergies en Argentina, Claudia Borbolla.
La empresa ratificó su alianza estratégica con el Gobierno de la provincia del Neuquén dando continuidad a una serie de programas de gestión social que abordan ejes prioritarios para la provincia: la seguridad vial, la educación, el desarrollo local y el acceso a la energía.
“TotalEnergies está presente en Neuquén desde hace más de 30 años y siempre ha buscado ser un socio activo de la provincia, promoviendo el desarrollo económico, social y cultural, y generando un impacto positivo para todas las comunidades y actores con los que trabajamos”, señaló Sergio Mengoni.
La primera edición del programa reunió en 2024 a la comunidad de Aguada San Roque en talleres de prevención de la violencia familiar y búsqueda de soluciones para fortalecer la cohesión social y promover la participación.
Esta segunda edición está llevando adelante en la localidad de Aguada San Roque y consta de 17 talleres comunitarios con temáticas clave como prevención de violencias, inclusión digital, sostenibilidad ambiental, educación financiera y desarrollo local, promoviendo al mismo tiempo valores transversales como el respeto, la empatía y la equidad de género.
La ejecución del programa esta nuevamente a cargo de la Asociación Civil MOIRU, una organización comprometida con el desarrollo comunitario y la promoción de los derechos humanos. El rol de gobierno ha sido brindar acompañamiento institucional, mientras que la Comisión de Fomento de Aguada San Roque aporta el soporte logístico y territorial necesario para garantizar el desarrollo de las actividades.
Otras acciones de TotalEnergies junto a la Provincia del Neuquén
A través de su Estrategia de Gestión Social, TotalEnergies acompaña a la provincia del Neuquén en el abordaje de temáticas sociales prioritarias como los derechos humanos, la seguridad vial, la educación y la inclusión de las juventudes, el desarrollo local y el acceso a la energía.
En torno al eje seguridad vial, TotalEnergies – junto a la Asociación Civil Minu y con el apoyo del Ministerio de Educación del Neuquén viene implementando desde 2021 el Programa VIA para la concientización y educación en seguridad vial y movilidad sustentable entre estudiantes de escuelas secundarias de la provincia, particularmente en la Ciudad de Neuquén, Añelo y Región de Los Lagos.
Además, la compañía dio inicio este año a un nuevo programa junto a Red de Innovación Local y los municipios de Añelo, San Patricio del Chañar, Centenario y Vista Alegre, con el objetivo de contribuir al diagnóstico de problemáticas de seguridad vial en el corredor Vaca Muerta y al diseño de respuestas locales e integrales.
Con el objetivo de mejorar la seguridad vial TotalEnergies participa junto a otras operadoras en la financiación de la pavimentación de 51 kilómetros del bypass de Añelo, conectando las Rutas Provinciales 8 y 17 lo cual ayudará a mejorar la conectividad de una ruta muy transitada por la industria.
Energía Joven y Acceso a la Energía
En alianza con el Ministerio de Educación de la provincia, TotalEnergies continuará el programa Energía Joven, a través del cual se brindan en escuelas secundarias de la provincia charlas formativas y didácticas sobre los distintos tipos de energías y la matriz energética.
También se reafirmó la continuidad del programa de Acceso a la Energía, iniciado en 2024, en respuesta a una necesidad concreta en zonas rurales sin conexión a la red eléctrica y vecinas a las operaciones de la compañía. La iniciativa, que ya otorgó energía limpia a familias en el área de influencia de Aguada Pichana Este y San Roque, en Añelo, es implementada en colaboración con TotalEnergies Renovables Argentina y la empresa especializada ALP Group.
El objetivo es brindar acceso a energía renovable a través de la instalación de paneles solares y todo el sistema eléctrico de acuerdo con las necesidades individuales relevadas.
TotalEnergies también participa desde hace dos años en el programa de Becas Gregorio Álvarez, una iniciativa del Gobierno de Neuquén que apunta a fortalecer la permanencia, el egreso y la reinserción educativa de jóvenes neuquinos de entre 4 y 35 años, tanto en los niveles obligatorios como en la formación técnica, profesional y laboral.
En total hubo 708 propuestas de precios, con ofertas económicas ofertadas que fluctúan entre USD 38 y USD 120 por MWh, a un precio promedio por oferente entre USD 60,9 a USD 81,2 por MWh, repartidos de la siguiente manera:
BTG Pactual: 72 propuestas – USD 63,88 MWh de valor medio
Colbún: 120 ofertas económicas – USD 85,13 MWh
Cabe aclarar que la cantidad de ofertas económicas se debe a la segmentación de cuatro bloques zonales, que a su vez cada uno de ellos se subdivide en tres bloques horarios: el Bloque A cubre de 00:00 a 07:59 horas y de 23:00 a 23:59; el Bloque B, de 08:00 a 17:59; y el Bloque C, de 18:00 a 22:59.
La particularidad es que la diferencia de precio de oferta entre regiones y bloques horarios fue relativamente pequeña. En las horas sin energía solar, el 70% de las ofertas superaron los US$71/MWh y el 92%, los US$61/MWh. En el bloque solar, el 66% de las ofertas superaron los US$68/MWh y el 90%, los US$58/MWh, a pesar del claro exceso de oferta de capacidad solar fotovoltaica en ese horario, según datos del sector.
Adicionalmente, el precio de reserva – o valor máximo – fijado por la Comisión Nacional de Energía (CNE), se situó entre USD 80 – 95 por MWh, según el bloque de suministro y la respectiva segmentación zonal y horaria. Por lo que algunas de las todas las ofertas económicas exceden el precio de reserva o valor máximo fijado por la Comisión Nacional de Energía (CNE).
Esto significa que los precios se mantuvieron en un rango más amplio con respecto a lo visto en la licitación de suministro 2023/01, ya que el precio promedio ponderado de la oferta se situó en US$72/MWh, frente a los US$62,2/MWh observados en la subasta de 2023 (adjudicada en 2024).
Aunque desde el sector eléctrico chileno ya vaticinaron que la vigente convocatoria estaría marcada por condiciones actuales que reducen el espacio para maniobras arriesgadas, incluyendo excedentes energéticos y un entorno regulatorio aún incierto.
Pero a la vez, este llamado licitatorio resultará una señal concreta para medir el interés del mercado y tener parámetros sobre proyectos y precios, en este caso, para el suministro eléctrico a corto plazo en el país..
Y si bien la principal proyección apunta a favor de Enel por la cantidad y competitividad de sus ofertas, la/s empresa/s ganadora/s recién se revelarán a lo largo de la corriente semana, ya que el proceso continuará este mismo martes 9 de diciembre con la comunicación formal de adjudicación en primera o segunda etapa, aunque el acto público está previsto para el jueves 11/12.
Pero en caso de necesitar una segunda etapa de subasta para lograr la adjudicación del total del suministro licitado, se realizará ese mismo día 11 de diciembre y la adjudicación será el 12/12, conforme al cronograma establecido en las bases de licitación.
A continuación, el detalle de las 708 ofertas económicas:
— Marco, para comenzar…¿qué está presentando hoy Solís?
— Hoy, aquí en Santiago de Chile, estamos presentando las nuevas soluciones All-in-One, con nuestros nuevos inversores híbridos, en una solución que es el Prime Power, que va a ser de 50 kW de potencia del inversor en un gabinete con hasta 109 kWh de storage, que se pueden poner en paralelo hasta 10, y cada uno con hasta seis cadenas de baterías.
– ¿Y la otra tecnología que podemos ver?
Es el hermano mayor, que es el Evercore, que va a tener el inversor de 125 kW híbrido, actualmente el más grande del mundo en el mercado, con hasta 261 kWh de storage, otra vez por 10 en paralelo. Entonces estamos hablando de más de 15 MWh potencialmente.
— ¿Por qué se embarcaron en esta línea de innovación?
— En Solis somos pioneros de los inversores híbridos. Tenemos más de 1.000 ingenieros en investigación y desarrollo. Nuestro fundador y actual CEO es uno de los mayores expertos en inversores a nivel mundial. El mercado está cambiando: el on grid ya queda obsoleto. Las condiciones económicas, tarifas y consumos demandan soluciones con baterías. Por eso lanzamos esta nueva línea Solarator, que integra inversores solares con generadores auxiliares.
— Se te nota muy entusiasmado..
— Siempre fui una persona que cuando se pone un objetivo se pone la camiseta. Como ingeniero y ex EPCista, usé equipos Solis sin imaginar que algún día trabajaría con ellos. Hoy, desde lo comercial, mi formación me permite ver el potencial. Pero también creo que todos tenemos un deber en reducir nuestra huella de carbono. Poder aportar, aunque sea una gota, es algo que me impulsa.
— Tenés un discurso con mucha influencia del deporte. ¿Qué lugar ocupa en tu vida?
— Desde los seis años jugué voleibol profesional durante más de 25 años. Para mí es el deporte más desafiante mental y colectivamente. En volleyball sos un “All-in-One” con tu equipo.
-¿En qué sentido?
Todo depende del otro. No hay contacto físico, así que no hay desahogo. La única forma de “venganza” es técnica. Hay que esperar la próxima bola y superarlo con inteligencia. He visto físicos impresionantes perderse en partidos por falta de concentración o capacidad mental.
— ¿Qué quedó del Ricci jugador al líder de ventas de hoy?
— La determinación de ganar. Pero sobre todo, sacar lo mejor de cada uno. En volleyball no podés ganar solo. Si no hay equipo, no hay victoria. He visto equipos en papel más débiles que ganan por espíritu. Esa empatía, ese ir más allá del obstáculo, es lo que intento replicar.
— ¿Y esa empatía cómo se lleva a los clientes?
— En México somos líderes hace años, aunque no es un mercado de mi responsabilidad directa. Pero en el resto de Latinoamérica, empezamos en 2021 con un evento en Colombia, donde nadie conocía la marca. De ahí fue sembrar: alianzas, exposiciones, visitas, construcción de marca.
-¿Valió la pena?
Hoy somos top 3 en Colombia, número uno en DG en Chile, y estamos muy fuertes en muchos países de la región. Fue un camino intenso, desafiante y de mucho orgullo.
— ¿Cuántos viajes hacés al año?
— Los últimos tres años hice más de 80 vuelos por año. Este año, por primera vez, pasé más de dos semanas seguidas en casa. Antes, volvía y a los pocos días salía de nuevo.
-Más comprometido de lo que decías…
Era necesario para posicionar la marca, conocer los mercados y hacer presencia.
-¿Y ahora? ¿Qué partido se abre con el almacenamiento?
Cubrimos desde lo residencial, que ya dominamos, hasta comercio e industria: centros comerciales, hospitales, hoteles, donde garantizamos continuidad energética. Nuestros equipos tienen menos de 10 milisegundos de tiempo de respuesta para integrar baterías y generadores, incluso un sistema solar antiguo puede actuar como generador auxiliar.
— ¿Qué particularidad tiene la potencia de lo que hoy están lanzando?
— El 125 kW, y toda su gama, puede recibir el doble de potencia fotovoltaica. Es decir, al de 125 le podés instalar 250 kW de paneles. La mitad carga batería, la otra se usa para las cargas. Eso es clave. Además, la inteligencia que tiene para hacer peak shaving o load shifting, aprovechando la tarifa más barata de la red y usando batería o generador cuando es más caro.
— Dices que es realmente el más potente del mercado…¿Por qué?
— Porque desarrollamos tecnología. Solis es el tercer mayor fabricante mundial en gigavatios exportados. Tenemos la fábrica más grande del mundo, con más de 80 GW de capacidad anual. En nuestros 20 años de historia, exportamos poco más de 130 GW, y hoy podemos fabricar eso en solo un año. Eso refleja la escala que alcanzamos.
— ¿Cómo cambia su perfil de clientes esta nueva solución?
— Se abre una gran oportunidad para sectores antes inalcanzables. El EPC o desarrollador ahora tiene una herramienta que antes no existía. Yo, como ex EPCista, cuando vi el producto se me iluminó el camino. Antes, la única solución para grandes consumidores era on grid. En casos ideales, como un banco que opera de 8 a 17, coincidía con la curva de generación. Pero en industrias con consumos variables, o países como Costa Rica donde cobran picos por los máximos 15 minutos del mes, esta solución cambia todo. Mejora la calidad del suministro y da continuidad, clave en sectores críticos como hospitales o fábricas como la del vidrio, donde un corte de segundos puede arruinar todo el lote deproducción.
— ¿Ya lo están presentando con clientes?
— Sí. Chile es uno de los países pioneros en la región. Ya tenemos equipos instalados y vienen más. Gracias a nuestros distribuidores, hay mucho interés. Es una solución innovadora que abre un nuevo espectro de mercado para nosotros y nuestros clientes.
En el marco de Genera 2025, SolaX Power llegó con una propuesta clara: avanzar en almacenamiento y cargadores rápidos en un mercado que todavía busca su punto de equilibrio. En conversación con Energía Estratégica, Rodrigo Ruiz Campo, Country Manager para España y Portugal de la firma china, compartió su visión sobre lo que viene para Iberia.
—Rodrigo, está finalizando el año… ¿cómo evalúa el 2025 para SolaX en los mercados de España y Portugal?
Ha sido un año bueno. No hablamos de un crecimiento exponencial respecto al 2024, pero sí logramos algo clave: entramos con fuerza en segmentos que antes no trabajábamos, como industrial y utility. En cambio, el residencial se estancó un poco para nosotros, sólo hemos crecido en el número de baterías.
—¿Esa diversificación también cambió el reparto de negocio en la región?
Sin duda. Hasta hace poco, el 90% de nuestras ventas eran residenciales y solo un 10% correspondía al comercial-industrial. Hoy estamos en un 75%-25%, y esperamos que en dos años sea justo al revés. En otros mercados, como Países Bajos o Reino Unido, ese cambio ya ocurrió. En España estamos caminando hacia eso, con proyectos grandes ya en marcha.
—El almacenamiento fue uno de los grandes protagonistas de la feria. ¿Cómo ve actualmente ese mercado? La promesa del almacenamiento no es nueva. La tecnología lleva tiempo desarrollada. Lo que faltaba era rentabilidad. Eso es lo que empieza a aparecer este año. En algunos mercados, como Chile o Países Bajos, ya es viable. En España aún depende demasiado de la aplicación concreta.
—¿Cuál considera que es el principal obstáculo para su despegue en el país?
El problema no es técnico. Es que los costes de la energía siguen bajos, la regulación no acompaña, y la incertidumbre política tampoco ayuda. Y aunque muchos pensaban que 2024 sería el año del almacenamiento… no lo fue. 2025 tampoco. Pero 2026 no va a tener más remedio que serlo.
—¿No hay más remedio? Suena rotundo… Claro. Porque hay plantas que ya no son rentables y que necesitan ser hibridadas sí o sí. Y acá los subsidios no son el motor, sino un freno. Todos esos proyectos que saben que no pueden entrar en el subsidio van a ser los que empujen que la tecnología se empiece a implementar. No se trata de ayudas. De hecho, el subsidio muchas veces retrasa la toma de decisión. Lo que necesitamos es que el mercado se active por sí mismo, porque las plantas necesitan ser hibridadas sí o sí. Eso debería haber pasado el año pasado.
—¿Qué volumen de almacenamiento debería desplegar España hoy?
Si tomamos como referencia los planes del Gobierno, como el PNIEC, deberían instalarse entre 1 y 2 GW por año. Pero para eso necesitás seguridad jurídica, política y financiera, y eso hoy nadie lo encuentra. Las incertidumbres políticas, los conflictos bélicos y ciertos presidentes que manipulan el status quo no ayudan a dar esa tranquilidad para hacer una gran inversión.
—¿Entonces el país no va a cumplir esos objetivos?
No. Vamos por booms. En vez de hacer 1 o 2 GW por año, habrá un año con 5 de golpe
-¿Cuándo será ese boom?
Yo creo que en 2027. Pero 2026 será el primer año en que el volumen sea realmente significativo.
—En ese contexto, ¿cómo está impactando la competencia en precios dentro del mercado de almacenamiento?
Siempre hay un riesgo cuando la regulación es incierta. Algunos jugadores van a pérdida para penetrar en el mercado. Nosotros no vamos por ese camino. Apostamos por estabilidad y servicio. Dependemos demasiado del litio para ciertas aplicaciones. Desde junio hasta ahora, el coste del litio en bruto subió un 9%, y ese coste se traslada a las celdas. Muchos lo absorben para mantener rentabilidad, pero eso pone en riesgo la calidad. Nosotros no vamos a bajar calidad para competir en precios.
—En términos operativos, ¿cuánto tarda en cerrarse un proyecto de storage? Depende del cliente. En comercial-industrial, hemos tenido proyectos que tardaron 18 meses. Otros, que ya venían analizando desde el blackout, se cerraron en 6. Menos de 4 meses es muy difícil. En utility, el mínimo son dos años, desde que se evalúa la tecnología hasta que se pone en marcha.
—Además del storage, también están apostando por los cargadores rápidos. ¿Cómo se integra eso en su portafolio?
Es parte de nuestra solución integral. Empezamos a trabajar con cargadores rápidos desde marzo. A nivel de nuestras cabinas de almacenamiento industrial, vimos que es una forma eficiente y barata de gestionar picos de demanda y repotenciar nodos de la red, sobre todo en países que están electrificando el transporte. Funcionan junto con nuestras cabinas de almacenamiento industrial. La lógica es simple: cargamos de noche y entregamos con más potencia durante el día, sin subir la contratación. Así, el coche se carga más rápido sin reforzar la red.
—¿Y con qué tipo de clientes trabajan esa solución? Con dos perfiles: integradores, a quienes les damos el paquete completo (almacenamiento, fotovoltaica, cargador); y también con operadores de puntos de carga (CPOs). Pero los CPOs, en general, buscan una solución ya integrada, lista para instalar. Por eso nuestra estrategia es ir con el integrador.
—¿Qué objetivo se proponen en Iberia para 2026? Tenemos proyectos que ya están bastante calientes. Si todo va bien, podríamos entregar hasta 150 MWh de almacenamiento el año que viene. Pero un escenario más realista sería 50 MWh. No por capacidad—producimos 150 MWh al mes—sino porque los plazos de maduración en Iberia son más lentos.
—Más allá del negocio, ¿qué metas personales se propone en este ciclo dentro de Solax?
Estoy contento de estar en SolaX. Llevo más de 20 años en el sector de las renovables, y este año y medio en la compañía fue donde más a gusto me sentí. No solo por la calidad del producto, sino por el equipo humano y la libertad que tengo para llevar nuestros mensajes al mercado.
—¿Qué mensaje desea dejar al sector desde su posición en la empresa?
Desarrollamos los “poderes de SolaX”: calidad, flexibilidad, rentabilidad, robustez y fiabilidad. Y todo eso lo ponemos al servicio de nuestros clientes para ayudarlos a vencer los problemas que enfrentan hoy: enemigos como Lady Contamina, Don Apagón o Señora Factura. Esa es nuestra misión, y la de Super SolaX.
SolaX Power aterriza con fuerza en los grandes segmentos de almacenamiento, adaptando su oferta a una nueva etapa del mercado ibérico. Mientras los subsidios generan incertidumbre, la estrategia pasa por anticiparse a una explosión inevitable del almacenamiento, que según la empresa, se concretará entre 2026 y 2027.
Temática
Declaración destacada (textual)
Almacenamiento y subsidios
“Todos esos proyectos que saben que no pueden entrar en el subsidio van a ser los que empujen que la tecnología se empiece a implementar.”
Boom del mercado
“2026 no va a tener más remedio que ser el año del almacenamiento.”
Barreras a la inversión
“Las incertidumbres políticas, los conflictos bélicos y ciertos presidentes que manipulan el status quo no ayudan a dar esa tranquilidad.”
Estrategia comercial
“Apostamos por estabilidad y servicio. No vamos a bajar calidad para competir en precios.”
Carga rápida y red eléctrica
“Durante la noche cargamos nuestras baterías, y durante el día entregamos más potencia sin subir la contratación.”
Proyección para Iberia 2026
“Un año muy bueno sería 150 megavatios hora de almacenamiento; uno normal, unos 50.”
Visión personal en Solax
“Es la empresa en la que más a gusto me he sentido.”
Apenas cuatro áreas de Vaca Muerta concentran el 58% de la producción no convencional de petróleo del país. El ranking lo sigue encabezando Loma Campana, el campo operado por YPF en sociedad con Chevron, con una producción que acumuló unos 86.400 barriles diarios entre enero y octubre de este año, el 18% del shale total del país, según el último informe de la consultora Economía & Energía.
Loma Campana lidera la producción de shale oil.
El segundo lugar lo ocupa La Amarga Chica con 69.600 barriles diarios, el 14% de la producción total de shale oil. Esta área también es operada por YPF, pero la concesión se reparte en partes iguales entre YPF y Vista Energy, que en abril de este año le compró su 50% a Petronas.
El podio lo completa el área Bajada del Palo con 63.900 barriles diarios, el 13% de la producción total. Vista Energy obtuvo esa área en diciembre de 2018, pero la particularidad es que la subdividió en dos –Bajada del Palo Este y Bajada del Palo Oeste—para permitir un desarrollo más eficiente, más ordenado y con compromisos de inversión diferenciados.
En el cuarto lugar aparece Bandurria Sur con 60.800 barriles diarios entre enero y octubre de 2025, el 13%. Bandurria Sur es operada por YPF, empresa que tiene además el 40% de la concesión. La participación accionaria se completa con un 30% de la noruega Equinor y otro 30% de Shell. Equinor contrató este año al Bank of America, uno de los principales bancos de inversión del planeta, para desprenderse de los activos que posee en Vaca Muerta, pero por ahora continúa.
Esas cuatro áreas tienen cada una más del 10% de la producción total de crudo no convencional y en total suman el 58% del shale oil producido en el país.
El top ten de las áreas más productivas lo completan La Calera (5%), La Angostura Sur I (4%), Aguada del Chañar (3%), Lindero Atravesado (3%), El Trapial Este (3%) y Cruz de Lorena (3%).
Fuente: Economía & Energía.
Shale Gas
En el caso del shale gas, cuatro áreas concentran el 57% del total producido. Fortín de Piedra, el campo estrella de Tecpetrol, suma 16,4 MMm3/d, el 21% del total.
En segundo lugar, aparece La Calera con 10,1 MMm3/d, un 13% del total. El campo es operado por Pluspetrol y tiene como socio a YPF.
En tercer lugar, figura Aguada Pichana Este con 9,5 MMm3/d, un 12% del total. El área es operada por TotalEnergies y tiene como socios a YPF, PAE y Harbour Energy, que se quedó con los activos de Wintershall Dea.
La cuarta ubicación es para Aguada Pichana Oeste con 8,0 MMm3/d, el 10% del total. Esta área es operada por PAE y tiene como socios a TotalEnergies e YPF.
Esas cuatro áreas tienen cada una más del 10% de la producción total de crudo no convencional y en total suman el 57% del shale gas producido en el país.
El top ten de las áreas más productivas de shale gas lo completan Sierra Chata (7%), Aguada de la Arena (6%), Rincon del Mangrullo (6%), El Mangrullo (5%), Loma Campana (4%) y Bandurria Sur (2%).
El director general de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en la Argentina, Sergio Mengoni, y el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, anunciaron la ampliación y continuidad de una agenda de gestión social, para la cual la petrolera ratificó su rol como socio estratégico de la provincia.
La iniciativa busca abordar ejes prioritarios para el desarrollo provincial como la seguridad vial, la educación, el desarrollo local y el acceso a la energía. El anuncio es parte de la firma del Convenio de Colaboración para “Aguada San Roque Activa 2025”.
El gobernador Figueroa (Izq) y Mengoni (Der) de Total Austral.
El acto estuvo a cargo del gobernador Figueroa, Mengoni, y Andrea Jaquelina Campo, presidenta de la Comisión de Fomento de Aguada San Roque, localidad donde se centran estos esfuerzos. La continuidad del programa por segundo año consecutivo subraya el trabajo de la compañía con las comunidades de la región.
En esta segunda edición, “Aguada San Roque Activa 2025” desplegará 17 talleres comunitarios centrados en temáticas vitales para el fortalecimiento de la cohesión social, incluyendo la prevención de violencias, la inclusión digital, la sostenibilidad ambiental y la educación financiera.
Desarrollo económico, social y cultural
Al respecto, Mengoni destacó la visión de largo plazo de la empresa: “TotalEnergies está presente en Neuquén desde hace más de 30 años y siempre buscó ser un socio activo de la provincia, promoviendo el desarrollo económico, social y cultural, y generando un impacto positivo para todas las comunidades y actores con los que trabajamos”.
Más allá del ámbito comunitario de Aguada San Roque, la alianza con el Gobierno provincial se extiende a programas de alto impacto. En materia de seguridad vial, la empresa sostiene el Programa VIA desde 2021, que trabaja en la concientización y educación de estudiantes secundarios, inició un nuevo proyecto junto a municipios del corredor Vaca Muerta para diagnosticar problemáticas de tránsito y diseñar respuestas locales.
Otro pilar es la contribución a la mejora de la infraestructura, para la cual la petrolera participa, junto a otras operadoras, en la financiación para la pavimentación de 51 kilómetros del bypass de Añelo, una obra que conectará las Rutas Provinciales 8 y 17, optimizando la conectividad en una de las zonas industriales más transitadas del país.
Educación y Energía
En el eje de la Educación y la Energía, la compañía ratificó la continuidad de dos programas clave en asociación con el Ministerio de Educación. Por un lado, Energía Joven, que brinda charlas formativas sobre la matriz energética en escuelas secundarias.
Por otro lado, el programa de Acceso a la Energía sigue llevando energía limpia a través de la instalación de paneles solares a familias en zonas rurales sin conexión a la red eléctrica, un esfuerzo que se realiza en colaboración con TotalEnergies Renovables la Argentina.
Finalmente, la compañía mantiene su apoyo al desarrollo de las juventudes neuquinas a través de la participación en el programa de Becas Gregorio Álvarez del Gobierno del Neuquén. Esta iniciativa tiene el objetivo de fortalecer la permanencia, el egreso y la reinserción educativa de jóvenes de la provincia en todos los niveles de formación.
Un estudio global de líderes empresariales posiciona a Argentina en el mapa de fusiones y adquisiciones de alto valor, destacando el rol del nuevo marco de grandes proyectos para desatar el potencial energético y de materiales críticos.
América Latina se ha consolidado como el epicentro de la actividad de fusiones y adquisiciones (M&A) a nivel mundial. Un reciente polling entre altos ejecutivos de finanzas y estrategia reveló que una contundente mayoría (62%) considera que el panorama de oportunidades en la región está en su punto histórico más alto, con planes concretos para aumentar la actividad de capital durante el próximo año.
Este interés global se centra en mercados que ofrecen no solo crecimiento inmediato, sino también resiliencia estratégica.
La Nueva Geografía de Capital
Dentro de este fenómeno regional, Argentina emerge como un destino de alto interés. El país se destaca en los rankings de la región, atrayendo la mirada inversora gracias a la combinación de valoraciones competitivas de activos, un pool de talento especializado y, fundamentalmente, una reorientación política que busca normalizar la macroeconomía y fomentar la desregulación sectorial.
El rally de capital se enfoca directamente en dos pilares estratégicos para la demanda global:
Hidrocarburos (Vaca Muerta): La necesidad de asegurar el abastecimiento de gas y petróleo para la matriz energética global mantiene la cuenca neuquina como un activo de primer nivel.
Materiales Críticos (Litio): La minería de litio se subraya como esencial para la transición hacia fuentes más limpias y la revolución tecnológica, garantizando una alta demanda internacional.
El Anclaje de la Estabilidad Jurídica
Especialistas consultados coinciden en que la confianza inversora a largo plazo está directamente ligada a la solidez del andamiaje legal. La reciente implementación de un Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) se presenta como el instrumento clave que brinda la estabilidad jurídica y la protección que los proyectos de miles de millones de dólares requieren.
Como prueba de esta atracción, el esquema ha catalizado la presentación de al menos 20 proyectos de inversión, que en conjunto representan un capital estimado de U$S 34.400 millones. Estos compromisos se distribuyen principalmente entre los sectores de energía, minería e infraestructura asociada.
Si bien la región no está exenta de riesgos —siendo la incertidumbre fiscal y regulatoria un factor de cautela entre los ejecutivos—, la tendencia es clara: los inversores están activamente rediseñando sus estructuras de transacción, utilizando mecanismos complejos para mitigar el riesgo político-económico y asegurar su participación en estos mercados estratégicos.
Un estudio global de líderes empresariales posiciona a Argentina en el mapa de fusiones y adquisiciones de alto valor, destacando el rol del nuevo marco de grandes proyectos para desatar el potencial energético y de materiales críticos.
América Latina se ha consolidado como el epicentro de la actividad de fusiones y adquisiciones (M&A) a nivel mundial. Un reciente polling entre altos ejecutivos de finanzas y estrategia reveló que una contundente mayoría (62%) considera que el panorama de oportunidades en la región está en su punto histórico más alto, con planes concretos para aumentar la actividad de capital durante el próximo año.
Este interés global se centra en mercados que ofrecen no solo crecimiento inmediato, sino también resiliencia estratégica.
La Nueva Geografía de Capital
Dentro de este fenómeno regional, Argentina emerge como un destino de alto interés. El país se destaca en los rankings de la región, atrayendo la mirada inversora gracias a la combinación de valoraciones competitivas de activos, un pool de talento especializado y, fundamentalmente, una reorientación política que busca normalizar la macroeconomía y fomentar la desregulación sectorial.
El rally de capital se enfoca directamente en dos pilares estratégicos para la demanda global:
Hidrocarburos (Vaca Muerta): La necesidad de asegurar el abastecimiento de gas y petróleo para la matriz energética global mantiene la cuenca neuquina como un activo de primer nivel.
Materiales Críticos (Litio): La minería de litio se subraya como esencial para la transición hacia fuentes más limpias y la revolución tecnológica, garantizando una alta demanda internacional.
El Anclaje de la Estabilidad Jurídica
Especialistas consultados coinciden en que la confianza inversora a largo plazo está directamente ligada a la solidez del andamiaje legal. La reciente implementación de un Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) se presenta como el instrumento clave que brinda la estabilidad jurídica y la protección que los proyectos de miles de millones de dólares requieren.
Como prueba de esta atracción, el esquema ha catalizado la presentación de al menos 20 proyectos de inversión, que en conjunto representan un capital estimado de U$S 34.400 millones. Estos compromisos se distribuyen principalmente entre los sectores de energía, minería e infraestructura asociada.
Si bien la región no está exenta de riesgos —siendo la incertidumbre fiscal y regulatoria un factor de cautela entre los ejecutivos—, la tendencia es clara: los inversores están activamente rediseñando sus estructuras de transacción, utilizando mecanismos complejos para mitigar el riesgo político-económico y asegurar su participación en estos mercados estratégicos.
La reactivación del Oleoducto Trasandino (Otasa) es clave para el suministro energético regional y la salida del shale oil hacia el Pacífico.
Una de las principales empresas de energía de Chile ha asegurado el suministro de petróleo no convencional de la formación argentina de Vaca Muerta mediante la firma de una serie de contratos de largo plazo con destacadas productoras.
Estos acuerdos, que incluyen a las mayores operadoras del sector, tienen una vigencia extendida hasta el año 2033 y están valorados en una cifra proyectada cercana a los US$12.000 millones.
Un Hito Comercial y Logístico
Este compromiso representa la operación comercial más importante en la historia de la compañía energética chilena. La provisión de crudo, que se realizará a través del Oleoducto Trasandino (Otasa), garantizará aproximadamente el 35% de la demanda anual de petróleo del país vecino, fortaleciendo significativamente su seguridad energética.
Adicionalmente, la capacidad logística que habilita Otasa es estratégica, ya que permite la exportación del petróleo de Vaca Muerta a terceros mercados del Océano Pacífico. Esto posiciona a la Terminal Marítima de San Vicente, en Talcahuano, como un nuevo hub vital para el comercio de shale oil en la región.
La Revitalización del Oleoducto Trasandino
El oleoducto, una cañería de 16 pulgadas y 425 kilómetros que cruza la Cordillera de los Andes, fue originalmente inaugurado en 1994. Tras permanecer inhabilitado por más de 16 años, reanudó sus operaciones en 2023 luego de un intenso proceso de rehabilitación. Su capacidad técnica de transporte alcanza los 110.000 barriles diarios.
La materialización de estos contratos es el resultado de más de dos años de negociaciones y pruebas operacionales, cuyos beneficios estratégicos son múltiples:
Estabilidad de Suministro: Se minimiza la dependencia del transporte marítimo, que es sensible a factores externos como el clima y la congestión portuaria.
Reducción de Costos y Tiempos: La transferencia por ducto optimiza los tiempos de traslado y disminuye los costos logísticos y financieros asociados.
Ventajas Ambientales: El crudo provisto presenta un menor contenido de azufre, ofreciendo beneficios ambientales en su refinación.
El acuerdo, según el gerente general de la empresa, contribuye a mejorar su competitividad y asegura la producción de combustibles esenciales para las industrias y el transporte, alineándose con la visión estratégica de la compañía a largo plazo. La flexibilidad logística se mantiene con las capacidades de importación marítima como respaldo ante cualquier eventualidad.
La reactivación del Oleoducto Trasandino (Otasa) es clave para el suministro energético regional y la salida del shale oil hacia el Pacífico.
Una de las principales empresas de energía de Chile ha asegurado el suministro de petróleo no convencional de la formación argentina de Vaca Muerta mediante la firma de una serie de contratos de largo plazo con destacadas productoras.
Estos acuerdos, que incluyen a las mayores operadoras del sector, tienen una vigencia extendida hasta el año 2033 y están valorados en una cifra proyectada cercana a los US$12.000 millones.
Un Hito Comercial y Logístico
Este compromiso representa la operación comercial más importante en la historia de la compañía energética chilena. La provisión de crudo, que se realizará a través del Oleoducto Trasandino (Otasa), garantizará aproximadamente el 35% de la demanda anual de petróleo del país vecino, fortaleciendo significativamente su seguridad energética.
Adicionalmente, la capacidad logística que habilita Otasa es estratégica, ya que permite la exportación del petróleo de Vaca Muerta a terceros mercados del Océano Pacífico. Esto posiciona a la Terminal Marítima de San Vicente, en Talcahuano, como un nuevo hub vital para el comercio de shale oil en la región.
La Revitalización del Oleoducto Trasandino
El oleoducto, una cañería de 16 pulgadas y 425 kilómetros que cruza la Cordillera de los Andes, fue originalmente inaugurado en 1994. Tras permanecer inhabilitado por más de 16 años, reanudó sus operaciones en 2023 luego de un intenso proceso de rehabilitación. Su capacidad técnica de transporte alcanza los 110.000 barriles diarios.
La materialización de estos contratos es el resultado de más de dos años de negociaciones y pruebas operacionales, cuyos beneficios estratégicos son múltiples:
Estabilidad de Suministro: Se minimiza la dependencia del transporte marítimo, que es sensible a factores externos como el clima y la congestión portuaria.
Reducción de Costos y Tiempos: La transferencia por ducto optimiza los tiempos de traslado y disminuye los costos logísticos y financieros asociados.
Ventajas Ambientales: El crudo provisto presenta un menor contenido de azufre, ofreciendo beneficios ambientales en su refinación.
El acuerdo, según el gerente general de la empresa, contribuye a mejorar su competitividad y asegura la producción de combustibles esenciales para las industrias y el transporte, alineándose con la visión estratégica de la compañía a largo plazo. La flexibilidad logística se mantiene con las capacidades de importación marítima como respaldo ante cualquier eventualidad.
El Gobierno nacional impulsa una reforma de la Ley de Glaciares para permitir la inclusión de grandes emprendimientos mineros de cobre en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), generando un profundo análisis sobre el equilibrio entre desarrollo económico y protección ambiental.
La Argentina se encuentra ante un momento crucial para su sector minero. El gobierno nacional ha puesto en agenda la modificación de la Ley 26.639, conocida como Ley de Glaciares, con el objetivo de facilitar la entrada de proyectos estratégicos de cobre al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Esta iniciativa, que se debatirá en sesiones extraordinarias del Congreso, busca aprovechar una ventana temporal de beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios considerados únicos en las últimas tres décadas.
Argentina, ¿la última gran reserva de cobre del mundo? – Dinamicarg
Desde su sanción en 2010, la Ley de Glaciares ha sido objeto de constantes cuestionamientos por parte de provincias y empresas. La principal crítica se centra en la amplitud de la definición de “ambiente periglaciar”, que, según argumentan, ha paralizado proyectos en zonas sin afectación real de reservas hídricas cruciales.
La urgencia para revisar estos criterios se potencia ante el calendario del RIGI, diseñado para atraer capitales de gran envergadura en sectores como la energía, minería e infraestructura.
Proyectos determinantes y el potencial del cobre
La mayor expectativa recae en los vastos yacimientos cupríferos ubicados en provincias como San Juan, Catamarca y Salta. Proyectos de la magnitud de Vicuña, El Pachón, Los Azules, MARA–Agua Rica y Taca Taca representan una inversión potencial superior a los USD 21.000 millones.
Estos emprendimientos son considerados fundamentales para posicionar a la Argentina como un actor relevante en el mercado global del cobre, un mineral indispensable para la transición energética y la electromovilidad. Las proyecciones oficiales estiman que el país podría alcanzar USD 25.000 millones en exportaciones mineras hacia el año 2033, con el cobre como motor principal.
Por qué Argentina no exportó ni un gramo de cobre en 2024
Para el sector privado, la ecuación es clara: la materialización de estas inversiones está directamente condicionada a la flexibilización de la Ley de Glaciares. La incertidumbre jurídica actual y la ambigüedad en la delimitación de las áreas protegidas representan un impedimento significativo para los desembolsos de capital necesarios.
El Gobierno nacional impulsa una reforma de la Ley de Glaciares para permitir la inclusión de grandes emprendimientos mineros de cobre en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), generando un profundo análisis sobre el equilibrio entre desarrollo económico y protección ambiental.
La Argentina se encuentra ante un momento crucial para su sector minero. El gobierno nacional ha puesto en agenda la modificación de la Ley 26.639, conocida como Ley de Glaciares, con el objetivo de facilitar la entrada de proyectos estratégicos de cobre al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Esta iniciativa, que se debatirá en sesiones extraordinarias del Congreso, busca aprovechar una ventana temporal de beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios considerados únicos en las últimas tres décadas.
Argentina, ¿la última gran reserva de cobre del mundo? – Dinamicarg
Desde su sanción en 2010, la Ley de Glaciares ha sido objeto de constantes cuestionamientos por parte de provincias y empresas. La principal crítica se centra en la amplitud de la definición de “ambiente periglaciar”, que, según argumentan, ha paralizado proyectos en zonas sin afectación real de reservas hídricas cruciales.
La urgencia para revisar estos criterios se potencia ante el calendario del RIGI, diseñado para atraer capitales de gran envergadura en sectores como la energía, minería e infraestructura.
Proyectos determinantes y el potencial del cobre
La mayor expectativa recae en los vastos yacimientos cupríferos ubicados en provincias como San Juan, Catamarca y Salta. Proyectos de la magnitud de Vicuña, El Pachón, Los Azules, MARA–Agua Rica y Taca Taca representan una inversión potencial superior a los USD 21.000 millones.
Estos emprendimientos son considerados fundamentales para posicionar a la Argentina como un actor relevante en el mercado global del cobre, un mineral indispensable para la transición energética y la electromovilidad. Las proyecciones oficiales estiman que el país podría alcanzar USD 25.000 millones en exportaciones mineras hacia el año 2033, con el cobre como motor principal.
Por qué Argentina no exportó ni un gramo de cobre en 2024
Para el sector privado, la ecuación es clara: la materialización de estas inversiones está directamente condicionada a la flexibilización de la Ley de Glaciares. La incertidumbre jurídica actual y la ambigüedad en la delimitación de las áreas protegidas representan un impedimento significativo para los desembolsos de capital necesarios.
La cuenca neuquina avanza hacia un nuevo ciclo de desarrollo, marcado por proyectos de exportación, infraestructura estratégica y marcos regulatorios estables. Expertos y ejecutivos advierten que la sostenibilidad del crecimiento dependerá del financiamiento, la tecnología y la coordinación logística.
Vaca Muerta atraviesa un período de expansión que exige inversiones masivas en transporte, capacidad de evacuación de producción y reglas de juego claras y predecibles. El Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) se perfila como un instrumento central para estimular proyectos de gran escala, mientras que obras clave, como el Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), permitirán transportar crudo desde el corazón de la cuenca neuquina hasta un nuevo puerto de exportación en Río Negro.
En el sector gasífero, Southern Energy (SESA), consorcio conformado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, lidera el desarrollo de proyectos de exportación de gas natural licuado (GNL).
El primer buque de licuefacción, Hilli Episeyo, operará en 2027, seguido del MK II en 2028, con un contrato de ocho años firmado con la empresa alemana SEFE. Paralelamente, Camuzzi anunció su propio proyecto de exportación de GNL, “LNG del Plata”, que implicará una inversión de USD 3.900 millones y reforzará el abastecimiento interno y las exportaciones.
Desafíos técnicos y estratégicos
Miguel Galuccio, CEO de Vista Energy, destacó que la cuenca aún opera por debajo de su potencial. “Hoy contamos con 40 equipos de perforación frente a los 450 de Estados Unidos. Tenemos un recurso competitivo, pero necesitamos cambiar el juego: ser más disruptivos en la tecnología y la cadena de suministro”, sostuvo. Además, advirtió sobre la necesidad de que las compañías internacionales se sientan cómodas con las reglas de superficie, que incluyen impuestos, regalías y marcos regulatorios.
Desde Techint, Javier Martínez Álvarez remarcó que el contexto global prioriza la energía accesible y segura, devolviendo centralidad al petróleo y al gas como pilares estratégicos. Señaló que Argentina tiene la oportunidad de generar valor agregado industrial, siguiendo ejemplos internacionales de desarrollo estratégico.
Infraestructura crítica y transporte de crudo
El VMOS, con 437 kilómetros de extensión y un diámetro de 30 pulgadas, se completó con récords de productividad y permitirá exportar crudo sin cuellos de botella. Oscar Sardi, CEO de TGS, destacó que el Gasoducto Perito Moreno se ampliará para transportar más gas, generando beneficios fiscales y para la balanza comercial. Ricardo Hosel, CEO de Oldelval, subrayó la necesidad de un operador único para optimizar el transporte de petróleo.
Financiamiento y estabilidad macroeconómica
El desarrollo futuro de Vaca Muerta dependerá del acceso al capital y la previsibilidad regulatoria. Sergio Mengoni (TotalEnergies) y Ricardo Ferreiro (Tecpetrol) coincidieron en que los proyectos requieren inversiones masivas y estabilidad para atraer compañías extranjeras. Fausto Caretta (PAE) precisó que el proyecto de GNL demandará más de USD 25.000 millones, incluyendo gasoductos y buques de licuefacción.
Integración internacional y consolidación del sector
YPF avanza con la integración de socios internacionales como ENI y ADNOC, consolidando bloques estratégicos y proyectos de licuefacción de gas. Harbour Energy y Camuzzi suman nuevas iniciativas de GNL, ampliando la presencia argentina en mercados globales, especialmente Europa y América del Sur.
La cuenca neuquina avanza hacia un nuevo ciclo de desarrollo, marcado por proyectos de exportación, infraestructura estratégica y marcos regulatorios estables. Expertos y ejecutivos advierten que la sostenibilidad del crecimiento dependerá del financiamiento, la tecnología y la coordinación logística.
Vaca Muerta atraviesa un período de expansión que exige inversiones masivas en transporte, capacidad de evacuación de producción y reglas de juego claras y predecibles. El Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) se perfila como un instrumento central para estimular proyectos de gran escala, mientras que obras clave, como el Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), permitirán transportar crudo desde el corazón de la cuenca neuquina hasta un nuevo puerto de exportación en Río Negro.
En el sector gasífero, Southern Energy (SESA), consorcio conformado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, lidera el desarrollo de proyectos de exportación de gas natural licuado (GNL).
El primer buque de licuefacción, Hilli Episeyo, operará en 2027, seguido del MK II en 2028, con un contrato de ocho años firmado con la empresa alemana SEFE. Paralelamente, Camuzzi anunció su propio proyecto de exportación de GNL, “LNG del Plata”, que implicará una inversión de USD 3.900 millones y reforzará el abastecimiento interno y las exportaciones.
Desafíos técnicos y estratégicos
Miguel Galuccio, CEO de Vista Energy, destacó que la cuenca aún opera por debajo de su potencial. “Hoy contamos con 40 equipos de perforación frente a los 450 de Estados Unidos. Tenemos un recurso competitivo, pero necesitamos cambiar el juego: ser más disruptivos en la tecnología y la cadena de suministro”, sostuvo. Además, advirtió sobre la necesidad de que las compañías internacionales se sientan cómodas con las reglas de superficie, que incluyen impuestos, regalías y marcos regulatorios.
Desde Techint, Javier Martínez Álvarez remarcó que el contexto global prioriza la energía accesible y segura, devolviendo centralidad al petróleo y al gas como pilares estratégicos. Señaló que Argentina tiene la oportunidad de generar valor agregado industrial, siguiendo ejemplos internacionales de desarrollo estratégico.
Infraestructura crítica y transporte de crudo
El VMOS, con 437 kilómetros de extensión y un diámetro de 30 pulgadas, se completó con récords de productividad y permitirá exportar crudo sin cuellos de botella. Oscar Sardi, CEO de TGS, destacó que el Gasoducto Perito Moreno se ampliará para transportar más gas, generando beneficios fiscales y para la balanza comercial. Ricardo Hosel, CEO de Oldelval, subrayó la necesidad de un operador único para optimizar el transporte de petróleo.
Financiamiento y estabilidad macroeconómica
El desarrollo futuro de Vaca Muerta dependerá del acceso al capital y la previsibilidad regulatoria. Sergio Mengoni (TotalEnergies) y Ricardo Ferreiro (Tecpetrol) coincidieron en que los proyectos requieren inversiones masivas y estabilidad para atraer compañías extranjeras. Fausto Caretta (PAE) precisó que el proyecto de GNL demandará más de USD 25.000 millones, incluyendo gasoductos y buques de licuefacción.
Integración internacional y consolidación del sector
YPF avanza con la integración de socios internacionales como ENI y ADNOC, consolidando bloques estratégicos y proyectos de licuefacción de gas. Harbour Energy y Camuzzi suman nuevas iniciativas de GNL, ampliando la presencia argentina en mercados globales, especialmente Europa y América del Sur.
Luego de que Petronas se retirara en diciembre del año pasado del proyecto de exportación de GNL que lidera YPF, Shell apareció inmediatamente como su reemplazante neutralizando la incertidumbre que había generado la salida de la compañía de Malasia. Sin embargo, un año después es la propia Shell la que decidió bajarse. Su decisión se vio influenciada por varias razones.
Luego de que Petronas se retirara en diciembre del año pasado del proyecto de exportación de GNL que lidera YPF, Shell apareció inmediatamente como su reemplazante neutralizando la incertidumbre que había generado la salida de la compañía de Malasia. Sin embargo, un año después es la propia Shell la que decidió bajarse.
“Shell ha decidido no avanzar con la fase inicial del proyecto de GNL de Argentina. Inicialmente, Shell solo participó en la fase pre-FEED. Seguimos considerando a Argentina como un mercado de crecimiento potencialmente atractivo para la exportación de GNL. Por lo tanto, Shell continúa explorando opciones de expansión con YPF para el GNL de Argentina”, aseguró la firma a través de un breve comunicado.
La decisión de Shell se vio influenciada por varias razones y, si bien en el último año YPF logró también sumar a la italiana ENI y pugna por conseguir el desembarco de ADNOC, la petrolera estatal de Abu Dhabi, lo cierto es que el retiro de la compañía angloholandesa no es una buena noticia para el proyecto de exportación de Gas Natural Licuado.
Tercero en discordia
Fuentes del mercado reconocieron que el ingreso de ENI descolocó a Shell. El proyecto inicial era solo con YPF y de pronto la firma angloholandesa se encontró con un tercer socio con el que no tiene una relación muy fluida en el escenario internacional. Son compañías con una cultura institucional diferente que no terminan de congeniar. Por lo tanto, ese desembarco introdujo ruido en la relación con YPF.
En diciembre de 2024, YPF y Shell habían firmado el acuerdo de desarrollo del proyecto consistente en la instalación de un buque licuefactor con una capacidad de 6 MTPA. A su vez, en junio de este año, YPF y ENI firmaron un nuevo acuerdo, en el que se definieron los pasos requeridos para alcanzar la decisión final de inversión de la última fase del proyecto “Argentina LNG”, que prevé la incorporación de 2 buques con una capacidad conjunta de 12 MTPA.
Además, se informó que YPF, Shell y ENI integrarían estas fases para optimizar costos y acelerar plazos. De este modo, ambas fases iban a avanzar de manera conjunta compartiendo infraestructura clave
YPF, por su parte, parece sentirse más cómoda con ENI que con Shell. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, entabló una relación fluida con su par italiano Claudio Descalzi, que nunca llegó a tener con las autoridades globales de Shell. Además, el paraguas político que brinda la buena relación entre el presidente Javier Milei y la presidenta de Italia Giorgia Meloni también colaboró para estrechar ese vínculo.
Presiones privadas y públicas
Al mismo tiempo que reforzó su alianza con ENI, en su afán de acelerar los plazos del proyecto —que de concretarse llevará el desarrollo de Vaca Muerta a otro nivel global— la compañía controlada por el Estado Nacional empezó a presionar a Shell para que se comprometiera más con la iniciativa, primero de forma privada y luego públicamente.
“Estamos trabajando para cerrar el acuerdo, pero si no es Shell será otra compañía, la vida es así«, aseguró Marín en el último Forbes Energy Summit para referirse a la marcha de la denominada Fase III del proyecto Argentina LNG.
«La velocidad que le estamos imponiendo con ENI y ADNOC no es una forma normal de hacer las cosas. Ya tenemos los barcos, negociaciones encaminadas, vamos muy rápido», agregó para diferenciar del ritmo de las charlas con Shell.
Esa presión pública incomodó a Shell, la cual, al verse forzada a tener que definir en plazos que no eran los que tenía previstos, decidió finalmente dar un paso al costado.
El desafío de la integración
En medio de esa negociación hubo otro dato que molestó a la compañía angloholandesa. EconoJournal publicó el mes pasado que YPF negocia el desembarco de la italiana ENI en tres áreas de Vaca Muerta en la ventana de gas húmedo donde la petrolera está asociada con Pluspetrol: Aguada Villanueva, Las Tacanas y Meseta Buena Esperanza. Cuando se enteró de esta negociación, Shell dejó trascender en privado que le interesaba sumarse, pero su pedido no tuvo una buena recepción por parte de YPF.
Luego de que Petronas se retirara en diciembre del año pasado del proyecto de exportación de GNL que lidera YPF, Shell apareció inmediatamente como su reemplazante neutralizando la incertidumbre que había generado la salida de la compañía de Malasia. Sin embargo, un año después es la propia Shell la que decidió bajarse. Su decisión se vio influenciada por varias razones.
Luego de que Petronas se retirara en diciembre del año pasado del proyecto de exportación de GNL que lidera YPF, Shell apareció inmediatamente como su reemplazante neutralizando la incertidumbre que había generado la salida de la compañía de Malasia. Sin embargo, un año después es la propia Shell la que decidió bajarse.
“Shell ha decidido no avanzar con la fase inicial del proyecto de GNL de Argentina. Inicialmente, Shell solo participó en la fase pre-FEED. Seguimos considerando a Argentina como un mercado de crecimiento potencialmente atractivo para la exportación de GNL. Por lo tanto, Shell continúa explorando opciones de expansión con YPF para el GNL de Argentina”, aseguró la firma a través de un breve comunicado.
La decisión de Shell se vio influenciada por varias razones y, si bien en el último año YPF logró también sumar a la italiana ENI y pugna por conseguir el desembarco de ADNOC, la petrolera estatal de Abu Dhabi, lo cierto es que el retiro de la compañía angloholandesa no es una buena noticia para el proyecto de exportación de Gas Natural Licuado.
Tercero en discordia
Fuentes del mercado reconocieron que el ingreso de ENI descolocó a Shell. El proyecto inicial era solo con YPF y de pronto la firma angloholandesa se encontró con un tercer socio con el que no tiene una relación muy fluida en el escenario internacional. Son compañías con una cultura institucional diferente que no terminan de congeniar. Por lo tanto, ese desembarco introdujo ruido en la relación con YPF.
En diciembre de 2024, YPF y Shell habían firmado el acuerdo de desarrollo del proyecto consistente en la instalación de un buque licuefactor con una capacidad de 6 MTPA. A su vez, en junio de este año, YPF y ENI firmaron un nuevo acuerdo, en el que se definieron los pasos requeridos para alcanzar la decisión final de inversión de la última fase del proyecto “Argentina LNG”, que prevé la incorporación de 2 buques con una capacidad conjunta de 12 MTPA.
Además, se informó que YPF, Shell y ENI integrarían estas fases para optimizar costos y acelerar plazos. De este modo, ambas fases iban a avanzar de manera conjunta compartiendo infraestructura clave
YPF, por su parte, parece sentirse más cómoda con ENI que con Shell. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, entabló una relación fluida con su par italiano Claudio Descalzi, que nunca llegó a tener con las autoridades globales de Shell. Además, el paraguas político que brinda la buena relación entre el presidente Javier Milei y la presidenta de Italia Giorgia Meloni también colaboró para estrechar ese vínculo.
Presiones privadas y públicas
Al mismo tiempo que reforzó su alianza con ENI, en su afán de acelerar los plazos del proyecto —que de concretarse llevará el desarrollo de Vaca Muerta a otro nivel global— la compañía controlada por el Estado Nacional empezó a presionar a Shell para que se comprometiera más con la iniciativa, primero de forma privada y luego públicamente.
“Estamos trabajando para cerrar el acuerdo, pero si no es Shell será otra compañía, la vida es así«, aseguró Marín en el último Forbes Energy Summit para referirse a la marcha de la denominada Fase III del proyecto Argentina LNG.
«La velocidad que le estamos imponiendo con ENI y ADNOC no es una forma normal de hacer las cosas. Ya tenemos los barcos, negociaciones encaminadas, vamos muy rápido», agregó para diferenciar del ritmo de las charlas con Shell.
Esa presión pública incomodó a Shell, la cual, al verse forzada a tener que definir en plazos que no eran los que tenía previstos, decidió finalmente dar un paso al costado.
El desafío de la integración
En medio de esa negociación hubo otro dato que molestó a la compañía angloholandesa. EconoJournal publicó el mes pasado que YPF negocia el desembarco de la italiana ENI en tres áreas de Vaca Muerta en la ventana de gas húmedo donde la petrolera está asociada con Pluspetrol: Aguada Villanueva, Las Tacanas y Meseta Buena Esperanza. Cuando se enteró de esta negociación, Shell dejó trascender en privado que le interesaba sumarse, pero su pedido no tuvo una buena recepción por parte de YPF.
Una inversión millonaria en infraestructura vial mejorará la seguridad y la conectividad del tránsito pesado de la actividad hidrocarburífera entre el Alto Valle y las áreas de producción.
La obra de reconstrucción de la Ruta Provincial 69, un eje vial esencial para el transporte logístico y de personal hacia la formación no convencional de Vaca Muerta, ha dado un paso fundamental hacia su inicio. El proyecto ha sido preadjudicado a una empresa constructora local, marcando el comienzo de las intervenciones previstas en el tramo entre Campo Grande y el acceso a la Ruta Nacional 151.
Detalles de la Adjudicación
La firma seleccionada, cuya oferta fue considerada de “precio razonable” por el comité evaluador técnico, presentó una propuesta económica de $3.614 millones, superando el presupuesto oficial pero manteniéndose dentro de los parámetros de conveniencia.
Fuentes del Ministerio de Obras Públicas de la provincia confirmaron la preadjudicación y estiman que la firma del contrato se concretará en los próximos 10 días, una vez finalizado el circuito administrativo de control.
El dictamen técnico destacó que la propuesta cumple satisfactoriamente con los requerimientos de ingeniería y representa un uso eficiente de los recursos públicos, especialmente considerando la criticidad de la obra para el flujo energético regional.
Intervenciones Estratégicas y Seguridad Vial
El proyecto abarca la rehabilitación de aproximadamente 10 kilómetros en uno de los tramos más densamente transitados por vehículos vinculados a la industria hidrocarburífera. La obra se centra en áreas con severas deformaciones y prevé soluciones de ingeniería robustas para soportar el tránsito pesado de la zona.
Entre las principales intervenciones se destacan:
Pavimento de Hormigón: En el acceso principal a Campo Grande, el pavimento asfáltico será reemplazado por una estructura de hormigón de alta resistencia (H-17 y H-30), ideal para soportar el constante esfuerzo de frenado del transporte de carga.
Intersecciones Canalizadas: El cruce clave de Villa Manzano será rediseñado con isletas separadoras y carriles exclusivos para giros a la izquierda, buscando mejorar drásticamente la seguridad vial y la fluidez del tránsito local y de conexión.
Infraestructura de Pesaje: Se construirá una dársena de pesaje con carpeta asfáltica en caliente en la zona de El Labrador, destinada al control y la fiscalización del transporte de carga pesada.
Renovación Integral: Los trabajos incluyen la demolición de la calzada existente, la construcción de una nueva estructura, bacheos profundos, reconstrucción de subbases, y la instalación de luminarias complementarias y señalización totalmente nueva.
La ejecución de la obra, que se realizará por unidad de medida con un anticipo financiero del 20%, garantizará la circulación mediante desvíos provisorios y señalización temporal, asegurando que la actividad del corredor logístico no se interrumpa.
Una inversión millonaria en infraestructura vial mejorará la seguridad y la conectividad del tránsito pesado de la actividad hidrocarburífera entre el Alto Valle y las áreas de producción.
La obra de reconstrucción de la Ruta Provincial 69, un eje vial esencial para el transporte logístico y de personal hacia la formación no convencional de Vaca Muerta, ha dado un paso fundamental hacia su inicio. El proyecto ha sido preadjudicado a una empresa constructora local, marcando el comienzo de las intervenciones previstas en el tramo entre Campo Grande y el acceso a la Ruta Nacional 151.
Detalles de la Adjudicación
La firma seleccionada, cuya oferta fue considerada de “precio razonable” por el comité evaluador técnico, presentó una propuesta económica de $3.614 millones, superando el presupuesto oficial pero manteniéndose dentro de los parámetros de conveniencia.
Fuentes del Ministerio de Obras Públicas de la provincia confirmaron la preadjudicación y estiman que la firma del contrato se concretará en los próximos 10 días, una vez finalizado el circuito administrativo de control.
El dictamen técnico destacó que la propuesta cumple satisfactoriamente con los requerimientos de ingeniería y representa un uso eficiente de los recursos públicos, especialmente considerando la criticidad de la obra para el flujo energético regional.
Intervenciones Estratégicas y Seguridad Vial
El proyecto abarca la rehabilitación de aproximadamente 10 kilómetros en uno de los tramos más densamente transitados por vehículos vinculados a la industria hidrocarburífera. La obra se centra en áreas con severas deformaciones y prevé soluciones de ingeniería robustas para soportar el tránsito pesado de la zona.
Entre las principales intervenciones se destacan:
Pavimento de Hormigón: En el acceso principal a Campo Grande, el pavimento asfáltico será reemplazado por una estructura de hormigón de alta resistencia (H-17 y H-30), ideal para soportar el constante esfuerzo de frenado del transporte de carga.
Intersecciones Canalizadas: El cruce clave de Villa Manzano será rediseñado con isletas separadoras y carriles exclusivos para giros a la izquierda, buscando mejorar drásticamente la seguridad vial y la fluidez del tránsito local y de conexión.
Infraestructura de Pesaje: Se construirá una dársena de pesaje con carpeta asfáltica en caliente en la zona de El Labrador, destinada al control y la fiscalización del transporte de carga pesada.
Renovación Integral: Los trabajos incluyen la demolición de la calzada existente, la construcción de una nueva estructura, bacheos profundos, reconstrucción de subbases, y la instalación de luminarias complementarias y señalización totalmente nueva.
La ejecución de la obra, que se realizará por unidad de medida con un anticipo financiero del 20%, garantizará la circulación mediante desvíos provisorios y señalización temporal, asegurando que la actividad del corredor logístico no se interrumpa.
La empresa Loginter culminó la descarga de 1.500 toneladas de tuberías en la terminal patagónica, destinadas a la infraestructura del crucial proyecto energético que conectará la Cuenca Neuquina con Punta Colorada, impulsando la capacidad exportadora de hidrocarburos.
La compañía Loginter ha ejecutado la descarga de 1.500 toneladas métricas de caños de diversas dimensiones, materiales que serán fundamentales para la construcción del tramo que unirá la Cuenca Neuquina con la localidad de Punta Colorada, en la provincia de Río Negro.
La maniobra implicó una coordinación precisa entre el buque de transporte, las instalaciones del muelle y las áreas de almacenamiento fiscal adyacentes, subrayando la capacidad operativa del puerto patagónico.
Relevancia operacional para el VMOS
La llegada de estas tuberías representa un eslabón vital en la cadena de suministro que abastece al proyecto VMOS. Esta operación, en particular, abarcó no solo la descarga directa desde el navío, sino también el traslado interno de los materiales desde el muelle hacia la plazoleta fiscal, donde se procedió a la organización y empaquetamiento de los caños. Este proceso fue diseñado para facilitar su posterior despacho terrestre hacia el punto neurálgico del oleoducto en Punta Colorada, donde se concentrará la infraestructura de bombeo y la futura terminal de embarque de crudo.
Oleoducto archivos – ADN
Puerto Madryn: plataforma logística estratégica
La participación activa de Loginter en esta fase del proyecto reafirma la importancia de Puerto Madryn como centro logístico para el transporte de cargas sobredimensionadas y pesadas asociadas a la explotación de Vaca Muerta.
La empresa Loginter culminó la descarga de 1.500 toneladas de tuberías en la terminal patagónica, destinadas a la infraestructura del crucial proyecto energético que conectará la Cuenca Neuquina con Punta Colorada, impulsando la capacidad exportadora de hidrocarburos.
La compañía Loginter ha ejecutado la descarga de 1.500 toneladas métricas de caños de diversas dimensiones, materiales que serán fundamentales para la construcción del tramo que unirá la Cuenca Neuquina con la localidad de Punta Colorada, en la provincia de Río Negro.
La maniobra implicó una coordinación precisa entre el buque de transporte, las instalaciones del muelle y las áreas de almacenamiento fiscal adyacentes, subrayando la capacidad operativa del puerto patagónico.
Relevancia operacional para el VMOS
La llegada de estas tuberías representa un eslabón vital en la cadena de suministro que abastece al proyecto VMOS. Esta operación, en particular, abarcó no solo la descarga directa desde el navío, sino también el traslado interno de los materiales desde el muelle hacia la plazoleta fiscal, donde se procedió a la organización y empaquetamiento de los caños. Este proceso fue diseñado para facilitar su posterior despacho terrestre hacia el punto neurálgico del oleoducto en Punta Colorada, donde se concentrará la infraestructura de bombeo y la futura terminal de embarque de crudo.
Oleoducto archivos – ADN
Puerto Madryn: plataforma logística estratégica
La participación activa de Loginter en esta fase del proyecto reafirma la importancia de Puerto Madryn como centro logístico para el transporte de cargas sobredimensionadas y pesadas asociadas a la explotación de Vaca Muerta.
El megaproyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) avanza a un ritmo que incluso sorprendió a sus propios desarrolladores. Con 437 kilómetros de extensión y una terminal marítima en Punta Colorada, el sistema de transporte de crudo se perfila como una infraestructura clave para que Argentina incremente de manera sostenida su capacidad de exportación de petróleo no convencional.
El ducto, impulsado por un consorcio de empresas encabezado por YPF e integrado por Vista, Pan American Energy, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell y Tecpetrol, se construye con el objetivo de transformar la evacuación de petróleo desde la cuenca neuquina.
En su fase inicial, la capacidad de transporte prevista será de 390.000 barriles diarios, ampliable a 550.000 en 2027, con la posibilidad de llegar a 700.000 barriles en una segunda etapa de expansión.
Un récord de soldaduras que aceleró el cronograma
El avance más significativo de los últimos meses fue la culminación del cierre metálico del ducto, alcanzado antes de los plazos proyectados. Así lo destacó Pablo Brottier, director ejecutivo comercial y de Desarrollo de Negocios de SACDE, durante su participación en el Energy Day organizado por Econojournal.
“La primera soldadura se hizo en mayo y la última en noviembre. En 150 días corridos, con lluvia, viento y frío, se completaron 440 kilómetros de un oleoducto fundamental para la Argentina”, subrayó Brottier, quien además sostuvo que este hito “demuestra que en la Argentina estamos capacitados para hacer los proyectos que se necesitan”.
Si bien el ducto ya está completamente soldado, aún restan obras especiales y el montaje de los sistemas superficiales necesarios para la operación plena.
Etapa crítica: instalación de superficie y pruebas hidráulicas
Según el cronograma vigente, las tareas de instalación de superficie —que incluyen la colocación de válvulas, sistemas de bombeo, automatismos y controles— continuarán hasta fines de 2025. A partir de allí, el proyecto se encaminará hacia uno de sus procesos más decisivos: las pruebas hidráulicas, que permitirán verificar la integridad, resistencia y seguridad del sistema.
En este punto, Alejo Calcagno, Operations Director – South Region de Techint E&C, detalló los tiempos previstos:
“Nos queda un camino para terminar lo que es el completamiento de la instalación de superficie y las pruebas hidráulicas, que esto nos va a llevar marzo, abril del año que viene. La idea es dejar todo listo un par de meses antes de tiempo”.
Calcagno también destacó los niveles de productividad alcanzados en la obra, resultado de un proceso de mejora continua en los proyectos ejecutados junto a SACDE.
Recordó que el equipo pasó de soldar 80 juntas por día en el gasoducto Perito Moreno, a 110 juntas en la reversión del Gasoducto Norte, para cerrar con un récord de 175 juntas diarias en el VMOS.
Una infraestructura estratégica para la próxima década
Esa eficiencia permitió adelantar la finalización del ducto en casi dos meses respecto del plan original.
Para 2026, el sistema VMOS deberá completar la integración con la terminal marítima de Punta Colorada, capaz de operar buques tipo VLCC, lo que abrirá la puerta al ingreso de Argentina con mayores volúmenes en el mercado global de crudo.
El Gobierno de Río Negro estima una inversión total cercana a los 2.000 millones de dólares, con un esquema que incluye cuatro estaciones de bombeo y 28 válvulas de bloqueo distribuidas a lo largo del oleoducto.
El megaproyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) avanza a un ritmo que incluso sorprendió a sus propios desarrolladores. Con 437 kilómetros de extensión y una terminal marítima en Punta Colorada, el sistema de transporte de crudo se perfila como una infraestructura clave para que Argentina incremente de manera sostenida su capacidad de exportación de petróleo no convencional.
El ducto, impulsado por un consorcio de empresas encabezado por YPF e integrado por Vista, Pan American Energy, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell y Tecpetrol, se construye con el objetivo de transformar la evacuación de petróleo desde la cuenca neuquina.
En su fase inicial, la capacidad de transporte prevista será de 390.000 barriles diarios, ampliable a 550.000 en 2027, con la posibilidad de llegar a 700.000 barriles en una segunda etapa de expansión.
Un récord de soldaduras que aceleró el cronograma
El avance más significativo de los últimos meses fue la culminación del cierre metálico del ducto, alcanzado antes de los plazos proyectados. Así lo destacó Pablo Brottier, director ejecutivo comercial y de Desarrollo de Negocios de SACDE, durante su participación en el Energy Day organizado por Econojournal.
“La primera soldadura se hizo en mayo y la última en noviembre. En 150 días corridos, con lluvia, viento y frío, se completaron 440 kilómetros de un oleoducto fundamental para la Argentina”, subrayó Brottier, quien además sostuvo que este hito “demuestra que en la Argentina estamos capacitados para hacer los proyectos que se necesitan”.
Si bien el ducto ya está completamente soldado, aún restan obras especiales y el montaje de los sistemas superficiales necesarios para la operación plena.
Etapa crítica: instalación de superficie y pruebas hidráulicas
Según el cronograma vigente, las tareas de instalación de superficie —que incluyen la colocación de válvulas, sistemas de bombeo, automatismos y controles— continuarán hasta fines de 2025. A partir de allí, el proyecto se encaminará hacia uno de sus procesos más decisivos: las pruebas hidráulicas, que permitirán verificar la integridad, resistencia y seguridad del sistema.
En este punto, Alejo Calcagno, Operations Director – South Region de Techint E&C, detalló los tiempos previstos:
“Nos queda un camino para terminar lo que es el completamiento de la instalación de superficie y las pruebas hidráulicas, que esto nos va a llevar marzo, abril del año que viene. La idea es dejar todo listo un par de meses antes de tiempo”.
Calcagno también destacó los niveles de productividad alcanzados en la obra, resultado de un proceso de mejora continua en los proyectos ejecutados junto a SACDE.
Recordó que el equipo pasó de soldar 80 juntas por día en el gasoducto Perito Moreno, a 110 juntas en la reversión del Gasoducto Norte, para cerrar con un récord de 175 juntas diarias en el VMOS.
Una infraestructura estratégica para la próxima década
Esa eficiencia permitió adelantar la finalización del ducto en casi dos meses respecto del plan original.
Para 2026, el sistema VMOS deberá completar la integración con la terminal marítima de Punta Colorada, capaz de operar buques tipo VLCC, lo que abrirá la puerta al ingreso de Argentina con mayores volúmenes en el mercado global de crudo.
El Gobierno de Río Negro estima una inversión total cercana a los 2.000 millones de dólares, con un esquema que incluye cuatro estaciones de bombeo y 28 válvulas de bloqueo distribuidas a lo largo del oleoducto.
La industria energética cerró una semana cargada de definiciones en la que quedó al descubierto un diagnóstico compartido: Argentina ingresó en una nueva fase del desarrollo energético, impulsada por Vaca Muerta, pero la infraestructura disponible y la capacidad de ejecución se aproximan a su techo.
Los anuncios de inversiones millonarias conviven con advertencias técnicas. Para Neuquén y Río Negro, epicentro operativo y logístico del sector, ese desbalance ya es palpable y condicionará la velocidad del crecimiento durante los próximos años.
El mapa de proyectos simultáneos se presenta ambicioso. La ampliación del Gasoducto Perito Moreno, adjudicada a inversión privada mediante el nuevo esquema de ENARSA, avanza con el objetivo de elevar el transporte entre Tratayén y Salliqueló e incorporar nuevas plantas compresoras. Su entrada en operación, prevista para 2027, busca destrabar el cuello que hoy impide llevar más gas de Vaca Muerta al AMBA y al Litoral.
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Al mismo tiempo, el sector trabaja en la próxima frontera: el procesamiento del gas rico. TGS describió la profundización de los estudios para un sistema de 600 km hacia Bahía Blanca, con una nueva planta de fraccionamiento y capacidad de almacenaje. La expansión permitiría evacuar hasta 46 millones de m³/día de gas y generar flujos exportables de GLP y gasolina natural, una pieza estratégica para diversificar divisas.
En petróleo, la actividad se concentra en los ductos que nacen en Neuquén y desembocan en los puertos de exportación. Oldelval presentó en detalle el proyecto Duplicar Norte, una ampliación que sumará capacidad sobre el tramo Allen–Puerto Rosales y que se complementa con Duplicar Plus, ya avanzado. Ambos emprendimientos permitirán sostener la creciente producción neuquina sin restringir evacuación, un aspecto clave en un escenario donde el shale domina la curva de oferta.
Estas obras nacen en la región Comahue, pero su impacto es nacional: la Argentina se juega en ellas su capacidad para transformar el crecimiento de Vaca Muerta en exportaciones sostenidas.
Los constructores encendieron la alarma: falta capacidad para ejecutar todo al mismo tiempo
Un panel integrado por Sacde, Techint Ingeniería y Construcción y Contreras Hermanos en el EnergyDay organizado por Econojournal fue categórico: la suma de obras previstas para los próximos tres años supera la capacidad actual del sector para desplegar frentes simultáneos de gran escala. Esa tensión no responde solo a montos de inversión, sino a la disponibilidad de personal calificado, equipos de soldadura especializada, módulos compresores, válvulas importadas, logística pesada y supervisión técnica.
El mercado de infraestructura energética, coincidieron, vive un fenómeno inusual: compiten en paralelo los proyectos de transporte de gas, las ampliaciones de oleoductos, las expansiones en petroquímica, las obras eléctricas y la construcción asociada a proyectos futuros de GNL. En la práctica, el mayor riesgo no es la falta de proyectos, sino la saturación del aparato constructivo.
A esto se suma un factor que los ejecutores calificaron como decisivo: la previsibilidad contractual. La falta de criterios uniformes en redeterminación de precios, la volatilidad macroeconómica y los cambios normativos afectan la toma de decisiones para ampliar flotas, contratar personal estable o sumar equipamiento. Sin una hoja de ruta regulatoria consistente, la capacidad de ejecución se vuelve intermitente.
Neuquén y Río Negro frente al desafío operativo y territorial
La presión sobre la infraestructura no se limita a los ductos. Neuquén y Río Negro concentran los tramos críticos de la logística que sostiene al shale, y ya enfrentan limitaciones en rutas, áreas industriales, servicios urbanos y provisión de insumos.
La audiencia pública convocada esta semana en Cipolletti para evaluar el Estudio de Impacto Ambiental de Duplicar Norte refleja la necesidad de articular los tiempos regulatorios con el ritmo acelerado de obras. La aprobación ambiental se volvió un componente estructural de la ecuación: sin la licencia social, la inversión no avanza; con trámites demorados, el riesgo de congestionamiento operativo crece.
El entramado pyme neuquino —hoy indispensable en metalmecánica, montaje y servicios— encara un desafío doble. Debe escalar en capacidad y profesionalización para sostener la demanda de 2026–2029, pero también necesita capital y previsibilidad para asumir mayores riesgos. Las compañías operadoras coinciden en que la “última milla” será local, pero solo si la cadena regional logra consolidarse a tiempo.
Una ventana de oportunidad que exige coordinación, no solo inversión
Los encuentros de esta semana dejaron un mensaje claro: la expansión del sector energético argentino no se definirá por la disponibilidad de capital —que hoy es significativa— sino por la capacidad de ejecutar proyectos sin que se estrangulen entre sí.
La agenda para 2026–2029 ya está trazada: más transporte de gas, más oleoductos, más petroquímica, más exportación y más integración con mercados como Brasil, Chile y el GNL global. Sin embargo, esa hoja de ruta solo será viable si se evita que los cuellos de botella técnicos, regulatorios y logísticos limiten el crecimiento.
La industria energética cerró una semana cargada de definiciones en la que quedó al descubierto un diagnóstico compartido: Argentina ingresó en una nueva fase del desarrollo energético, impulsada por Vaca Muerta, pero la infraestructura disponible y la capacidad de ejecución se aproximan a su techo.
Los anuncios de inversiones millonarias conviven con advertencias técnicas. Para Neuquén y Río Negro, epicentro operativo y logístico del sector, ese desbalance ya es palpable y condicionará la velocidad del crecimiento durante los próximos años.
El mapa de proyectos simultáneos se presenta ambicioso. La ampliación del Gasoducto Perito Moreno, adjudicada a inversión privada mediante el nuevo esquema de ENARSA, avanza con el objetivo de elevar el transporte entre Tratayén y Salliqueló e incorporar nuevas plantas compresoras. Su entrada en operación, prevista para 2027, busca destrabar el cuello que hoy impide llevar más gas de Vaca Muerta al AMBA y al Litoral.
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Al mismo tiempo, el sector trabaja en la próxima frontera: el procesamiento del gas rico. TGS describió la profundización de los estudios para un sistema de 600 km hacia Bahía Blanca, con una nueva planta de fraccionamiento y capacidad de almacenaje. La expansión permitiría evacuar hasta 46 millones de m³/día de gas y generar flujos exportables de GLP y gasolina natural, una pieza estratégica para diversificar divisas.
En petróleo, la actividad se concentra en los ductos que nacen en Neuquén y desembocan en los puertos de exportación. Oldelval presentó en detalle el proyecto Duplicar Norte, una ampliación que sumará capacidad sobre el tramo Allen–Puerto Rosales y que se complementa con Duplicar Plus, ya avanzado. Ambos emprendimientos permitirán sostener la creciente producción neuquina sin restringir evacuación, un aspecto clave en un escenario donde el shale domina la curva de oferta.
Estas obras nacen en la región Comahue, pero su impacto es nacional: la Argentina se juega en ellas su capacidad para transformar el crecimiento de Vaca Muerta en exportaciones sostenidas.
Los constructores encendieron la alarma: falta capacidad para ejecutar todo al mismo tiempo
Un panel integrado por Sacde, Techint Ingeniería y Construcción y Contreras Hermanos en el EnergyDay organizado por Econojournal fue categórico: la suma de obras previstas para los próximos tres años supera la capacidad actual del sector para desplegar frentes simultáneos de gran escala. Esa tensión no responde solo a montos de inversión, sino a la disponibilidad de personal calificado, equipos de soldadura especializada, módulos compresores, válvulas importadas, logística pesada y supervisión técnica.
El mercado de infraestructura energética, coincidieron, vive un fenómeno inusual: compiten en paralelo los proyectos de transporte de gas, las ampliaciones de oleoductos, las expansiones en petroquímica, las obras eléctricas y la construcción asociada a proyectos futuros de GNL. En la práctica, el mayor riesgo no es la falta de proyectos, sino la saturación del aparato constructivo.
A esto se suma un factor que los ejecutores calificaron como decisivo: la previsibilidad contractual. La falta de criterios uniformes en redeterminación de precios, la volatilidad macroeconómica y los cambios normativos afectan la toma de decisiones para ampliar flotas, contratar personal estable o sumar equipamiento. Sin una hoja de ruta regulatoria consistente, la capacidad de ejecución se vuelve intermitente.
Neuquén y Río Negro frente al desafío operativo y territorial
La presión sobre la infraestructura no se limita a los ductos. Neuquén y Río Negro concentran los tramos críticos de la logística que sostiene al shale, y ya enfrentan limitaciones en rutas, áreas industriales, servicios urbanos y provisión de insumos.
La audiencia pública convocada esta semana en Cipolletti para evaluar el Estudio de Impacto Ambiental de Duplicar Norte refleja la necesidad de articular los tiempos regulatorios con el ritmo acelerado de obras. La aprobación ambiental se volvió un componente estructural de la ecuación: sin la licencia social, la inversión no avanza; con trámites demorados, el riesgo de congestionamiento operativo crece.
El entramado pyme neuquino —hoy indispensable en metalmecánica, montaje y servicios— encara un desafío doble. Debe escalar en capacidad y profesionalización para sostener la demanda de 2026–2029, pero también necesita capital y previsibilidad para asumir mayores riesgos. Las compañías operadoras coinciden en que la “última milla” será local, pero solo si la cadena regional logra consolidarse a tiempo.
Una ventana de oportunidad que exige coordinación, no solo inversión
Los encuentros de esta semana dejaron un mensaje claro: la expansión del sector energético argentino no se definirá por la disponibilidad de capital —que hoy es significativa— sino por la capacidad de ejecutar proyectos sin que se estrangulen entre sí.
La agenda para 2026–2029 ya está trazada: más transporte de gas, más oleoductos, más petroquímica, más exportación y más integración con mercados como Brasil, Chile y el GNL global. Sin embargo, esa hoja de ruta solo será viable si se evita que los cuellos de botella técnicos, regulatorios y logísticos limiten el crecimiento.
Crecen las inversiones en Añelo, a 100 kilómetros de la ciudad de Neuquén. Hay demanda de viviendas para empleados de empresas petroleras.
Ubicada a 100 kilómetros de Neuquén, Vaca Muerta es sinónimo de largo plazo. La industria de oil y gas tiene crecimientos que suelen ser bastante pronunciados y escalonados y genera nuevos volúmenes de desarrollo en el mercado inmobiliario de Añelo.
La inversión inmobiliaria ofrece una rentabilidad que triplica la de mercados tradicionales como Buenos Aires. Este fenómeno se basa en el gigantesco potencial del yacimiento, que es el segundo más grande de gas no convencional y el cuarto de petróleo del mundo.Tiene al menos 30 años de explotación garantizada y está desarrollado apenas entre un 20% y 30% de su capacidad).
La clave del alto retorno es la marcada disparidad entre la baja oferta de viviendas y la altísima demanda de alojamiento por parte de las empresas petroleras. En ese contexto, la oferta de productos inmobiliarios va supliendo esta necesidad y, en general, corriendo por detrás a los clientes.
Empresas que demandan viviendas
“Esta demanda, dada por estas empresas que buscan mayor sofisticación y calidad de los departamentos. Además, exigen mejores ubicaciones y los servicios para que estén a disposición de los empleados”, explica Alejo García Guevara, director comercial de Dypsa, una de las empresas que está desarrollando en la zona.
El negocio en Añelo es netamente financiero y se enfoca en la renta por alquiler, no en la revalorización del inmueble.
“Por esta razón, los inversores, que son mayoritariamente nacionales de perfil medio y buscan diversificar su cartera, priorizan la entrega inmediata”, asegura Eduardo Bagnato.
En tanto, la tipología más demandada son los departamentos de dos y tres ambientes con dos baños, que deben incluir espacio de guarda para camionetas y amenities sociales.
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“Aunque los costos de servicios en la Patagonia son un 50% más altos que en Buenos Aires, está compensado por los elevados precios de los alquileres”, asegura el directivo.
En tanto, Daniel Oks, fundador de la desarrolladora Desur dice que “Añelo es hoy la gran oportunidad inmobiliaria de nuestro país. Es posiblemente el único lugar donde las rentas y los precios de la propiedad en dólares subieron más que los costos de construcción”.
A su vez, resalta que “el desarrollo de Vaca Muerta apenas está en un 5% de su potencial, lo que implica un crecimiento sostenido de las inversiones y, con ellas, una fuerte y creciente demanda de infraestructura habitacional. Por eso, es clave desarrollar proyectos pensados para acompañar al crecimiento de la industria y, al mismo tiempo, mejorar la calidad de vida de los habitantes”.
El desarrollo de Vaca Muerta arrancó hace más de 10 años, ya hace más de 3 años que viene teniendo un desarrollo sostenido. “Anteriormente tuvo crecimientos y amesetamientos, hoy está teniendo ya una expansión sostenida que va a ir aumentando exponencialmente en los próximos años”, anticipa Luis Laorden, director de la desarrolladora ZLT.
Los proyectos uno por uno
Desarrollado por la firma Dysa, Wenelen Suites es una de las propuestas que tiene una buena rentabilidad neta proyectada del 12 % anual. La primera etapa incluye 28 unidades y acaba de lanzar la segunda etapa con 14 unidades. Las de dos ambientes, totalmente equipadas, cuestan US$ 128.800 y se ofrece financiación.
Añelo Central, el desarrollo inmobiliario premium que finalizó el Edificio 1, ya se encuentra cien por ciento alquilado, y lanzó la comercialización del Edificio 2. El proyecto contempla en una primera etapa seis edificios modulares de seis pisos, con más de 1500 plazas residenciales, espacios de coworking, gimnasio, microcine y salas de reuniones .
La firma Uno en Uno también desembarca con Nativa Housing, con 56 unidades y diseño contemporáneo.
“Un gran diferencial de este proyecto, es que ofrece a los inversores un modelo de gestión integral que incluye la administración, mantenimiento y cobro de alquileres, garantizando ingresos constantes y transparentes, sin necesidad de gestión por parte del propietario”, refiere Diego Rybka, uno de los socias de la desarrolladora.
Añelo Land, desarrollado por Aspa, tiene monoambientes de 28 m2 y dos ambientes de 42 m2 . Ya se terminaron tres de los siete módulos proyectados. Altos Neuquinos, desarrollado por Grupo Djamus, Mizrahi, Abadi y Asociados, son unidades de 35 m2 equipados que cuestan desde US$ 95 mil.
El proyecto Álamos, de la firma ZLT, lanzó la tercera etapa con 52 departamentos que se suman a los 114 construidos.
Desarrollos que apuestan a la arquitectura modular
Las propuestas de arquitectura modular también están presenten en Agrelo. “Cuarzo II es un proyecto premium concebido para acompañar el crecimiento de la zona y responder tanto a la demanda crítica de alojamiento como a las nuevas dinámicas urbanas”, explica Juan Pablo Rudoni, presidente de la Cámara Argentina de Construcción Modular Industrializada (Cacmi) y titular de Ecosan.
Añelo Central lanzó su segundo edificio. GentilezaAñelo Central lanzó su segundo edificio. Gentileza Este segundo edificio de la marca Cuarzo consolida el modelo de arquitectura modular inteligente desarrollado por Everhaus (unidad de negocios de Ecosan) y respaldado por Inversora Libertad, que combina innovación, sustentabilidad y rentabilidad.
Cada unidad se entregará totalmente equipada, mientras que el complejo sumará área comercial integrada, sector de usos múltiples y amenities pensados para la vida moderna. El diseño, a cargo del estudio BZZS.arq, combina funcionalidad, estética contemporánea y prácticas sostenibles que reducen el impacto ambiental y optimizan recursos.
Los parques industriales también forman parte de la oferta. Distrito Industrial Río Neuquén, desarrollado por la empresa Gran Valle Negocios. Se levanta en un predio de 114 hectáreas y está comercializado en un 40 % donde ya hay alrededor de 40 empresas.
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También están Parque Industrial Único, que ocupa más de 500 mil m2 y es desarrollado por el municipio neuquino San Patricio del Chañar y Parque Industrial Vaca Muerta, de la firma ZLT.
En Añelo Land se terminaron tres módulos de siete. GentilezaEn Añelo Land se terminaron tres módulos de siete. Gentileza Estos complejos constituyen una gran oportunidad de inversión para pequeñas y medianas empresas e inversores que buscan ingresar al ecosistema energético de Vaca Muerta.
A pesar de los desfasajes entre los tiempos de la industria petrolera y los de los desarrolladores, no se espera una caída en la alta rentabilidad a mediano plazo, dado que todavía hay un gran déficit de viviendas por cubrir.
Crecen las inversiones en Añelo, a 100 kilómetros de la ciudad de Neuquén. Hay demanda de viviendas para empleados de empresas petroleras.
Ubicada a 100 kilómetros de Neuquén, Vaca Muerta es sinónimo de largo plazo. La industria de oil y gas tiene crecimientos que suelen ser bastante pronunciados y escalonados y genera nuevos volúmenes de desarrollo en el mercado inmobiliario de Añelo.
La inversión inmobiliaria ofrece una rentabilidad que triplica la de mercados tradicionales como Buenos Aires. Este fenómeno se basa en el gigantesco potencial del yacimiento, que es el segundo más grande de gas no convencional y el cuarto de petróleo del mundo.Tiene al menos 30 años de explotación garantizada y está desarrollado apenas entre un 20% y 30% de su capacidad).
La clave del alto retorno es la marcada disparidad entre la baja oferta de viviendas y la altísima demanda de alojamiento por parte de las empresas petroleras. En ese contexto, la oferta de productos inmobiliarios va supliendo esta necesidad y, en general, corriendo por detrás a los clientes.
Empresas que demandan viviendas
“Esta demanda, dada por estas empresas que buscan mayor sofisticación y calidad de los departamentos. Además, exigen mejores ubicaciones y los servicios para que estén a disposición de los empleados”, explica Alejo García Guevara, director comercial de Dypsa, una de las empresas que está desarrollando en la zona.
El negocio en Añelo es netamente financiero y se enfoca en la renta por alquiler, no en la revalorización del inmueble.
“Por esta razón, los inversores, que son mayoritariamente nacionales de perfil medio y buscan diversificar su cartera, priorizan la entrega inmediata”, asegura Eduardo Bagnato.
En tanto, la tipología más demandada son los departamentos de dos y tres ambientes con dos baños, que deben incluir espacio de guarda para camionetas y amenities sociales.
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“Aunque los costos de servicios en la Patagonia son un 50% más altos que en Buenos Aires, está compensado por los elevados precios de los alquileres”, asegura el directivo.
En tanto, Daniel Oks, fundador de la desarrolladora Desur dice que “Añelo es hoy la gran oportunidad inmobiliaria de nuestro país. Es posiblemente el único lugar donde las rentas y los precios de la propiedad en dólares subieron más que los costos de construcción”.
A su vez, resalta que “el desarrollo de Vaca Muerta apenas está en un 5% de su potencial, lo que implica un crecimiento sostenido de las inversiones y, con ellas, una fuerte y creciente demanda de infraestructura habitacional. Por eso, es clave desarrollar proyectos pensados para acompañar al crecimiento de la industria y, al mismo tiempo, mejorar la calidad de vida de los habitantes”.
El desarrollo de Vaca Muerta arrancó hace más de 10 años, ya hace más de 3 años que viene teniendo un desarrollo sostenido. “Anteriormente tuvo crecimientos y amesetamientos, hoy está teniendo ya una expansión sostenida que va a ir aumentando exponencialmente en los próximos años”, anticipa Luis Laorden, director de la desarrolladora ZLT.
Los proyectos uno por uno
Desarrollado por la firma Dysa, Wenelen Suites es una de las propuestas que tiene una buena rentabilidad neta proyectada del 12 % anual. La primera etapa incluye 28 unidades y acaba de lanzar la segunda etapa con 14 unidades. Las de dos ambientes, totalmente equipadas, cuestan US$ 128.800 y se ofrece financiación.
Añelo Central, el desarrollo inmobiliario premium que finalizó el Edificio 1, ya se encuentra cien por ciento alquilado, y lanzó la comercialización del Edificio 2. El proyecto contempla en una primera etapa seis edificios modulares de seis pisos, con más de 1500 plazas residenciales, espacios de coworking, gimnasio, microcine y salas de reuniones .
La firma Uno en Uno también desembarca con Nativa Housing, con 56 unidades y diseño contemporáneo.
“Un gran diferencial de este proyecto, es que ofrece a los inversores un modelo de gestión integral que incluye la administración, mantenimiento y cobro de alquileres, garantizando ingresos constantes y transparentes, sin necesidad de gestión por parte del propietario”, refiere Diego Rybka, uno de los socias de la desarrolladora.
Añelo Land, desarrollado por Aspa, tiene monoambientes de 28 m2 y dos ambientes de 42 m2 . Ya se terminaron tres de los siete módulos proyectados. Altos Neuquinos, desarrollado por Grupo Djamus, Mizrahi, Abadi y Asociados, son unidades de 35 m2 equipados que cuestan desde US$ 95 mil.
El proyecto Álamos, de la firma ZLT, lanzó la tercera etapa con 52 departamentos que se suman a los 114 construidos.
Desarrollos que apuestan a la arquitectura modular
Las propuestas de arquitectura modular también están presenten en Agrelo. “Cuarzo II es un proyecto premium concebido para acompañar el crecimiento de la zona y responder tanto a la demanda crítica de alojamiento como a las nuevas dinámicas urbanas”, explica Juan Pablo Rudoni, presidente de la Cámara Argentina de Construcción Modular Industrializada (Cacmi) y titular de Ecosan.
Añelo Central lanzó su segundo edificio. GentilezaAñelo Central lanzó su segundo edificio. Gentileza Este segundo edificio de la marca Cuarzo consolida el modelo de arquitectura modular inteligente desarrollado por Everhaus (unidad de negocios de Ecosan) y respaldado por Inversora Libertad, que combina innovación, sustentabilidad y rentabilidad.
Cada unidad se entregará totalmente equipada, mientras que el complejo sumará área comercial integrada, sector de usos múltiples y amenities pensados para la vida moderna. El diseño, a cargo del estudio BZZS.arq, combina funcionalidad, estética contemporánea y prácticas sostenibles que reducen el impacto ambiental y optimizan recursos.
Los parques industriales también forman parte de la oferta. Distrito Industrial Río Neuquén, desarrollado por la empresa Gran Valle Negocios. Se levanta en un predio de 114 hectáreas y está comercializado en un 40 % donde ya hay alrededor de 40 empresas.
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También están Parque Industrial Único, que ocupa más de 500 mil m2 y es desarrollado por el municipio neuquino San Patricio del Chañar y Parque Industrial Vaca Muerta, de la firma ZLT.
En Añelo Land se terminaron tres módulos de siete. GentilezaEn Añelo Land se terminaron tres módulos de siete. Gentileza Estos complejos constituyen una gran oportunidad de inversión para pequeñas y medianas empresas e inversores que buscan ingresar al ecosistema energético de Vaca Muerta.
A pesar de los desfasajes entre los tiempos de la industria petrolera y los de los desarrolladores, no se espera una caída en la alta rentabilidad a mediano plazo, dado que todavía hay un gran déficit de viviendas por cubrir.
La velocidad del desarrollo de Vaca Muerta está atada a la posibilidad que tienen las operadoras de incrementar las inversiones en el upstream en los próximos años. Para esto, el orden macroeconómico es determinante para que las compañías puedan conseguir financiamiento externo y no sólo invertir el flujo de caja. También dependerá de lo que pase con el precio internacional del barril de petróleo.
Sergio Mengoni, Country Chair Argentina de TotalEnergies, Fausto Caretta, Upstream Managing Director de PAE y Ricardo Ferreiro, Presidente E&P de Tecpetrol, debatieron sobre el tema en el panel “Desafíos en el Upstream de hidrocarburos” del Energy Day, evento organizado por EconoJournal.
Sergio Mengoni (TotalEnergies), Fausto Caretta (PAE) y Ricardo Ferreiro de (Tecpetrol). Moderadora: Cecilia Boufflet. Foto: Dan Damelio.
Los ejecutivos coincidieron en que el orden macroeconómico a largo plazo es fundamental para facilitar el financiamiento externo. Pero aclararon que no es el único factor, ya que también pusieron en relieve la importancia de las políticas de desregulación, poder disponer libremente de los dividendos si cepo y que se concreten las reformas laboral y tributaria.
Financiamiento
Sergio Mengoni explicó que “tenemos buenas señales en la industria, varias compañías salimos a buscar financiamiento y nos ha ido muy bien. Claramente no es suficiente. Para seguir desarrollando Vaca Muerta hace falta un nivel de inversiones mucho más importante. Tenemos que ser más ambiciosos y no quedarnos con lo que tenemos. Tenemos que trabajar para seguir atrayendo inversiones extranjeras”.
En tanto, Ferreiro afirmó que “la velocidad del desarrollo de Vaca Muerta desde ahora para adelante va a depender muchísimo del precio del petróleo. Competimos contra el precio del Brent y en gas con mercados como el de Estadios Unidos. El acceso al capital y el precio del petróleo y el gas va a ser lo que va a determinar la velocidad de desarrollo de Vaca Muerta”.
Por su parte, Caretta describió que “el proyecto de GNL (Southern Energy) que tenemos es de muy largo plazo y demandará muchas inversiones en infraestructura. Solamente en alquiler de los barcos son 15.000 millones de dólares en 20 años. Esto va a requerir una inversión grande en infraestructura en un gasoducto dedicado desde Vaca Muerta hasta el Golfo San Matías”.
Fausto Caretta, Upstream Managing Director de PAE. Foto: Dan Damelio.
“Southern Energy requiere financiamiento externo y flujo de caja de los socios. También tenemos unos 10.000 millones de dólares en upstream. El total del proyecto es de 25.000 millones de dólares”, destacó el ejecutivo de PAE.
Y añadió que “la estructura financiera no va a ser de una sola emisión, sino que vamos a ir apalancando a medida que vayamos firmando contratos de venta. El primer barco llega a finales de 2027 y el otro en 2028”.
Agenda
Mengoni también subrayó que “tenemos que seguir trabajando con la agenda de la desregulación y demostrar que la Argentina puede ir más allá que un par de años de buenas señales. Tenemos que seguir convenciendo al mundo de que somos un país serio y que podemos desarrollar esta industria”. “No solamente tenemos que traer financiamiento externo sino compañías como la nuestra traer inversiones al país”, remarcó el ejecutivo de TotalEnergies.
Ferreiro señaló que “en Tecpetrol salimos a días de las elecciones de octubre y pudimos emitir 750 millones de dólares con una tasa de 7,2% y quedamos bastante satisfechos con lo que conseguimos, que es para el financiamiento del proyecto Los Toldos II Este. Es un proyecto de unos 2700 millones de dólares antes de la puesta en marcha para producir desde junio de 2027 alrededor de 70.000 barriles diarios”.
Y agregó que “el promedio de la cotización del barril Brent en 2024 fue de 80 dólares y este año será de 62 o 63 dólares. Esto baja el flujo de caja disponible y le pone más presión al financiamiento. El desafío es cómo nos hacemos más competitivos para setear la velocidad de desarrollo de Vaca Muerta”.
En este sentido, Caretta sostuvo que “el proyecto de GNL compite contra Estados Unidos. Cuanto más cercano estemos del sistema financiero, fiscal y de inversiones de Estados Unidos más competitivos vamos a ser. La estabilidad de la macroeconomía es fundamental y van a pasar al menos cinco presidencias en el tiempo que durará el proyecto”.
Por último, Sergio Mengoni indicó que TotalEnergies “tiene entre 16 y 18 billones de dólares por años para invertir y la Argentina está dentro del portafolio de todos los países donde la compañía está invirtiendo. Las condiciones de desregulación y poder sacar dividendos, entre otros aspectos, juega a favor para que dentro de ese monto para invertir en un año podamos traer más capitales a la Argentina”.
Sergio Mengoni (TotalEnergies), Fausto Caretta (PAE) y Ricardo Ferreiro de (Tecpetrol). Moderadora: Cecilia Boufflet. Foto: Dan Damelio.
El traspaso de las siete áreas hidrocarburíferas convencionales que YPF acordó con la provincia de Tierra del Fuego podría caerse si la Legislatura no aprueba el decreto que elevó el gobernador Gustavo Melella para convalidar formalmente el proceso.
En noviembre, Melella y Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, anunciaron el acuerdo de traspaso de áreas convencionales a la empresa provincial Terra Ignis, continuando con el Memorando de Entendimiento (MOU) que habían alcanzado en agosto. Pero la Legislatura, que sólo tuvo tres sesiones ordinarias en todo el año, todavía no le dio el visto bueno necesario al decreto del gobernador.
La Legislatura provincial podría sesionar el próximo jueves.
Legislatura
El próximo jueves está pautado que la Legislatura provincial sesione. En el caso de que se reúna, los legisladores tienen una batería de temas pendientes, entre ellos la salida de YPF de la provincia. Para que se trate, se necesita la presencia de 10 de los 15 legisladores y el decreto del gobernador debería contar también con el apoyo político de la oposición.
Una fuente que conoce de cerca el proceso de salida de YPF de Tierra del Fuego indicó que “si no se concreta ahora y el tratamiento en la Legislatura pasa para marzo, se pone en peligro el traspaso ya que el compromiso de YPF de operar las áreas es hasta el 31 de marzo de 2026. Si se cae el proceso seguramente YPF iniciará un mecanismo de reversión de estas áreas con los consecuentes perjuicios para la provincia”.
Según el acuerdo rubricado entre Melella y Marín, estaba previsto que el traspaso de la operación de los campos maduros se concrete el próximo 1° de enero de 2026. Los yacimientos convencionales más relevantes son Lago Fuego y Los Chorrillos. Las otras áreas convencionales de Tierra del Fuego son TDF Fracción A, TDF Fracción B, TDF Fracción C, TDF Fracción D y TDF Fracción E.
Plan Andes
YPF ya concluyó el proceso de salida de las áreas convencionales de Mendoza, Río Negro, Neuquén, Chubut (resta Manantiales Behr) y Santa Cruz (solo quedará en la exploración no convencional de Palermo Aike). Sin embargo, todavía falta que se cierre definitivamente el traspaso en Tierra del Fuego.
La sesión de las áreas convencionales es parte del Plan Andes lanzado por YPF para retirarse de los campos maduros de las históricas provincias productoras de hidrocarburos para concentrar sus inversiones en el desarrollo no convencional de Vaca Muerta. A mitad de año, la compañía con mayoría accionaria estatal abrió una nueva ronda del Plan Andes para desprenderse de áreas de Mendoza, Chubut y el norte argentino.
Terra Ignis, tendría una concesión por 10 años. De todos modos, la sociedad anónima controlada por la provincia no pretende convertirse en operador directo de los yacimientos. Cuando culmine el proceso, la firma estará dedicada a la búsqueda de socios estratégicos que se encarguen del desarrollo y vuelquen más inversión en los siete bloques convencionales para elevar los niveles actuales de producción.
Pecom y la estadounidense Flowco Holdings Inc. anunciaron la firma de un acuerdo de alianza estratégica para incorporar soluciones avanzadas de Artificial Lift en el mercado argentino de Oil & Gas, con foco particular en los recursos no convencionales.
Entre las tecnologías con las que opera Flowco se destaca el sistema High Pressure Gas Lift.
“Nos enorgullece haber concretado esta alianza con una compañía líder como Flowco, un gran paso en el camino que venimos recorriendo con Pecom para agregar valor con productos, soluciones y servicios que viabilicen y aceleren el desarrollo de la producción no convencional en Vaca Muerta”, sostuvo el CEO de Pecom, Horacio Bustillo.
Flowco se especializa en soluciones de optimización de producción, levantamiento artificial y mitigación de emisiones de metano para la industria del petróleo y gas natural.
“Esta colaboración refuerza el compromiso de Pecom de ofrecer soluciones integradas, innovadoras y sustentables en toda la cadena energética, aprovechando la tecnología de vanguardia de Flowco para mejorar la eficiencia productiva y la confiabilidad operativa en Vaca Muerta y otras cuencas clave del país”, aseguró Pecom en un comunicado.
Flowco se especializa en soluciones de optimización de producción, levantamiento artificial y mitigación de emisiones de metano.
Inyectar gas a alta presión
Entre las tecnologías con las que opera Flowco se destaca el sistema High Pressure Gas Lift, solución utilizada en Estados Unidos para compresión de gas aplicada a levantamiento artificial. Este sistema permite inyectar gas a alta presión y optimizar el desempeño del Gas Lift en pozos horizontales, ofreciendo una alternativa de alto rendimiento para operaciones de shale.
Actualmente, esta tecnología se posiciona como una solución clave para algunos de los proyectos más importantes de Vaca Muerta, consolidando a Pecom como una de las pocas empresas del sector capaces de ofrecer este tipo de servicios.
“Estamos convencidos de que el mercado argentino de recursos no convencionales es uno de los de mayor crecimiento a nivel mundial, con más de 3.000 pozos proyectados para incorporar sistemas de levantamiento artificial durante la próxima década. El Gas Lift ha demostrado ser un método confiable y flexible para maximizar la producción en pozos horizontales de shale, un segmento donde los operadores demandan mayor eficiencia y menores costos de levantamiento”, afirmó Walter Paris, Director Ejecutivo de Servicios y Soluciones Integradas de Pecom.
Energía Estratégica realizará un encuentro virtual mañana, en donde se analizará cómo integrar ERNC, sistemas BESS, digitalización e innovaciones tecnologías para fortalecer la competitividad de los proyectos en Hispanoamérica de cara al 2026.
El mercado energético de América Latina se encuentra en una fase de evolución estratégica. Las empresas del sector enfrentan el reto de escalar proyectos, diversificar tecnologías y asegurar rentabilidad en un entorno caracterizado por nuevas regulaciones, alta competencia y aceleración tecnológica. En este contexto, adquirir visión de largo plazo e identificar oportunidades de integración se vuelve clave.
El evento gratuito «Estrategias para escalar y diversificar portafolios renovables y storage» se desarrollará en formato virtual y será impulsado por Energía Estratégica. Reunirá a tecnólogos, desarrolladores, generadoras renovables y EPCistas del sector con alcance internacional.
A partir de las 11 h Argentina – Uruguay – Chile – Brasil |9 h Colombia – Perú – Panamá | 8 h México – Guatemala | 15 h España, referentes de alto nivel analizarán cómo pasar del desarrollo de proyectos individuales a portafolios consolidados, integrando el almacenamiento y la digitalización como vectores clave de valor.
El encuentro virtual comenzará con un panel de debate denominado “Del panel al portafolio: inversión, tecnología y ejecución en el nuevo ciclo renovable”, que pondrá el foco en la transición que vive el sector: del desarrollo de proyectos aislados a la estructuración de portafolios diversificados y financieramente viables. Participarán Jorge Ospina, Service and Product Manager Colombia de Solis; Claudio Loureiro, Country Manager Brasil & Argentina de GCL SI; y un representante de Negratín, compañía especializada en ingeniería y ejecución de proyectos energéticos.
En un entorno de transformación regulatoria y competitividad creciente, se vuelve crucial entender cómo articular inversión, tecnología y ejecución eficiente en esta nueva fase del mercado.
Empresas y players de referencia del ecosistema renovable compartirán visiones estratégicas y casos concretos sobre cómo optimizar CAPEX y OPEX, acelerar tiempos de desarrollo y garantizar retornos sostenibles en portfolios multi-tecnología. Por lo que la ejecución integrada y la estandarización de procesos serán temas centrales en este panel.
También se llevará a cabo un keynote destacado junto a SolaX Power, compañía que acelera su expansión en Latinoamérica y que se prepara para materializar sus primeros proyectos en generación centralizada o centrales híbridas (generación + almacenamiento) en los próximos años, con iniciativas iniciales de 10 a 20 MW.
Seguidamente se concretará el segundo bloque de la jornada, bajo la premisa “Innovación en eólica, solar y almacenamiento como ejes para acelerar la diversificación de la matriz”, que explorará cómo la adopción de nuevas herramientas digitales, la eficiencia de los sistemas de baterías y la evolución en las curvas de costos permiten ampliar y diversificar los portafolios, al tiempo que se fortalece la resiliencia de la matriz energética. Estarán presentes Ángela Castillo, Business Development Director de Black & Veatch; Leandro Iturralde, Responsable de Desarrollo de Negocios en Ventus; y Albert Ferrer, Regional Manager – Southern Europe & North Africa de HelloNext.
Los panelistas abordarán cómo combinar estas tecnologías en proyectos de generación renovable, sistemas stand-alone o parques híbridos, con el foco puesto en criterios técnicos esenciales para la toma de decisiones de diversificación, y en cómo anticiparse a la evolución del mercado eléctrico regional.
Mientras que el último “Camino a FES Iberia: Perspectivas de inversión de las energías renovables”, se presenta como una antesala estratégica para el encuentro Future Energy Summit (FES) Iberia, que se celebrará el próximo 12 de febrero en Madrid, España, y que marcará el inicio de la gira 2026 de FES, con presencia confirmada en nueve destinos estratégicos a lo largo del próximo año. El debate contará con la participación de Luis Contreras, Managing Director de Yingli Solar; Andrés Pinilla, BESS Sales Director EU & LATAM de Risen Energy; y Óscar Aira, Managing Director – Europe & Latin America de GameChange Solar.
Durante el debate se abordarán perspectivas de inversión renovable en un escenario de expansión internacional, con foco en las sinergias entre América Latina y Europa. Además, se analizarán flujos de capital, condiciones regulatorias y novedosas iniciativas que se preparan y que podrían potenciar nuevos portafolios renovables y de storage.
Esta iniciativa reafirma el propósito de Energía Estratégica y Future Energy Summit de fortalecer el diálogo regional, promover la innovación tecnológica y generar espacios de articulación público-privada en torno a los desafíos y oportunidades de la transición energética.
Y con la participación de las empresas más relevantes del sector, autoridades y referentes técnicos, este encuentro se posiciona como un encuentro virtual crucial para Hispanoamérica, orientado al análisis estratégico del mercado renovable y la construcción de agendas de inversión hacia el corto, mediano y largo plazo.
Panamá reactivará su planificación estatal del sistema eléctrico con un nuevo plan energético a largo plazo, que comenzará a ejecutarse en 2026 e incluirá el lanzamiento de licitaciones para proyectos de generación renovable. La Secretaría Nacional de Energía confirmó en un diálogo exclusivo con Energía Estratégica que ese año entrará en vigencia el Plan Energético Nacional 2025–2050, que marcará una nueva etapa de previsibilidad y coordinación para el sector.
El plan restituye la planificación como función esencial del Estado, con enfoque técnico y participativo. Incluirá criterios territoriales, sociales y ambientales, e integrará las acciones de distintas entidades bajo un marco coherente. Con esto, el Gobierno busca alinear decisiones, dar señales claras al mercado e incentivar inversiones en energías limpias.
El proceso estará acompañado por un Plan de Licitaciones a cuatro años, que iniciará con proyectos hidroeléctricos y eólicos. Posteriormente, se sumarán nuevas tecnologías y procesos de reconversión de plantas térmicas hacia combustibles menos contaminantes, como parte de la estrategia para fortalecer una matriz energética diversificada, estable y menos dependiente de fuentes fósiles.
“La primera licitación –hidroeléctrica y eólica– se complementará con futuros procesos que incluirán todas las fuentes”, explicaron desde la Secretaría.
En paralelo a la planificación de largo plazo, el país avanza en tres ejes estratégicos: mejoras al servicio eléctrico, acceso universal y reducción de emisiones.
Por un lado, se impulsará una modernización del marco regulatorio, centrada en la calidad del servicio y en la protección de los usuarios. El Ejecutivo prevé llevar estos temas a debate en la Asamblea Nacional con el objetivo de actualizar los estándares técnicos y dar respuesta a las demandas ciudadanas.
Además, se implementarán nuevos esquemas de cobertura para llegar a los 58.000 hogares que aún no tienen acceso estable a la electricidad. Esta expansión requerirá ajustes normativos, tanto en las obligaciones de servicio como en los modelos operativos que se aplican en zonas de difícil cobertura.
Desde el punto de vista climático, Panamá prepara su posición técnica de cara a la COP30, que se celebrará en Brasil. La Secretaría de Energía será la encargada de aportar los contenidos del sector eléctrico al Ministerio de Ambiente, que liderará la representación nacional.
Las principales acciones incluyen el impulso a la generación distribuida, la electrificación rural mediante tecnologías limpias y el avance en movilidad eléctrica, con incorporación de buses y expansión de infraestructura de carga. Estos proyectos se diseñan con soporte técnico estatal para asegurar una integración eficiente con las redes existentes.
También se trabaja en la eficiencia energética, mediante la actualización de normas, sistemas de etiquetado y mejoras en edificios públicos. Esta línea de acción se enfoca en reducir el consumo en sectores de alto impacto y es parte de una estrategia integral de reducción de emisiones.
Por último, el país consolida su sistema de datos energéticos abiertos a través de SiePanamá, que permitirá mejorar los inventarios de emisiones, aumentar la transparencia institucional y fortalecer las capacidades de planificación climática.
“Se consolida el uso de información energética abierta, herramienta para mejorar inventarios de emisiones, transparencia y capacidad de planificación climática”, concluyeron desde la Secretaría.
Latinoamérica se encamina a una transformación profunda en el mercado de almacenamiento energético. Según estima Gonzalo Feito, director de la región andina de Sungrow, la región alcanzará los 20 GWh de sistemas BESS instalados para fines de 2026, consolidando un cambio estructural en la transición energética.
“Sí que se puede llegar al año que viene, a finales de 2026, a un total de 20 gigavatios hora en el mercado latinoamericano en almacenamiento”, aseguró Feito en el marco de la entrevista Ciclo Leaders organizada por Strategic Energy Corp. Esta previsión se basa en contratos firmados, nuevos proyectos en desarrollo y una creciente necesidad de estabilidad de red en los países de la región.
El crecimiento de los sistemas de almacenamiento no solo responde al avance del sector solar, sino a una necesidad estructural del sistema energético regional. “El almacenamiento está entrando por necesidad. Se ha demostrado que es la solución para dar estabilidad a la red”, subrayó el director regional de la empresa.
No obstante, la expansión del almacenamiento conlleva desafíos propios, en especial a nivel logístico. La entrega y puesta en funcionamiento de los equipos debe hacerse en tiempos controlados para preservar la vida útil de las baterías, lo que implica una logística milimétrica desde la fábrica hasta el punto de instalación final.
“Estamos hablando de contenedores de muchísimo peso, con altísima densidad. Los desafíos vienen más por el lado de la logística”, advirtió Feito.
En geografías complejas como las regiones montañosas de Colombia, el transporte y despliegue de equipos requiere una planificación minuciosa. “Desde el momento de la salida de fábrica hasta la llegada a sitio, hay que estar seguros de que esté conectado en un periodo de tiempo con el fin de no afectar la vida útil de las baterías”, precisó.
Sungrow, fabricante global de inversores solares y soluciones de almacenamiento, inició operaciones en Latinoamérica entre fines de 2017 y comienzos de 2018, con foco en Brasil y Chile. Desde entonces, ha acumulado 25 GW solares instalados en la región, de los cuales 8,5 GW se concentran en la Latinoamérica hispanohablante, y más de 10 GWh-hora en contratos firmados de almacenamiento.
La estrategia regional de la compañía se sustenta en una visión localizada, basada en equipos técnicos propios en cada país, adaptados a las necesidades específicas de cada mercado. “Contratamos personal local para que el cliente y los socios se sintieran cerca del fabricante”, sostuvo Feito, al explicar una de las claves del crecimiento.
De cara a los próximos años, Sungrow prioriza una expansión progresiva hacia nuevos mercados estratégicos. En este sentido, la empresa identificó cinco focos prioritarios: Chile, Argentina, Perú, Centroamérica y México. “Centroamérica se está posicionando muy fuerte en solar y almacenamiento. México, después de este largo parón, va a tener muchísimo potencial”, indicó el ejecutivo.
Para 2025, Perú ya concentra 850 MW solares comprometidos para suministro, mientras que la empresa planea incrementar sus operaciones en México y en República Dominicana, en sintonía con su estrategia de expansión regional. El crecimiento en estos mercados responde a señales regulatorias favorables y a un entorno cada vez más exigente en materia de confiabilidad eléctrica.
“Vamos a seguir incrementando nuestro equipo local, atendiendo de manera localizada. Nos adaptamos a las necesidades de los clientes”, explicó Feito, y subrayó que esta cercanía ha sido clave para consolidar la relación comercial con desarrolladores y utilities en la región.
A la par del despliegue físico de las tecnologías, Sungrow participa activamente en el diseño regulatorio del sector BESS, colaborando con autoridades y organismos técnicos en distintos países. “Estamos ayudando como tecnólogos a redactar las regulaciones con los diferentes países”, afirmó.
“Estamos tratando de formar parte de este conglomerado de organizaciones que tienen que aprender en conjunto cómo podemos aportar, cómo podemos ayudar, cómo podemos regular todo lo relacionado con el código de red”, agregó Feito, quien destacó que aún se trata de una tecnología joven que requiere aprendizaje colectivo.
Desde el punto de vista tecnológico, la innovación es uno de los pilares de Sungrow, con el 40% de su personal abocado a I+D y más de 2.600 patentes acumuladas. En inversores, la compañía mantiene una oferta completa tanto en sistemas string como centrales. La tendencia se orienta hacia unidades de mayor potencia unitaria y diseños modulares, con el objetivo de optimizar costos y eficiencia operativa.
En el segmento BESS, Sungrow lanzó el PowerTitan 3, una solución de 6,9 MWh en un contenedor de 20 pies, diseñada para maximizar la densidad energética y reducir el espacio requerido en sitio.
“La tendencia del mercado es incrementar la densidad para optimizar económicamente los parques y el footprint de las plantas”, explicó Feito.
De cara a 2030, la estrategia de Sungrow se mantendrá enfocada en crecimiento regional, innovación continua y cercanía con el cliente. “Vamos a seguir funcionando bajo la misma estrategia: gente local, creciendo localmente, estando de la mano con los clientes desde el primer día del diseño hasta el último día de la vida útil de las máquinas”, resumió el ejecutivo.
La entrevista se desarrolló en el marco del ciclo Leaders, organizado por Strategic Energy Corp. Allí, Gonzalo Feito extendió una invitación al sector renovable latinoamericano para participar del Sungrow LATAM Summit 2025, que se celebrará el 11 de diciembre en Chile. El encuentro reunirá a los principales actores de la industria energética para debatir sobre innovación tecnológica, transición energética y nuevos desafíos del almacenamiento en la región.
Zelestra, una empresa global de energía renovable, multitecnológica y orientada al cliente, ha firmado un acuerdo para la venta de su plataforma de América Latina a Promigas, un gran holding multienergía con sede en Colombia, enfocado en el gas natural y las energías renovables en América Latina, para impulsar un futuro sostenible en la región.
El negocio de Zelestra en América Latina consiste en una cartera total de más de 2,1 GW de capacidad solar y de almacenamiento de energía en baterías, con 19 proyectos en desarrollo avanzado ubicados en Colombia, Perú y Chile, y con 1,4 GW contratados con clientes.
Leo Moreno, CEO de Zelestra, afirmó: “Este acuerdo representa un paso fundamental para completar la transformación de Zelestra en un líder multitecnológico y centrado en el cliente, con un enfoque estratégico principalmente en Europa y Estados Unidos. Estamos muy orgullosos del impacto que ha tenido Zelestra en América Latina a lo largo de los años y tenemos plena confianza en que el equipo seguirá generando un profundo impacto en los próximos años bajo su nueva titularidad”.
Juan Manuel Rojas, presidente de Promigas, declaró que: “Esta adquisición representa un avance significativo para alcanzar los objetivos establecidos en nuestra estrategia ‘Nuestra Energía 2040’, que impulsa la expansión de nuestro portfolio de soluciones energéticas, el crecimiento de los negocios no regulados y la expansión hacia nuevas geografías. También refleja el compromiso de Promigas con el futuro energético del país y de la región, mediante el desarrollo de proyectos de energías renovables que contribuyen a la competitividad, sostenibilidad y eficiencia operativa”.
La plataforma de Zelestra en América Latina es pionera en energía limpia en la región, con más de 15 años de experiencia en el desarrollo, construcción y operación de proyectos renovables, respaldada por un equipo de más de 130 profesionales altamente capacitados.
El cierre de la transacción está sujeto a la finalización de los procedimientos requeridos ante las autoridades de competencia de Colombia y Perú, así como al cumplimiento de las condiciones precedentes habituales para este tipo de operaciones, las cuales se espera que se completen en los próximos meses.
Sobre Zelestra
Zelestra es una empresa verticalmente integrada que se especializa en el desarrollo, comercialización, construcción y operación de proyectos de energía renovable a gran escala. Recientemente fue clasificada entre los 10 mayores vendedores de energía limpia a clientes corporativos a nivel global por Bloomberg New Energy Finance (BNEF). El grupo cuenta con el respaldo de EQT, uno de los fondos más grandes del mundo, con más de 266.000 millones de euros en activos bajo gestión.
La vicepresidenta de la República Dominicana, Raquel Peña, ha inaugurado hoy el mayor complejo fotovoltaico de Centroamérica y el Caribe, Cotoperí Solar (162,6MWp), en Guaymate (La Romana).
Han participado en el acto el ministro de Energía y Minas de República Dominicana, Joel Santos, el presidente y CEO de ACCIONA, Jose Manuel Entrecanales, el presidente ejecutivo de JMMB República Dominicana, Juan José Melo, y el CEO de Grupo Pais, Juan Carlos País. Formado por tres plantas solares, Cotoperí Solar generará anualmente 286GWh de energía limpia y evitará la emisión de más de 210.000 toneladas de CO2, equivalente a plantar más de 5,5 millones de árboles. ACCIONA Energía, con un 51%, es el accionista mayoritario del proyecto.
El 49% restante lo ostenta Cotosolar Holding, que incluye al JMMB Fondo de Energía Sostenible (FES), administrado por JMMB Funds, a Grupo Pais y a otros inversionistas minoritarios. El proyecto ha tenido un impacto significativo en la economía y el empleo de la zona, con la contratación de más de 600 personas de forma directa e indirecta durante su construcción. Además, Cotoperí Solar ha impulsado un conjunto de iniciativas sociales para fomentar el desarrollo local y mejorar la calidad de vida de las comunidades cercanas al complejo fotovoltaico, de las que ya se han beneficiado más de 3.500 personas.
Entre ellas destacan la creación de una bolsa de empleo que prioriza la contratación de mano de obra local, programas de formación en oficios y emprendimiento, y campañas de educación vial para trabajadores y habitantes de la zona. Junto a la organización dominicana Centro Arcoíris y la fundación acciona.org, el proyecto Cotoperí Solar está impulsando mejoras en el acceso al agua y saneamiento en los barrios Bella Vista y Villa Penca, en el municipio de Bajos de Haina, que beneficiará a más de 4.500 personas Cotoperí Solar es el segundo proyecto fotovoltaico que ACCIONA Energía completa en República Dominicana, tras la puesta en marcha de Calabaza I (58MWp) en 2023.
La compañía también está construyendo la planta solar Pedro Corto (82,69MWp), en colaboración con Grupo Pais, fortaleciendo su cartera de proyectos renovables en el país. Por su parte, Grupo País y JMMB Fondo de Energía Sostenible (FES) mantienen inversiones en proyectos de generación renovable en República Dominicana que, en conjunto, superan los 710MWp de capacidad instalada, consolidando su posición como actores clave en la transición energética nacional.
La participación de JMMB FES en este proyecto refleja el compromiso de sus inversionistas institucionales de garantizar que los ahorros de los trabajadores dominicanos sean invertidos en proyectos que promueven la energía sostenible y la eficiencia energética. En el ámbito de las infraestructuras, ACCIONA construye actualmente el acueducto oriental de Santo Domingo, que mejorará el abastecimiento de agua para 850.000 personas, y la pista de aterrizaje del aeropuerto internacional de Cabo Rojo, en Pedernales.
La vicepresidenta del Gobierno y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha anunciado hoy una nueva participación de España en el mecanismo europeo de subastas como servicio (AaaS por sus siglas en inglés) del Fondo de Innovación activado por el Banco Europeo del Hidrógeno para facilitar el despliegue de este vector estratégico en el conjunto de la UE y en los países participantes. La contribución española será en esta ocasión de 415 millones de euros para financiar nuevos proyectos nacionales de producción y uso de hidrógeno renovable. Además, España se suma también al esquema AaaS dentro de la primera subasta europea de calor industrial, con un aporte voluntario de 50 millones que financiarán iniciativas de descarbonización de procesos térmicos en la industria.
“Quiero aprovechar para anunciar la contribución de 415 millones para reforzar la tercera subasta del Banco del Hidrógeno. Con esta aportación hemos alcanzado la cifra de 3.155 millones para que el hidrógeno se haga una realidad. Hace diez años hablar del hidrógeno parecía que era hablar de algo en laboratorio o algo todavía en I+D. Y ahora, sin embargo, estamos viendo que hay proyectos reales que llegan a todas partes del territorio y que también dan una respuesta que es necesaria para conseguir la descarbonización en nuestro país” ha señalado hoy durante la clausura del encuentro de la Alianza Q-Cero.
Con la participación española en el AaaS de H2 renovable se espera conseguir el objetivo de conceder el 100% de los fondos para el impulso de este vector asignados al Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía en el marco del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR). Ésta será la segunda contribución española, tras la participación en 2024 con un presupuesto de 376,9 millones.
En el caso de la subasta de calor industrial, la primera de esta naturaleza lanzada por la Comisión Europea, la implicación española busca respaldar proyectos de electrificación del calor industrial (bombas de calor, calentamiento resistivo, por plasma…), calor renovable directo (soluciones de solar térmica o geotermia), o híbridos combinando electrificación y calor renovable. Son distintas tipologías que ya están siendo impulsadas mediante líneas de ayudas dentro del PERTE ERHA y el PERTE de Descarbonización Industrial.
REPARTO DE FONDOS
El nuevo aporte de España al AaaS del Banco Europeo del Hidrógeno se distribuirá en dos de las tres cestas o topics contempladas en los Términos y Condiciones de la tercera subasta del Banco Europeo del Hidrógeno. Se destinarán 278,6 millones al Topic #1 (producción de hidrógeno renovable de origen no biológico, RFNBO por sus siglas en inglés) y 136,4 millones al Topic #3 (apoyar la producción de hidrógeno RFNBO limitado a proyectos que abastezcan al sector marítimo y aviación con RFNBO).
Respecto a la ayuda máxima por proyecto presentado, el límite será el presupuesto nacional disponible para cada topic. En caso de que el presupuesto de uno de los dos topics no fuera adjudicado en su totalidad, se contempla a nivel nacional el trasvase de presupuesto entre ambos.
Dentro de la subasta de calor industrial se dedicarán 30 millones Topic de baja temperatura (100-400 ºC) y baja potencia (3-5 MWt) y 20 millones al Topic de baja temperatura (100-400 ºC) y media potencia (> 5 MWt).
PLAZOS MÁS AJUSTADOS
A partir de la fecha que se indique en la convocatoria, cualquier proyecto que esté en la lista de espera y sea potencial beneficiario en la AaaS española deberá presentar tanto la documentación recogida en la convocatoria como la garantía de ejecución.
Los plazos a nivel nacional para la presentación de estas garantías y, en términos generales, para el proceso de tramitación, serán más reducidos que los establecidos para la primera convocatoria del mecanismo AaaS, debido a que las resoluciones definitivas de adjudicación deberán publicarse antes del 31 de agosto de 2026, por tratarse de ayudas financiadas por el Mecanismo para la Recuperación y la Resiliencia a través del PRTR.
Financiado con el Innovation Fund y con aportaciones nacionales, el Banco Europeo del H2 es otro de los instrumentos diseñados por la Comisión Europea para liderar la carrera global del hidrógeno verde y adquirir ventaja competitiva en el proceso de descarbonización de la actividad económica.
El esquema de las AaaS permite a los estados miembros utilizar estas subastas europeas como mecanismo de selección de proyectos. Una vez resuelta la subasta a nivel comunitario, aquellos países que aportan fondos adicionales, como España, pueden recuperar proyectos nacionales preseleccionados que hayan quedado sin ayudas al agotarse los fondos dispuestos por Bruselas y dotarlos con dinero de la contribución voluntaria al fondo común. Con este instrumento, los estados miembros pueden identificar y respaldar proyectos competitivos en su territorio que no hayan obtenido financiación comunitaria, sin necesidad de convocar sus propias subastas nacionales.
DESPLIEGUE DEL HIDRÓGENO VERDE EN ESPAÑA
Esta fórmula amplía las posibilidades de las empresas españolas de obtener financiación para nuevos desarrollos en la producción y uso de hidrógeno renovable y afianzar la posición de la industria nacional, que ya en la actualidad es altamente competitiva en este sector.
La adhesión al sistema de subastas del Banco Europeo del Hidrógeno se suma a todo el abanico de instrumentos de ayuda habilitado por el Gobierno a través del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico para hacer del hidrógeno verde una de las palancas clave de nuestra política energética. Al desarrollo de este vector energético y su cadena de valor asociada ya se han destinado, incluyendo esta nueva aportación, más de 3.100 millones del PRTR.
La compañía Shell comunicó su decisión de no participar del proyecto que impulsa YPF para el desarrollo de la producción de GNL en el país con el objetivo de su exportación al mercado internacional.
La información fue publicada por la Agencia Reuters, y confirmada por la Casa Matriz de la petrolera multinacional de origen anglo-holandesa.
La comunicación difundida señala que “Shell decidió no avanzar con la fase inicial del proyecto Argentina LNG. Había participado inicialmente sólo en la etapa de pre-FEED”, (que es preliminar a la de Ingeniería de Diseño, donde se definen detalles técnicos del proyecto).
En la comunicación de la compañía se indica además que “Seguimos viendo a la Argentina como un mercado potencialmente atractivo para el crecimiento de las exportaciones de GNL. Por lo tanto, (Shell) continúa analizando opciones de expansión junto a YPF para Argentina LNG”. Sin entrar en detalles.
En los meses que transcurrieron desde que en el arranque del año se realizára el anuncio de un pre acuerdo para avanzar en un proyecto para producir GNL (a partir del gas de Vaca Muerta) para su colocación en el mercado internacional, Shell mantuvo su reserva, lejos de eventuales anuncios acerca de la evolución de las conversaciones con YPF.
En tanto, fue el presidente de YPF, Horacio Marín, quien admitió en noviembre que el proyecto no estaría avanzando hacia la etapa de consolidación.
Shell es principal protagonista en el mercado internacional del GNL, y el anuncio de su ingreso al proyecto encarado por YPF se produjo pocos meses después de conocerse el desestimiento de avanzar en un proyecto similar con YPF por parte de la malaya Petronas, otra fuerte protagonista internacional en esta industria.
En las últimas semanas, Horacio Marín continuó con intensas gestiones para firmar acuerdos de adhesión con otros potenciales socios en el emprendimiento Argentina LNG, y al respecto se anunció un preacuerdo con la italiana ENI. Y con ADNOC, de Emiratos Arabes (EAU).
“Eni y ADNOC van a ser offtakers del GNL que se va a producir en Río Negro. Son empresas muy grandes y sólo queda un cuarto de la producción (estimada en 12 millones de toneladas anuales)para venderle a otros países”. “Eso le da solidez al proyecto. Por esa razón, pienso que no debería ser complicado lograr el Project Finance”, consideró Marin.
Luego de que Petronas se retirara en diciembre del año pasado del proyecto de exportación de GNL que lidera YPF, Shell apareció inmediatamente como su reemplazante neutralizando la incertidumbre que había generado la salida de la compañía de Malasia. Sin embargo, un año después es la propia Shell la que decidió bajarse.
“Shell ha decidido no avanzar con la fase inicial del proyecto de GNL de Argentina. Inicialmente, Shell solo participó en la fase pre-FEED. Seguimos considerando a Argentina como un mercado de crecimiento potencialmente atractivo para la exportación de GNL. Por lo tanto, Shell continúa explorando opciones de expansión con YPF para el GNL de Argentina”, aseguró la firma a través de un breve comunicado.
Shell se había sumado al proyecto de YPF en diciembre de 2024.
La decisión de Shell se vio influenciada por varias razones y, si bien en el último año YPF logró también sumar a la italiana ENI y pugna por conseguir el desembarco de ADNOC, la petrolera estatal de Abu Dhabi, lo cierto es que el retiro de la compañía angloholandesa no es una buena noticia para el proyecto de exportación de Gas Natural Licuado.
Tercero en discordia
Fuentes del mercado reconocieron que el ingreso de ENI descolocó a Shell. El proyecto inicial era solo con YPF y de pronto la firma angloholandesa se encontró con un tercer socio con el que no tiene una relación muy fluida en el escenario internacional. Son compañías con una cultura institucional diferente que no terminan de congeniar. Por lo tanto, ese desembarco introdujo ruido en la relación con YPF.
En diciembre de 2024, YPF y Shell habían firmado el acuerdo de desarrollo del proyecto consistente en la instalación de un buque licuefactor con una capacidad de 6 MTPA. A su vez, en junio de este año, YPF y ENI firmaron un nuevo acuerdo, en el que se definieron los pasos requeridos para alcanzar la decisión final de inversión de la última fase del proyecto “Argentina LNG”, que prevé la incorporación de 2 buques con una capacidad conjunta de 12 MTPA. Además, se informó que YPF, Shell y ENI integrarían estas fases para optimizar costos y acelerar plazos. De este modo, ambas fases iban a avanzar de manera conjunta compartiendo infraestructura clave
YPF, por su parte, parece sentirse más cómoda con ENI que con Shell. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, entabló una relación fluida con su par italiano Claudio Descalzi, que nunca llegó a tener con las autoridades globales de Shell. Además, el paraguas político que brinda la buena relación entre el presidente Javier Milei y la presidenta de Italia Giorgia Meloni también colaboró para estrechar ese vínculo.
Horacio Marín junto a su par italiano de ENI Claudio Descalzi. En el fondo, Javier Milei y Giorgia Meloni.
Presiones privadas y públicas
Al mismo tiempo que reforzó su alianza con ENI, en su afán de acelerar los plazos del proyecto —que de concretarse llevará el desarrollo de Vaca Muerta a otro nivel global— la compañía controlada por el Estado Nacional empezó a presionar a Shell para que se comprometiera más con la iniciativa, primero de forma privada y luego públicamente. “Estamos trabajando para cerrar el acuerdo, pero si no es Shell será otra compañía, la vida es así«, aseguró Marín en el último Forbes Energy Summit para referirse a la marcha de la denominada Fase III del proyecto Argentina LNG.
«La velocidad que le estamos imponiendo con ENI y ADNOC no es una forma normal de hacer las cosas. Ya tenemos los barcos, negociaciones encaminadas, vamos muy rápido», agregó para diferenciar del ritmo de las charlas con Shell.
Esa presión pública incomodó a Shell, la cual, al verse forzada a tener que definir en plazos que no eran los que tenía previstos, decidió finalmente dar un paso al costado.
El desafío de la integración
En medio de esa negociación hubo otro dato que molestó a la compañía angloholandesa. EconoJournal publicó el mes pasado que YPF negocia el desembarco de la italiana ENI en tres áreas de Vaca Muerta en la ventana de gas húmedo donde la petrolera está asociada con Pluspetrol: Aguada Villanueva, Las Tacanas y Meseta Buena Esperanza. Cuando se enteró de esta negociación, Shell dejó trascender en privado que le interesaba sumarse, pero su pedido no tuvo una buena recepción por parte de YPF.
La salida de Shell supone un doble desafío para YPF. Por un lado, porque desde el punto de vista financiero es un golpe para el proyecto que esta compañía haya quedado afuera. Y, por otro lado, porque la intención es que los socios de Argentina LNG trabajen de manera integrada a lo largo de toda la cadena de producción.
Shell ya está trabajando en el upstream de Vaca Muerta, donde acaba de inaugurar una planta de tratamiento de petróleo y gas en Bajada de Añelo, una de las áreas que opera en Neuquén. ENI y ADNOC, en cambio, no operan en la formación no convencional y su desembarco va a llevar cierto tiempo en caso de que las negociaciones avancen.
El Energy Council reconoció los avances operativos, el impacto del Plan 4×4 y el proceso de modernización de YPF. La empresa alcanzó un crecimiento del 82% en la producción de shale oil y consolidó proyectos estratégicos como Vaca Muerta Oil Sur y Argentina LNG.
Horacio Marín, presidente y CEO de la compañía en el marco de las jornadas de la World Energy Capital Assembly (WECA). La empresa YPF fue reconocida como la compañía regional del año por el Energy Council en Londres. El premio destaca los avances en eficiencia operativa junto al impacto concreto del Plan 4×4 y el proceso de modernización que la compañía viene impulsando.
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El reconocimiento fue otorgado por los resultados alcanzados durante el último año, en el cual se registraron más de 200.000 barriles diarios de producción propia de shale oil, lo que equivale a un crecimiento del 82% en menos de dos años. Junto a avances en eficiencia operativa que ubican la producción no convencional de YPF a niveles de competitividad comparables con los de Estados Unidos.
Además, destacaron la consolidación de proyectos estratégicos como el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y Argentina LNG. Dichos proyectos permitirán consolidar al país como un exportador de energía a nivel mundial.
El premio fue recibido por Horacio Marín, presidente y CEO de la compañía en el marco de las jornadas de la World Energy Capital Assembly (WECA) en Londres.
“Estoy muy contento por haber recibido este reconocimiento internacional que confirma que estamos avanzando con decisión para alcanzar el objetivo de convertirnos en una empresa de clase mundial”, afirmó Marín.
El intendente Adrián Casadei anticipó que el Golfo San Matías será el nodo estratégico del proyecto de GNL.
El proyecto de Gas Natural Licuado (GNL) que unirá a Vaca Muerta con el Atlántico transformará por completo el rol del Golfo San Matías. Ya no será solo un destino turístico emblemático, sino la puerta de exportación del petróleo y el gas neuquino hacia los mercados globales.
Así lo explicó el intendente Adrián Casadei en diálogo con el programa Cumbre a la Carta, por AM Cumbre, donde analizó la magnitud del proyecto y su impacto en la economía local. Según adelantó, la llegada de contratistas, empresas de servicios y nuevas obras vinculadas al gasoducto ya marca un cambio visible en la dinámica de San Antonio y Las Grutas.
“Ya llegaron los primeros caños para hacer todo el gasoducto que va desde el gasoducto San Martín hasta el lecho marino”, detalló Casadei, subrayando que el movimiento logístico asociado al GNL comienza a sentirse en la vida cotidiana de la comunidad.
El intendente recordó que el primer buque de GNL funcionará vinculado al Gasoducto San Martín, pero remarcó que el segundo barco requerirá un ducto directo desde la Cuenca Neuquina. Ese enlace convertirá al VMOS en la principal válvula de exportación de Vaca Muerta, consolidando al Golfo San Matías como un nodo energético estratégico.
Casadei destacó además el peso del aporte neuquino en el proceso. “El Golfo San Matías será la puerta de salida del gas y del petróleo, que mayoritariamente los neuquinos tienen mucho que ver. Eso es resultado del trabajo que ha hecho el gobernador de Neuquén”, afirmó, marcando el carácter regional de la iniciativa.
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Otro punto clave es la expansión de capitales neuquinos en la zona. El jefe comunal remarcó que la inversión ya se nota en departamentos, campos, complejos turísticos y desarrollos inmobiliarios. “Neuquén hace rato tomó a Las Grutas y la costa rionegrina como su balneario. Ahora, además, será su salida energética”, sintetizó.
En línea con la visión del gobernador neuquino Rolando Figueroa sobre aprovechar la ventana de oportunidad de Vaca Muerta, Casadei sostuvo que el desafío es transformar la renta energética en infraestructura. Entre las prioridades mencionó obras de agua y saneamiento, ampliaciones hospitalarias y mejoras de conectividad para acompañar el crecimiento.
También fue categórico respecto de la convivencia de actividades. “Nuestra responsabilidad es que ninguna actividad económica que se sume perjudique a las otras. El puerto, ALPAT, los olivares… nada de eso frenó al turismo. Lo mismo tiene que pasar con el GNL y con Vaca Muerta: tienen que complementar, no desplazar”, afirmó.
La referencia al VMOS sintetiza un cambio de escala: San Antonio Oeste pasa de ser un destino de turismo y pesca a un nodo logístico–energético integrado al entramado productivo de Vaca Muerta, con capacidad para atraer proveedores, empleo Calificado e inversiones de alcance nacional.
Glencore anuncia la re activación de operaciones en Alumbrera hacia fin es de 2026 , previendo el inicio de su producción para el primer semestre de 2028.
La decisión de reanudar la operaci ón , tras un per íodo de C uidado y Mantenimiento (C&M) iniciado en 2018, se basa en el contexto de un régimen fiscal robusto, que brinda un mayor apoyo a la inversión en la industria minera argentina , además del aumento sostenido de precios del cobre y el oro , y en las perspectivas positivas para ambas materias primas.
La planta concentradora y la infraestructura asociada a Alumbrera se han mantenido bajo un programa estructurado de C&M con una renovación o sustitución específica de ciertos equipos clave. Durante ese período el proyecto Alumbrera también continuó cumpliendo con sus obligaciones de rehabilitación.
Una vez que se obtengan todos los permisos y se encuentre plenamente operativa, se espera que Alumbrera produzca alrededor de 75.000 toneladas de cobre, 317.000 onzas de oro y 1.000 toneladas de molibdeno durante los cuatro años de operación.
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Martín Pérez de Solay, CEO de Glencore Argentina, comentó: “Más allá de l os resultados económicos del reinicio de Alumbrera considerado de manera independiente, el mismo resulta un facilitador natural para MARA. Por un lado, reduce el riesgo de la puesta en marcha de la planta concentradora y de la logística de transporte , y reentrena a la fuerza laboral antes de obtener el primer mineral de l yacimiento Agua Rica . Adem ás, mantiene en funcionamiento infraestructuras críticas, que pueden compartirse con el proyecto, generando sinergias operativas ”.
“El reinicio de Alumbrera demuestra que la provincia de Catamarca puede desempeñar un papel clave en el desarrollo continuo de la industria minera local y nacional , y de sus respectivas economías. Este nuevo anuncio tiene lugar luego de la presentación de las solicitudes de adhesión de los proyectos de Glencore en Argentina, MARA y El Pach ón , al R égimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), en agosto pasado . Asimismo , confío en que estos proyectos apoyarán la ambición del país de convertirse en uno de los principales productores mun diales de cobre.”
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Página 2 Alumbrera reanudará su operación, tras un período de Cuidado y Mantenimiento.
Para más información por favor contacte a:
Medios Verónica Morano veronica.morano@glencore.com.ar V www.glencore.com
Acerca de Glencore
Glencore es una de las mayores empresas de recursos naturales diversificados del mundo y una de las principales productoras y comercializadoras de más de 60 productos que hacen posible la vida cotidiana.
A través de una red de activos, clientes y proveedores que se extiende por todo el mundo, producimos, procesamos, reciclamos, nos abastecemos, comercializamos y distribuimos las materias primas que permiten la descarbonización, satisfaciendo a la vez las n ecesidades energéticas actuales.
Con más de 150.000 empleados y contratistas, y una fuerte presencia en más de 35 países, tanto en regiones consolidadas como emergentes en materia de recursos naturales, nuestras actividades de comercialización e industriales están respaldadas por una red mundial de más de 50 oficinas.
Los clientes de Glencore son consumidores industriales, como los de los sectores automovilístico, siderúrgico, de generación de energía, de fabricación de baterías y petróleo. También proporcionamos financiación, logística y otros servicios a productores y consumidores de productos básicos.
Glencore se enorgullece de ser miembro de los Principios Voluntarios de Seguridad y Derechos Humanos y del Consejo Internacional de Minería y Metales. Participamos activamente en la Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas.
Respaldaremos el esfuerzo global para alcanzar los objetivos del Acuerdo de París a través de nuestro empeño para descarbonizar nuestra propia huella operativa.
Para más información, consultar nuestro Plan de Transición a la Acción Climática 2024 -2026 (Climate Action Transition Plan) disponible en nuestro sitio web, en la página glencore.com/publications.
Nota a los editores
Acerca de MARA
MARA es un proyecto minero de cobre, molibdeno, oro y plata ubicado en el oeste de Catamarca. Actualmente se encuentra en etapa de exploración avanzada.
El Proyecto MARA comprende el desarrollo del yacimiento Agua Rica, ubicado en Catamarca, utilizando la infraestructura de Alumbrera, que operó durante 20 años, hasta 2018. Glencore es el único propietario y operador del proyecto MARA. La producción media prevista es superior a 200.000 toneladas anuales de cobre en concentrado para los 10 primeros años.
Felipe Bayón, actual CEO de GeoPark (una compañía listada en la Bolsa de Nueva York y con el 98% de su operación en Colombia), compartió en una reciente entrevista su visión sobre la industria de hidrocarburos, la transición energética y los planes de crecimiento de la compañía.
La Transición Energética: Ordenada y Gradual
Bayón subraya que la transición energética debe ser ordenada, gradual y definida por cada país, teniendo en cuenta realidades como el acceso a la energía. Recalcó que:
El 85% de la matriz energética mundial sigue siendo petróleo, gas y carbón, como hace 30 años, lo que indica que la demanda continúa.
El enemigo son las emisiones, no las fuentes de energía.
La autosuficiencia de gas y petróleo es clave para Colombia, advirtiendo que la falta de gas alcanzará el 30% el próximo año.
La Apuesta por el Fracking y el Gas
El ex presidente de Ecopetrol fue enfático en que la manera más rápida para que Colombia resuelva la falta de gas en 18 a 24 meses es con el fracking. Citó el ejemplo de Vaca Muerta en Neuquén, Argentina, que hoy produce cuatro veces y media el gas de toda Colombia. Mencionó que el fracking tiene una intensidad de carbono mucho menor (8 kg de CO2 por barril) que el promedio de la industria (64 kg), según datos conocidos.
Crecimiento Internacional con Inversión en Argentina
GeoPark planea duplicar su tamaño en tres años gracias a una agresiva inversión en Vaca Muerta (Neuquén, Argentina).
Se espera pasar de 28.000 a 45.000 barriles equivalentes por día (boed).
Esto implica un incremento en el EBITDA anual de 300 millones a 650 millones de dólares.
Innovación y Tecnología
Bayón destacó que la industria está adoptando rápidamente la tecnología, mencionando el uso de la Inteligencia Artificial para:
Navegar pozos y optimizar la perforación.
Crear modelos sintéticos del subsuelo para predicciones más rápidas y acertadas.
El Sentido de Vida y Liderazgo
Finalmente, Bayón compartió que un momento clave en su vida fue su cirugía de cáncer de próstata en 2022. Este evento reforzó su filosofía de vida: “Estamos de paso y hay que vivir el hoy” y que el propósito superior está por encima de lo que uno específicamente hace, buscando siempre dejar una huella y ayudar a transformar vidas.
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