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Gobierno de Buenos Aires activa el Plan Verano para reforzar el suministro de electricidad

La Subsecretaría de Energía del Ministerio de Infraestructura de la Provincia de Buenos Aires inició la ejecución del “Plan Verano”, una medida que se realiza por cuarto año consecutivo y que reforzará la generación eléctrica en los puntos críticos del territorio bonaerense para mejorar la calidad del servicio en la temporada de mayor demanda.

A partir del 15 de diciembre se instalarán unidades de Generación Temporaria en 6 nodos de transporte eléctrico claves de la Provincia de Buenos Aires, y su ubicación beneficiará no sólo al municipio donde se ubique, sino también a las localidades cercanas contempladas en los corredores eléctricos, se indicó.

Dichas unidades generadoras se colocarán en:
● Carmen de Areco: 4 Mw de potencia
Las localidades beneficiadas serán Pergamino, Arrecifes, Capitán Sarmiento y San Antonio de Areco.
● 25 de Mayo: 4 Mw de potencia
Las localidades beneficiadas serán Bragado y 9 de Julio.
● 9 de Julio: 4 Mw de potencia
Las localidades beneficiadas serán Bragado, Carlos Casares, Pehuajó y Trenque Lauquen.
● Pergamino: 5,7 Mw de potencia
Las localidades beneficiadas serán Rojas, Junín, Colón y Carabajales.
● Gral. Viamonte: 4,2 Mw de potencia
Las localidades beneficiadas serán Junín, Baigorria, Zavalia, Coronel Eduardo O´Brien, Warnes, El Arbolito, y Mariano H. Alfonso.
● Mar del Tuyu: 2,1 Mw de potencia
Las localidades beneficiadas serán las del Corredor Atlántico, comprendido por General Lavalle, San Clemente, Las Toninas, Santa Teresita, Mar de Ajó, Pinamar y Villa Gesell.

Para desarrollar este plan, la Dirección Provincial de Energía (DPE) realizó junto con Distribuidoras Eléctricas, cooperativas y municipios los estudios de cargabilidad de las redes de Alta Tensión para analizar y prever el mapa de nodos críticos para definir los puntos de posible déficit de potencia.

Además de esta solución coyuntural para la época de alta demanda, la Subsecretaría de Energía realizó obras de infraestructura que beneficiarán la calidad del servicio eléctrico en otros municipios, se destacó.

En los municipios de Mercedes y Bragado, las obras de infraestructura eléctrica de repotenciación permiten prescindir de los equipos de Generación Temporaria a los que la Provincia recurrió en otras temporadas, beneficiando al corredor norte de la provincia de Buenos Aires.

Asimismo, se están desarrollando obras en la red de Alta Tensión (AT) en las localidades de Chivilcoy, Guaminí y Quequén, que buscan fortalecer el mapa eléctrico de la Provincia de Buenos Aires, permitiendo transportar energía eléctrica a mayores distancias con pérdidas mínimas, mejorando la disponibilidad de potencia y la seguridad y confiabilidad del suministro.

Obras finalizadas 2025

La potencia que se instalará con el Plan Verano en los distintos nodos bonaerenses está relacionada con la demanda estacional, y con los picos de consumo en temporada. Para evitar gradualmente la instalación de las Unidades de Generación Móvil, la Subsecretaría de Energía finalizó durante el 2025 distintas obras eléctricas que refuerzan de forma permanente el servicio de energía y el mapa eléctrico provincial.

Tal es el caso de las Estaciones Transformadoras de media tensión en los municipios de Lincoln y Tres Lomas financiadas por el tesoro provincial.

Asimismo, se ejecutaron ampliaciones en el sistema que benefician a los municipios de San Nicolás, San Antonio de Areco, Saavedra, Mar Chiquita, Mercedes y 25 de Mayo.

El objetivo es generar proyectos de expansión para la red de transporte y subtransmisión de energía, que acompañan e impulsan el crecimiento de las economías regionales, se explicó.

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Energía y Minería: Daniel González recomendará prorrogar el RIGI

El Secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, consideró que el gobierno debería prolongar la vigencia del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), que vence a mediados de 2026. “El RIGI está siendo extraordinariamente exitoso. Hoy contamos con más de 27 proyectos presentados, mitad de energía y mitad de minería, y varios más en carpeta”, describió.

El funcionario, cuya Secretaría está en la órbita del Ministerio de Economía, refirió acerca del RIGI que “aún no discutimos formalmente su extensión, pero la decisión debería tomarse este verano, dado que vence en julio de 2026. Mi recomendación personal será prolongarlo, porque refleja el modelo económico al que aspiramos: sin retenciones, con impuestos más bajos y procedimientos ágiles”.

González participó como expositor en el seminario “Energy Day” (EconoJournal) , y realizó una suerte de balance del año y perspectivas para 2026 en materia de energía y minería.

Entre los principales conceptos que formuló en dicha presentación, González puntualizó que:

“Este año avanzamos de manera decisiva en la normalización del sistema energético argentino. Cuando asumimos, los subsidios a la energía representaban 1,5 % del PBI; con el esquema actual y las proyecciones del Presupuesto 2026 los reducimos a 0,5 por ciento”.

“Este avance no es solo un ajuste fiscal: forma parte de un proceso más amplio de ordenar el sector, bajar costos sistémicos e incentivar la inversión privada”. “Reinstalamos la ecuación económica de las empresas mediante revisiones tarifarias que brindan previsibilidad y capacidad de financiamiento. Desregulamos progresivamente el mercado y habilitamos a los generadores a adquirir libremente su propio combustible.

Estas medidas ya se reflejan en el interés del sector privado: licitaciones hidroeléctricas, proyectos de almacenamiento (de energía en baterías) en AMBA, e iniciativas como la de TGS (ampliación de capacidad del GPM). “Para 2026 espero un año de consolidación: más inversión, más previsibilidad y un sector privado respondiendo a señales claras y estables”, señaló.

Hidrocarburos

“El objetivo es seguir reduciendo impuestos distorsivos sin comprometer la disciplina fiscal. En este marco, eliminamos retenciones al crudo convencional, y si bien sabemos que el impuesto sobre el no convencional es malo, hoy no podemos eliminarlo”.

“La caída del precio internacional del petróleo puede moderar el ritmo de actividad, pero no generar un desplome. Vaca Muerta tiene un diferencial clave: la productividad de nuestros pozos es dos o tres veces superior a la del Permian, aun con costos e impuestos mayores”.

“Hoy los precios en Argentina son libres: se vende por paridad de exportación, sin precios artificiales como el “barril criollo”. Esta es una señal estructural que mejora la competitividad y la planificación de largo plazo”.

“En esta línea, la llegada de Continental a Vaca Muerta marca un cambio de paradigma. Es una de las compañías independientes más relevantes de Estados Unidos. Su ingreso demuestra confianza en la competitividad estructural de la roca”.
“Estoy convencido de que Vaca Muerta recién empieza: solo el 5 % está desarrollado y la oportunidad a futuro es inmensa”.

Transición en el mercado de gas y abastecimiento de GNL

“Estamos avanzando en un proceso que considero fundamental: retirar gradualmente a ENARSA del centro del mercado de gas, del mismo modo que estamos haciendo con CAMMESA en electricidad”.
“ENARSA es una empresa que avanza hacia la privatización y su rol activo ya no es necesario en un mercado que recuperó solvencia y capacidad de contratación”.

“El Plan Gas cumplió un papel valioso, pero hoy necesitamos que los productores contraten directamente con privados. Por eso estamos promoviendo esquemas voluntarios para que ese cambio ocurra de forma ordenada”.

“En cuanto al GNL, la prioridad es garantizar abastecimiento sin que el Estado siga asumiendo el costo. Si logramos completar la transición antes del invierno, las compras estarán a cargo de comercializadores privados; si no, ENARSA se hará cargo una vez más”. “Aun así, estoy convencido de que la competencia y la desregulación permitirán obtener precios más bajos”.”Lo que estamos haciendo es transparentar el costo del sistema”, señaló González.

Obras de transporte eléctrico

“Estamos terminando el diseño de la primera licitación de expansión del sistema de transmisión —AMBA I— que, por primera vez en la historia argentina, será ejecutada por el sector privado”, remarcó el funcionario.

“Queremos garantizar un modelo robusto, atractivo y sin margen de error, porque al adjudicar la primera obra debemos lanzar inmediatamente las siguientes”. “Si bien nos hubiera gustado publicarla antes de fin de año, priorizamos que el diseño sea impecable”, explicó el Secretario Coordinador de Energía y Minería.

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DLS e YPF en alianza estratégica para servicios de perforación en Vaca Muerta

DLS Archer ha sido adjudicada con el mayor contrato para brindar servicios de perforación a YPF en Vaca Muerta, marcando un hito en la industria energética argentina. Este contrato refuerza la alianza estratégica de DLS Archer e YPF, combinando experiencia global y liderazgo, impulsando la eficiencia, seguridad y la innovación.

Con una vigencia de cinco años, el acuerdo contempla la provisión y operación de siete equipos de perforación de última generación dotados con tecnología de punta e integrando servicios de Perforación Controlada por Presión (MPD). Además, incorpora mejoras sustanciales en las condiciones actuales, reflejando el compromiso de ambas compañías con la excelencia operativa.

Este logro reafirma la estrategia de crecimiento de DLS Archer iniciada en 2024 con la adquisición de ADA, subsidiaria de Air Drilling Associates Inc., diversificando su portafolio y consolidando su posición como líder en soluciones integradas para desarrollos no convencionales.

Estamos orgullosos de que YPF demuestre, una vez más, su confianza en nuestra capacidad para ofrecer excelencia operativa, manteniendo los más altos estándares de seguridad y cuidado ambiental, contribuyendo así al desarrollo de Vaca Muerta, la industria del petróleo y gas en general y del país en su conjunto.

El sector de petróleo y gas en Argentina continúa experimentando un crecimiento sostenido. Este nuevo contrato fortalece notablemente nuestro posicionamiento en el mercado y la rentabilidad de nuestras operaciones locales. Estamos convencidos de que esto se traducirá en nuevas oportunidades de crecimiento en el corto y mediano plazo, destacó Dag Skindlo, CEO de Archer.

Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling, DLS Archer, agregó:

YPF es el actor principal en la industria y la firma de este nuevo contrato nos enorgullece, al tiempo que reafirma nuestro compromiso con la excelencia en todos los aspectos de nuestras operaciones. Nos entusiasma la posibilidad de seguir trabajando con YPF consolidando una relación estratégica que seguirá transformando la industria.

Esta alianza entre DLS Archer e YPF marca un paso decisivo hacia un futuro más competitivo, innovador y sostenible para el sector energético argentino.

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Camuzzi desarrollará “LNG Del Plata” para exportar y abastecer al mercado local. Inversión de u$s 3.900 millones en 20 años

Camuzzi Gas Inversora S.A., compañía controlante de las distribuidoras Camuzzi Gas Pampeana y Camuzzi Gas del Sur, anunció su proyecto “LNG DEL PLATA” destinado a la exportación del gas natural producido en Vaca Muerta que se producirá en un barco de licuefacción (Floating LNG) ubicado en el Puerto La Plata, Provincia de Buenos Aires.

Con una inversión que alcanzará los u$s 3.900 millones en los próximos 20 años, LNG DEL PLATA es un proyecto dual que permitirá exportar más de 2.4 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a la producción de más de 9 millones de m3/día de gas natural, como así también reforzar el abastecimiento del mercado interno en los meses de mayor demanda, atendiendo los picos estacionales de demanda local.

Alejandro Macfarlane, Presidente de Camuzzi Gas Inversora, sostuvo que “este proyecto es sumamente relevante para el desarrollo del país, ya que no solo permitirá generar 500 puestos de trabajo directos sino que a lo largo de los 20 años de operación previstos, aportará más de u$s 14.500 millones en divisas provenientes de exportaciones, desarrollando el potencial del país en su rol estratégico en el abastecimiento energético mundial”.

La inversión inicial contempla la construcción de una nueva infraestructura de transporte del gas natural que permitirá movilizar el fluído que actualmente es entregado en Buchanan, hasta la localidad de Ensenada, en la Provincia de Buenos Aires. También la construcción de un gasoducto subacuático de 10 km de extensión y una plataforma offshore para el amarre del buque licuefactor.

La compañía se encuentra en proceso de negociación avanzada con una empresa internacional de primer nivel especializada en este tipo de operaciones, se indicó.

Las obras inherentes se iniciarán en 2026, y se prevé que el inicio de las operaciones ocurra en 2028.

Entre los meses de septiembre y mayo de cada año, LNG DEL PLATA permitirá exportar más de 9 millones de metros cúbicos diarios de gas natural producido en Vaca Muerta y transportados en gasoductos existentes del sistema, que en la temporada estival se encuentran con capacidad ociosa. Una vez en puerto, el gas será sometido al proceso de licuefacción para reducir su tamaño 600 veces y facilitar su transporte marítimo para luego ser regasificado y consumido como gas natural en destino.

En sentido inverso, durante el periodo invernal, LNG DEL PLATA reforzará la matriz energética nacional, mediante la liberación de gas natural para atender los picos de demanda. Esta dinámica contribuirá a sostener la seguridad del sistema optimizando el abastecimiento energético y reduciendo así los costos de generación eléctrica al desplazar combustibles líquidos de mayor costo.

“Con este proyecto, Camuzzi Gas Inversora – compañía liderada por Alejandro Macfarlane, Jorge Brito, y el grupo italiano dirigido por Fabrizio Garilli, refuerza su compromiso con el desarrollo energético argentino contribuyendo al posicionamiento del país en el mercado global de GNL”, destacó la Compañía.

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De la OLADE a la OLACDE

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) ha adoptado oficialmente su nueva denominación: Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE).

Esta decisión ha sido aprobada por los 27 Estados Miembro. La modificación de la denominación entra en vigor tras la culminación de los procesos internos de aprobación y ratificación requeridos en cada uno de los Estados Miembro, en conformidad con el Convenio de Lima de 1973, se comunicó.

Esta nueva denominación refuerza visibilizar a la subregión del caribe, refleja la diversidad de nuestra región y fortalace nuestro Organismo.

“Este paso refleja la vocación integradora de un espacio energético regional diverso que avanza hacia una visión compartida de cooperación, planificación, integración y desarrollo energético sostenible”, destacó Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de la organización.

En los próximos meses, la nueva denominación será incorporada progresivamente en todos los instrumentos oficiales, canales institucionales y documentos técnicos de la Organización.

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Tarifas: Subas de diciembre para la electricidad y el gas. Promedio 2,8 por ciento

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), y su similar del Gas (ENARGAS), publicaron en el Boletín Oficial una serie de resoluciones que pusieron en vigencia, a partir del 1 de diciembre, nuevas tarifas para el Transporte y la Distribución de electricidad, y también del gas natural por redes, en el marco de la política de recomposición tarifaria, y de reducción de subsidios estatales a los usuarios, que decidió el gobierno nacional para ambos servicios.

Desde el ministerio de Economía se indicó que “el aumento promedio de estas tarifas en diciembre (contra noviembre) es de 2,8 por ciento”, sin dar mas detalles al respecto.

En materia de Electricidad, el ENRE oficializó las resoluciones 778 hasta 796 en las cuales fijó nuevos cuadros que ajustan a la suba los Valores Horarios que las empresas transportistas de electricidad en alta tensión cobran por su equipamiento regulado (4,31 %), más la actualización mensual de la remuneración que perciben, en base un índice que combina proporciones del IPIM y del IPC del mes anterior, lo que en este mes resultó en el 1,50 %, aplicando un criterio establecido en oportunidad de la Revisión Quinquenal de las Tarifas (RQT).

Entonces, y para el mes de diciembre, Transener actualiza su tarifa 5,87 %; Transba 2,73 %; Transpa 11,08 %; Transnoa 2,86 %; Transnea 6,74 %; Distrocuyo 6,11 %; Transcomahue 11,20 %; EPEN 2,16 %; TIBA 7.01%; Intesar 3 %; Interandes 3,92 %; Transportel Minera 1,50 %; Transacue 7,91 %; DPEC 3,51 %; Enecor 4,03 %; Edersa 16,26 %; Litsa 3,64 %; Limsa 4,17 %; y Yacylec 3,26 %.

Asimismo, a través de las resoluciones 797 y 798/2025, el ENRE autorizó el traslado a las facturas que emiten Edesur y Edenor de un incremento del Costo Propio de Distribución (CPD) de 1,86 % , y de 1,93 %, respectivamente, para diciembre.

Esto, además de autorizar el traslado a la factura de la incidencia de los incrementos definidos para el mes en los conceptos POTREF (Precio de referencia de Potencia); PEE (Precio Estabilizado de la Energía); y en el FNEE (Fondo Nacional de la Energía Eléctrica).

Además de los nuevos cuadros tarifarios para los usuarios Residenciales, también emitió los que se aplicarán a los Clubes de Barrio y de Pueblo, y a la Entidades de Bien Público.

Estas resoluciones indican que, sobre la tarifa plena que pagan los usuarios residenciales N1 (altos ingresos), se mantienen las bonificaciones (subsidio parcial) a las categorías N2 (bajos ingresos) y N3 (ingresos medios) hasta un techo de consumo mensual, facturándose el resto a tarifa plena.

Al respecto cabe referir que la semana pasada el gobierno anunció su decisión de reemplazar este esquema de usuarios de la electricidad y del gas por otro que lo reduce a dos categorías, “con y sin subsidio”, que reducirá el número de usuarios beneficiados, y además bajará el nivel de consumo mensual (según época del año) con tarifa parcial bonificada.

A modo de referencia cabe señalar que para un Usuario domiciliado en la zona a cargo de Edesur, categoría Residencial-3 (401 hasta 500 KWh mensuales) el Costo Fijo a facturar es de $ 9.566, y el Costo Variable (por KW consumido) es de $ 22,89. Si el usuario habita en la zona atendida por Edenor, en la misma categoría el Costo Fijo es de 9.686 y el Costo Variable es de $ 22,69.

El Valor Agregado de Distribución (VAD) Medio al 1 de diciembre de 2025 se fija en $ 50,854 para EDESUR y en $ 55,121 para EDENOR.

Gas por redes

En lo que respecta al Gas, el ente regulador del sector oficializó las resoluciones 907 hasta 926/2025 que establecieron nuevos cuadros tarifarios para diciembre. Contemplan la aplicación de la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) en 31 cuotas mensuales y consecutivas, actualizadas según la variación de los índices de precios internos y de consumo conforme la metodología definida en las Reglas Básicas de las Licencias (RBL).

También incluyen los precios actualizados del gas en el PIST (dolarizado) de acuerdo con las subzonas en las que opera cada distribuidora.

Las resoluciones referidas comprenden a las Transportadoras TGS y TGN, Transportadoras de Gas del Mercosur, Compañía Entrerriana de Gas, Gas Link, Gasoducto GasAndes, Gasoducto Norandino, Enel Generación Chile, Refinería del Norte, Energía Argentina S.A., Metrogas, Litoral Gas, Naturgy BAN, Naturgy NOA, Cammuzzi Gas Pampeana, Cammuzzi Gas del Sur, Distrbuidora de Gas del Centro, Distribuidora de Gas Cuyana, Gasnea y Redengas.

Asimismo, el ENARGAS, oficializó la Resolución 927 que estableción un recargo de 7,50 % sobre el precio del gas en el PÏST según subzonas, con destino al Fondo Fiduciario para el Consumo Residencial del Gas.

A modo de referencia cabe consignar que un usuario de MetroGAS categoría R2-3 tendrá un Cargo Fijo de $ 15.545,74 si se domicilia en Capital Federal, y de $ 13.935,83 si habita en el GBA. Para ambos casos el Costo a pagar por cada metro cúbico consumido es de 225,05 pesos.

Si es el caso de un usuario de Naturgy BAN de la misma categoría (R2-3) el Cargo Fijo a pagar es de $ 9.640,80 y el costo por metro cúbico de consumo es de 213, 23 pesos.

Estas tarifas incluyen, en el caso de MetroGAS, un precio del gas en el PIST de $ 154,96 por metro cúbico, un precio incluido en los cargos por m3 de consumo de $128,79, y un costo de transporte de 88,48 pesos por metro cúbico.

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Southern Energy acordó con SEFE (Alemania) la venta de 2 MMTnls. anuales de GNL por 8 años

Southern Energy, conformada por las empresas PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, y la SEFE Securing Energy for Europe, reconocida compañía internacional propiedad del Gobierno Federal de Alemania, firmaron un acuerdo marco (Heads of Agreement) para la venta por parte de SESA de 2 millones de toneladas anuales de Gas Natural Licuado (GNL) durante 8 años, a partir de fines de 2027.

Esa es la fecha prevista para el inicio de la operación del “Hilli Episeyo”, el primero de los dos buques de licuefacción que serán instalados por SESA en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro, describió Southern Energy, destacando que esta operación sería la mayor venta de GNL desde Argentina al mundo en términos de volumen y de plazo.

Las exportaciones, que dependerán de la evolución de los precios internacionales, podrían alcanzar un valor superior a los U$S 7.000 millones durante la vigencia del acuerdo, generando una fuente de divisas genuina para Argentina y una contribución a la seguridad energética en Europa, se indicó.

El volumen de GNL previsto en el acuerdo marco representa más del 80 % de la capacidad de producción del “Hilli Episeyo” (2,45 millones de toneladas anuales de GNL) y más del 30 % de la capacidad de producción conjunta de los dos buques de licuefacción previstos (6 millones de toneladas anuales de GNL).

La implementación de los términos del acuerdo marco quedará descripta en un convenio final de venta entre las partes previsto para los próximos meses.

El acuerdo fue firmado por Rodolfo Freyre, Chairman de Southern Energy, y Frédéric Barnaud, CCO de SEFE. También estuvieron presentes Marcos Bulgheroni, Group CEO de PAE; Santiago Martínez Tanoira, Vicepresidente Ejecutivo de Gas y Energía de YPF; Horacio Turri, Vicepresidente Ejecutivo y Director Ejecutivo de Exploración y Producción de Pampa Energía; Martin Rueda, Managing Director de Harbour Energy en Argentina; y Federico Petersen, Chief Commercial Officer de Golar LNG.

Rodolfo Freyre afirmó que “el acuerdo firmado con SEFE constituirá la primera venta a gran escala de LNG desde Argentina y representa un hito para el desarrollo futuro de las reservas de gas natural de Vaca Muerta. Estamos orgullosos en dar este primer paso en el mercado mundial de GNL con un jugador de reconocimiento internacional como SEFE”.

Frédéric Barnaud, CCO de SEFE, dijo: “El primer acuerdo de GNL de SEFE con un proveedor sudamericano no sólo contribuye a la diversificación geográfica de nuestra cartera, sino que también fortalece la seguridad energética de Europa. Nos complace acompañar a Argentina en su camino para convertirse en un exportador mundial de GNL. Esto también le brinda a SEFE una valiosa oportunidad para continuar su colaboración con el equipo del Hilli Episeyo mientras se traslada de Camerún hacia la Argentina”.

Southern Energy (SESA) es una compañía conformada por PAE (30 %), YPF (25 %), Pampa Energía (20 %), Harbour Energy (15 %) y Golar LNG (10 %), cuyo objetivo es posicionar a la Argentina como un nuevo proveedor en el mercado mundial de GNL a partir de 2027.

SESA confirmó una inversión superior a U$S 15.000 millones para exportar GNL a lo largo de 20 años de operación de dos buques de licuefacción que serán instalados en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro.

Southern Energy prevé alcanzar exportaciones por más de U$S 20.000 millones entre el inicio de las operaciones en 2027 y el año 2035. El proyecto de SESA favorecerá la creación de 1.900 empleos directos e indirectos, predominantemente de origen local, durante la fase de construcción, y tendrá una importante participación de proveedores locales durante la operación del proyecto.

Por otra parte, desde la compañía energética internacional SEFE se destacó que “vela por la seguridad del suministro e impulsa la descarbonización de sus clientes”.

Las actividades de SEFE abarcan la cadena de valor de la energía, desde el origen y la comercialización hasta las ventas, el transporte y el almacenamiento. Con su experiencia de décadas en el comercio y el desarrollo de su negocio de GNL, SEFE se ha convertido en uno de los proveedores más importantes de clientes industriales en Europa, con un volumen de ventas anual de 200 TWh de gas y energía.

Sus 50.000 clientes van desde pequeñas empresas hasta municipios y organizaciones multinacionales. Al invertir en energías limpias y especialmente en el ecosistema del hidrógeno, SEFE está contribuyendo a la transición energética. La empresa emplea a unas 2.000 personas en todo el mundo y es propiedad del Gobierno Federal de Alemania.

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Fundelec: Continuó en octubre la baja demanda de electricidad

Con temperaturas inferiores en promedio respecto a las del mismo mes del año pasado, octubre presentó un descenso de la demanda de energía eléctrica de -0,9 %, al alcanzar los 10.585,1 GWh a nivel nacional. En diez meses del año se acumula una caída de -0,1 por ciento. Las distribuidoras de Capital Federal y del GBA tuvieron una leve suba i.a. de 0,1 %.

A nivel país descendieron los consumos residenciales y comerciales, mientras que ascendieron levemente los industriales, indicó el informe periódico de Fundelec.

LOS DATOS DE OCTUBRE 2025
En octubre de 2025, la demanda neta total del MEM fue de 10.585,1 GWh; mientras que el año pasado había sido de 10.678,8 GWh. La comparación interanual entonces evidencia un descenso de -0,9 %. Se trata del segundo consumo más bajo de este año luego de abril, cuando la demanda había sido de 9.823,1 GWh.

En octubre ocurrió una baja intermensual de la demanda de -0,5 % comparada con septiembre, cuando había alcanzado los 10.633,5 GWh.

Aún se mantiene el día 10 de febrero de 2025 como el registro del máximo histórico de demanda de potencia en el SADI con una marca de 30.257 MW y una temperatura en GBA de 37.9 C°. El máximo de potencia alcanzado en octubre fue de 20.808 MW.

En cuanto a la demanda residencial de energía en octubre, representó el 42 % del total país con una caída de -1,9 %, respecto al mismo mes del año anterior. En tanto, la demanda comercial descendió -1,1 % siendo el 29 % del consumo total. Y la demanda industrial representó el 29 %, con un crecimiento en el mes del orden del 0,8 por ciento.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO

La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido octubre de 2025): 7 meses de baja (diciembre de 2024, -2,2%; marzo de 2025, -2,5%; abril, -1,8%; mayo, -10,4%; julio, -2,5%; agosto, -3,7%; y octubre de 2025, -0,9%), y 5 meses de suba (noviembre de 2024, 0,2 %; enero de 2025, 4 %; febrero, 0,5 %; junio, 13 %; y septiembre de 2025, 3,9 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una caída de -0,3 por ciento.

En cuanto al consumo por provincia en octubre último, 16 fueron las provincias y/o empresas que marcaron descensos: Misiones (-21 %), Formosa (-13 %), Corrientes y Chaco (-12 %), EDES (-8 %), Santa Fe (-6 %), Jujuy y Santiago del Estero (-5 %), EDEN (-3 %), La Rioja, Entre Ríos, Salta y Tucumán (-2 %), EDELAP y La Pampa (-1 %), entre otros.

Por otra parte, 10 provincias y/o empresas presentaron ascensos en el consumo: Santa Cruz (16 %), Chubut (9 %), Mendoza (5 %), Neuquén y Córdoba (4 %), Catamarca, San Juan y San Luis (2 %), EDEA (1 %), En tanto, Río Negro mantuvo el mismo consumo que en octubre de 2024.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que cubrieron un 30 % del consumo total país, totalizaron un leve ascenso conjunto de 0,1 %. Los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una caída de demanda de -0,3 %, mientras que en EDESUR la demanda ascendió 0,7 por ciento.

El mes de octubre de 2025 fue menos caluroso en comparación con octubre de 2024. La temperatura media fue de 19.5 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 20.5 °C, y la histórica es de 17.4 °C.

DATOS DE GENERACIÓN
La generación térmica es la principal fuente utilizada para satisfacer la demanda, aunque se destaca que la generación hidráulica ocupa el segundo lugar al desplazar a las energías alternativas (fotovoltaica y eólica). En octubre, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 2.910 GWh, por encima de los 2.625 GWh del año anterior, lo que representa una variación positiva del 11 por ciento.

Por su parte, la potencia instalada es de 43.887 MW, donde el 57 % corresponde a fuentes de origen térmico y el 39 % es de origen renovable (alternativa e hidráulica). Asimismo, el despacho térmico fue menor con respecto al mismo mes de 2024, al tiempo que el consumo de combustibles para generar también terminó siendo menor (-34 % es la baja en conjunto). Con un muy bajo consumo de combustibles alternativos, el gas natural representa más del 99 % de la matriz de combustibles, aproximadamente.

En el décimo mes del año lideró ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 39,54 % de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas cubrieron el 26,37 % de la demanda, las nucleares proveyeron el 8,45 %, y las generadoras de fuentes alternativas un 24,52% del total. La importación representó el 1,13 % de la demanda satisfecha, describió Fundelec.

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“La apertura inteligente requiere política industrial”

Paolo Rocca envió al gobierno un mensaje directo: reclamó una política industrial que proteja a las manufacturas locales de la sobrecapacidad china y de prácticas comerciales que considera desleales. Estados Unidos, por su parte, presiona para contener la expansión económica de Beijing en la región y reclama a la Argentina que limite su dependencia del gigante asiático. Sin embargo, el gobierno de Javier Milei sostiene un alineamiento político explícito con Donald Trump mientras, en los hechos, habilita una apertura económica que facilita la penetración china: se multiplican las importaciones de bienes industriales, los proyectos mineros y energéticos con capitales de Beijing, y hasta llegan fábricas completas y flotas de colectivos producidas en tiempo récord. Así se configura una paradoja: un discurso geopolítico proestadounidense convive con una estructura económica que se vuelve cada vez más dependiente de China y con un empresariado nacional que reclama protección frente a esa misma competencia.

En las últimas décadas, Estados Unidos mostró un repliegue sostenido de su presencia estratégica en América Latina, desplazando su atención hacia otras prioridades globales. La competencia con China en el Indo-Pacífico, las tensiones con Rusia en Europa del Este y los desafíos internos —polarización política, crisis migratoria y caída de la producción industrial— consumieron gran parte de su energía diplomática, militar y económica.

Ese escenario bajó el nivel de interlocución política con América latina y con ello, el de cooperación en seguridad y financiamiento que caracterizó la relación desde la posguerra hasta los años noventa. Ese vaciamiento fue aprovechado por nuevos actores, con China a la cabeza, que ampliaron su influencia a través de créditos, infraestructura, inversión directa y comercio. 

No obstante, Washington comenzó a ensayar una estrategia de retorno hacia América Latina, impulsada por el reconocimiento de que su repliegue abrió espacios a China y en menor medida a Rusia, en sectores críticos como energía, infraestructura, tecnología y recursos minerales.

Pero una rápida mirada sobre las formas diplomáticas de la Unión, revela que si bien busca recomponer vínculos lo hace con las mismas fórmulas del pasado: financiamiento selectivo, relanzamiento de acuerdos de cooperación, incentivos para relocalizar cadenas de suministro y una diplomacia más activa en foros regionales. La región vuelve a aparecer como un componente clave de la seguridad económica y geopolítica de Estados Unidos, tanto por su proximidad territorial como por su peso en la provisión de minerales estratégicos, alimentos y energía.

Los indicios sugieren que este intento de recuperación, sin embargo, no se articula como un regreso al viejo modelo de influencia unilateral, sino como una competencia por aliados en un entorno mucho más plural. Estados Unidos procura mostrarse como socio confiable, ofreciendo estabilidad institucional, inversiones con estándares ambientales y laborales más altos, y cooperación tecnológica.

Aun así, las naciones latinoamericanas se mueven con pragmatismo: aceptan el renovado interés de Washington, pero sin renunciar a la diversificación que han construido en las últimas décadas. Para que la recuperación sea duradera, Estados Unidos deberá sostener una presencia constante y ofrecer beneficios concretos, evitando las oscilaciones que caracterizaron su política hacia la región en el pasado reciente.

Contradicción

El avance de China sobre la economía argentina se acelera incluso mientras Milei reafirma su alineamiento con Washington. Las cifras muestran una realidad difícil de disimular: las importaciones desde el gigante asiático crecieron 66% en un año y ya representan casi una cuarta parte de todo lo que compra Argentina al exterior. Fábricas completas desembarcan en puertos locales y conglomerados chinos amplían su presencia en minería y energía, aprovechando precios con los que la industria nacional no puede competir.

Mientras en Washington intentan frenar la expansión asiática, la diplomacia y el capital chino se mueven con precisión quirúrgica. Shandong —la segunda provincia más poblada del país— afianza negocios en minería y tecnología, y multiplica contactos con empresas locales. El contraste es evidente: mientras Estados Unidos ofrece alineamientos políticos -e impone aranceles para protección de su industria- China despliega inversiones, financiamiento y bienes tres veces más baratos.

En este contexto, la Argentina navega una paradoja cada vez más marcada: un discurso oficial volcado hacia Trump y un aparato productivo que se desindustrializa en los hechos y se vuelve más dependiente del músculo económico de Beijing.

En este nuevo escenario, los Estados Unidos vuelven a mirar hacia los recursos naturales latinoamericanos como activos estratégicos para su seguridad energética y tecnológica. El petróleo, en particular, recupera centralidad por la necesidad de garantizar suministros estables en un entorno global volátil y marcado por conflictos en Medio Oriente y tensiones con Rusia. Países como Brasil, Guyana, Argentina y Venezuela —cada uno con realidades políticas diferentes— se vuelven piezas clave de un mapa donde Washington busca asegurar inversiones, contratos de explotación y cadenas de transporte confiables. A esto se suma el interés por minerales críticos —litio, cobre, níquel— indispensables para la transición energética y la manufactura de tecnologías avanzadas, lo que convierte a la región en un espacio que Estados Unidos ya no puede permitirse ignorar.

Vale recordar que la retirada de Petronas del proyecto de GNL con YPF según la versión oficial, se debió a la modificación arbitraria por parte del Estado de la locación del proyecto, pero resulta difícil ignorar que, en un sector donde la energía se entrelaza con el poder global, las decisiones de esta magnitud surjan de una mezquina interna política .

La posibilidad de que parte del gas argentino terminara abasteciendo a China introduce un elemento geopolítico sensible: no sería extraño que el Departamento de >E<stado ejerciera presiones discretas para evitar el surgimiento de un nuevo proveedor fuera de su órbita de influencia.

Ante esta renovada atención, los gobiernos de América del Sur adoptan posiciones diversas, guiadas por una mezcla de pragmatismo económico y cálculo político. Algunas administraciones buscan un alineamiento explícito con Washington, esperando atraer capitales y obtener respaldo financiero en un contexto de fragilidad macroeconómica; otras procuran equilibrar su relación con Estados Unidos sin romper los lazos construidos con China, que sigue siendo un socio comercial determinante. El resultado es un tablero heterogéneo, donde las alineaciones no responden a ideologías rígidas sino a oportunidades concretas: acceso a inversiones, financiamiento de infraestructura, ventajas en el comercio energético y, en el caso del petróleo, la posibilidad de convertirse en proveedores estratégicos para un mercado que vuelve a disputarse con intensidad.

Expansión

La gravitación de China en la economía argentina no deja de expandirse, aun frente a las promesas de Milei a la administración Trump. Mientras el secretario del Tesoro estadounidense, Scott Bessent, intenta frenar el avance del gigante asiático, la presencia china se afirma con una combinación de precios inalcanzables y una oferta industrial difícil de igualar.

Un ejemplo ilustra la tendencia: llegaron a la Patagonia los caños sin costura fabricados en China para el gasoducto que se construirá en Río Negro. Su valor es tres veces menor que el de los tubos producidos por Techint, razón suficiente para explicar la creciente irritación de Paolo Rocca.

Las cifras confirman el fenómeno. En los primeros nueve meses de 2025, la Argentina importó bienes chinos por más de US$ 13.091 millones, un incremento del 66% respecto del mismo período del año previo. En paralelo, China ya provee más de una quinta parte de todas las compras externas del país: entre enero y septiembre de 2025 aportó el 23% del total importado, de acuerdo con datos de la Cancillería argentina.

El intercambio bilateral, sin embargo, es profundamente asimétrico. En esos nueve meses, el déficit comercial con China ascendió a US$ 6.572 millones.

Hubo incluso episodios que pasaron casi inadvertidos. Un día después del anuncio del nuevo marco de cooperación entre Estados Unidos y la Argentina, se realizó en un hotel de lujo de Puerto Madero la “Conferencia de Intercambio Económico y Comercial Argentina–Shandong”. Con 102 millones de habitantes, Shandong es la segunda provincia más poblada de China y acumula proyectos de peso en el país desde hace años. En 2017, Shandong Gold Group adquirió el 50% del proyecto Veladero en San Juan; y hace apenas dos semanas obtuvo la adjudicación de las áreas Del Carmen y Jaguelito en la misma provincia, gobernada por Marcelo Orrego. A la reunión asistieron el vicegobernador Zhang Haibo, representantes de laboratorios locales y directivos de empresas del sector cerealero y del agronegocio.

La penetración industrial china también se percibe en la escala menor. En Sauce Viejo, Santa Fe, una empresa alimenticia decidió importar cinco contenedores que contenían una fábrica íntegra, prefabricada y ensamblada en China. Solo tuvieron que descargarla y desplegarla: un centro de distribución listo, sin obra húmeda, sin intervención gremial y sin demoras, un auténtico origami industrial procedente de Guangdong.

Cifras

Durante los primeros dos años del gobierno de Javier Milei, la evolución de la industria argentina exhibió un deterioro profundo y persistente, tal como muestran diversos indicadores públicos y privados. Según el Centro de Economía Política Argentina (CEPA), la actividad industrial promedió en 2024 una contracción del 8,8 % respecto del año previo, mientras que el Índice de Producción Industrial Manufacturero (IPI) del INDEC cerró ese mismo año con una caída del 9,4 % respecto de 2023, de acuerdo con un análisis publicado por Chequeado. La trayectoria mensual confirma esta dinámica: en junio de 2024 la baja interanual fue del 20,1 % y en julio alcanzó el 5,4 %, según los informes del INDEC.

El retroceso continuó en 2025. CEPA registró que, hasta junio de ese año, la producción industrial desestacionalizada descendió 1,2 % en el mes, lo que se traduce en una merma del 6,6 % frente al promedio de 2023 y del 9,1 % respecto del mismo mes del año anterior. En paralelo, la utilización de la capacidad instalada se ubicó en 58,8 % en junio de 2025, un nivel 14,3 puntos por debajo del observado en junio de 2023, lo que revela una contracción significativa del ritmo productivo. El impacto sobre el empleo también fue notorio: entre noviembre de 2023 y mayo de 2025 se perdieron 39.016 puestos de trabajo registrados en establecimientos industriales, equivalentes a una reducción del 3,2 %, según CEPA. A ello se suma el cierre de 879 empresas fabriles entre noviembre de 2023 y agosto de 2024.

Este retroceso golpea a un sector que históricamente aporta una porción relevante del valor agregado nacional. Por eso, distintos estudios —entre ellos un informe del Instituto de Pensamiento y Políticas Públicas (IPPYP)— han caracterizado este proceso como un verdadero “industricidio”, señalando la combinación de caída productiva, desplome del uso de capacidad, destrucción de empleo y desaparición de empresas.

En conjunto, los datos describen una contracción severa del aparato manufacturero durante los primeros dos años de la administración Milei. El ajuste afecta simultáneamente producción, empleo y estructura empresarial, con consecuencias que trascienden la coyuntura y comprometen la capacidad futura de recuperación. Aunque algunos meses muestran leves mejoras puntuales, la tendencia predominante es de descenso acumulado y persistente.

Datos de empleo

Entre diciembre de 2023 y agosto de 2025 la cantidad de empresas con personal registrado en el país cayó de 512.357 a 493.193. Esto implica el cierre de 19.164 firmas formales. La contracción afectó especialmente a micro y pequeñas empresas, que son las más sensibles a caídas de actividad y aumentos de costos operativos.

Dentro del universo productivo, el sector manufacturero mostró un deterioro más profundo. Según relevamientos del IPyPP, entre diciembre de 2023 y mayo de 2025 dejaron de operar 1.624 empresas industriales. El fenómeno se explica por la fuerte caída del mercado interno en 2024, el encarecimiento del crédito y la reducción de ventas que afectó a ramas como metalmecánica, textil, calzado y manufacturas de plástico.

El empleo formal también se redujo de forma marcada. A nivel agregado, entre diciembre de 2023 y agosto de 2025 se perdieron 276.624 puestos registrados, una caída del 2,81 por ciento. En la industria manufacturera, el retroceso fue particularmente intenso: el sector dejó de emplear 55.941 trabajadores registrados en ese mismo período. Esta contracción acompañó la caída del índice de producción manufacturera en 2024 y la recuperación parcial e inestable vista en 2025.

Casa y buses chinos

Un episodio reciente expone hasta qué punto la oferta china penetra incluso en sectores históricamente ligados a proveedores occidentales: Metropol, uno de los gigantes del transporte urbano —responsable del 20% de los colectivos del área metropolitana— acaba de adquirir 150 unidades fabricadas en China por un monto de US$ 45 millones de dólares. La empresa viajó hasta Xiamen para ver la flota terminada y se encontró con una producción relámpago: los buses estuvieron listos en apenas 16 días hábiles, un ritmo imposible de igualar por la industria tradicional.

Las unidades, impulsadas a GNC para cumplir con las nuevas exigencias ambientales de la Ciudad, prometen un impacto significativo: reducen hasta 25% las emisiones de CO₂ por kilómetro y permiten operaciones más silenciosas. En conjunto, los 150 vehículos equivalen a reemplazar 1.500 colectivos diésel, disminuyendo además la dependencia del gasoil importado. Incorporan sensores inteligentes y sistemas de mantenimiento predictivo que elevan la seguridad y la eficiencia del servicio.

La operación coincide, en un timing sugestivo, con la inminente firma del acuerdo comercial con Estados Unidos, que incluye restricciones explícitas al comercio con China. Sin embargo, en los hechos, la compra se concretó sin obstáculos. Los colectivos fueron fabricados por King Long, uno de los mayores productores de buses a nivel mundial, con una capacidad de cerca de 70 unidades diarias. Está previsto que lleguen al país entre diciembre y enero.

Según Reporte Inmobiliario, en los últimos meses se incrementó el flujo de “casas cápsula” chinas: viviendas modulares que arriban prácticamente terminadas, listas para instalar, como una versión residencial de un mueble premium de Ikea. Enchufar, nivelar y habitar. Una tendencia que también se expande en el turismo: en Salta y Catamarca ya surgieron emprendimientos que optan por cabañas-contenedor importadas. Para los empresarios, la ecuación es irrefutable: menos obra, menos tiempo, menos costo. “¿Quién las va a comprar si los carpinteros, herreros y arquitectos locales se quedan sin trabajo?” se preguntó un monotributista de Remax

La preocupación empresarial es explícita. “Aún con trabajo esclavo y sin pagar impuestos, no podemos competir con China; su productividad y su escala son inalcanzables. No tenemos forma de llegar a esa curva de aprendizaje”, admitió el dueño de una autopartista durante la conferencia de la UIA.

Mientras tanto, el ministro de Economía, Luis Caputo, mantiene abierta la posibilidad de reactivar el swap con China para afrontar vencimientos de deuda, una señal más de la relevancia creciente del vínculo. Paradójicamente, todo esto ocurre mientras el ecosistema digital libertario sostiene el relato de una Argentina emancipada del “dominio chino”, una construcción típica de esta era de posverdad.

¿Y el acero?

Durante la Conferencia Anual de la UIA, Paolo Rocca reclamó una política industrial activa y cuestionó la idea de que la estabilidad macroeconómica sea suficiente para atraer inversiones. Afirmó que el ciclo de globalización posterior a la caída del Muro de Berlín quedó atrás y que hoy predomina un retorno del intervencionismo estatal en las principales potencias. “Todos intervienen”, resumió, para luego preguntar: “Si ellos intervienen, ¿por qué Argentina debería desentenderse?”

Rocca instó al Gobierno a impulsar una política industrial: “La política monetaria, por sí sola, no alcanza” dijo durante su intervención en la Conferencia Anual de la Unión Industrial Argentina, Paolo Rocca fue contundente. El auditorio lo escuchó con atención absoluta, tomó apuntes y al final lo despidió con una ovación.

El líder del grupo Techint no eludió definiciones: reclamó una política industrial activa, pidió una mayor presencia del Estado en la economía y cuestionó la idea de que un “orden macroeconómico” estable sea suficiente para impulsar un proyecto nacional. Con una frase que sintetizó su planteo, afirmó: “La política monetaria no basta, aunque sin ella tampoco es posible avanzar”.

Sus palabras impactaron directamente en el núcleo del discurso oficial, que desde hace un año sostiene que la estabilidad macro atrae inversiones por sí misma. Rocca, sin embargo, puso el foco en otro eje.

Durante casi treinta minutos describió un escenario global en transformación. Con estadísticas, referencias históricas y un tono didáctico, sostuvo que el ciclo abierto tras la caída del Muro de Berlín —marcado por la globalización, el liderazgo estadounidense y el auge del libre comercio— quedó atrás. “Ese mundo ya no va a volver”, deslizó, con un matiz de desasosiego.

Detalló cómo China concentró el 34% de la producción manufacturera mundial, desplazando a las economías occidentales, y repasó su avance militar en el Mar del Sur, la apuesta tecnológica de Made in China 2025 y la expansión geopolítica de la Franja y la Ruta.

Para Rocca, el rasgo dominante del momento es el regreso del intervencionismo estatal en las principales economías desarrolladas: Estados Unidos, Europa, Canadá y México recurren a aranceles, subsidios selectivos, sanciones y cupos. “Todos intervienen”, resumió, antes de dejar una pregunta retórica que resonó en la sala: “Si ellos intervienen, ¿por qué Argentina debería desentenderse?”

El empresario también cuestionó el énfasis oficial en el perfil agroenergético. “La energía, la minería, el litio… no alcanzan para un país como Argentina”, advirtió. Comparó exportaciones per cápita: Argentina ronda los US$ 1.000; China, US$ 4.000; Canadá y Australia, US$ 10.000. “El país necesita una base industrial sólida. Los recursos naturales no son suficientes.”

Rocca fue más allá y pidió lo que el Gobierno ha evitado desde el comienzo de su gestión: diálogo con sectores productivos, definición de cadenas estratégicas, mecanismos de protección frente a la sobrecapacidad china y políticas de transición para ramas amenazadas. “La apertura inteligente requiere política industrial”, remarcó. “Hay actividades sin importancia estratégica, pero otras requieren apoyo sostenido, competitividad y defensa frente a prácticas desleales.”

Sobre las reformas estructurales, mostró coincidencias generales con la orientación oficial, aunque con matices. Señaló que la competitividad depende de múltiples factores y que no todos pueden abordarse simultáneamente. Reclamó un entorno macro estable, instituciones más sólidas y una menor presión tributaria.

Subrayó además la necesidad de reducir la informalidad. “Una industria informal no puede crecer ni exportar ni incorporar tecnología.” Recordó que existen 122.000 juicios laborales en trámite y planteó que cualquier reforma debería apuntar a bajar la litigiosidad, fomentar la formalización y elevar la productividad. También defendió incentivos a la inversión, una carga impositiva menor para utilidades reinvertidas y la eliminación de retenciones para la industria.

Un pasaje inesperado fue su referencia al sistema educativo: “La educación debería volver a la órbita nacional”, afirmó. Sostuvo que la descentralización de los años noventa fragmentó el sistema. “Algo no está funcionando como debería.”

Hacia el final, Rocca aclaró que no hay recetas simples ni modelos extranjeros aplicables en forma directa. “Argentina no es Australia ni Chile. Es un país con otra escala y con desafíos distintos.”

Su exposición terminó en medio de un aplauso generalizado, el más intenso de toda la conferencia. Uno de los empresarios presentes lo resumió con ironía: “Rocca pidió Estado, pidió intervención, pidió política industrial. Justo lo que en la Casa Rosada consideran ideas del pasado.”

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San Antonio continúa su transformación con la designación de NicolásZiperovich como CEO

San Antonio Internacional SA y Servicios Especiales San Antonio SA, compañías referentes en servicios para la industria energética argentina, anuncian la incorporación de Nicolás Ziperovich como nuevo Chief Executive Officer (CEO). Su llegada se enmarca en el proceso de transformación institucional iniciado este año bajo la gestión de DQN Energy, firma de inversiones especializada en el sector energético, con foco en la generación de valor a largo plazo, modernización, renovación, fortalecimiento operativo, seguridad, eficiencia y calidad de servicio.

Ziperovich es Ingeniero en Petróleo por el ITBA, posee un Masters de la Escuela de Negocios de la Universidad de Stanford y se define como un profundo entusiasta de la energía, con más de 20 años de experiencia en operaciones, análisis técnico y desarrollo de negocios en Argentina, Estados Unidos, Venezuela, Perú y Colombia. Inició su carrera en Repsol, donde trabajó en ingeniería de producción y evaluación económica de activos; continuó en Pluspetrol, primero en funciones operativas y de planificación y luego participando en proyectos estratégicos tanto en el país como en Estados Unidos; y más adelante integró LNG Energy Group, contribuyendo al desarrollo de oportunidades de gas natural y a la expansión regional del negocio.

Su relación con el sector, sin embargo, comenzó mucho antes. Proviene de una familia petrolera y creció rodeado de la actividad, influenciado por la trayectoria de su padre. Ese entorno marcó su vocación y consolidó su convicción sobre el papel central que la energía tiene para el desarrollo del país.

Además de su carrera corporativa, Ziperovich ha mostrado siempre un interés genuino por la educación y la formación de nuevas generaciones. Fue profesor del ITBA, donde dictó materias vinculadas a la ingeniería en petróleo, y más adelante cofundó The Global School, una iniciativa que impulsa experiencias formativas globales para jóvenes. Ambas experiencias reflejan una visión de liderazgo que integra propósito, diversidad y desarrollo humano como pilares de la construcción de equipos y organizaciones.

La llegada de Nicolás tiene lugar en un momento clave para San Antonio, que impulsa una organización más moderna, ordenada y orientada a la excelencia. Esta nueva etapa apunta a fortalecer la capacidad de la compañía para acompañar la evolución del sector energético y las oportunidades que presenta el desarrollo del país.

“San Antonio tiene una historia enorme y un talento humano excepcional. La industria está en un punto de inflexión y demanda innovación y estándares más altos de eficiencia y calidad operativa. Mi compromiso es estar cerca de los equipos, escuchar y construir junto a ellos una empresa más moderna, ágil y competitiva”, afirmó Nicolás.
Con esta designación, San Antonio consolida una nueva etapa ratificando su rol como socio estratégico en el desarrollo energético argentino.

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El Estado Nacional recibió ofertas por U$D 685 millones por las represas del Comahue

El gobierno nacional realizó la apertura de las ofertas económicas correspondientes al proceso de adjudicación para la gestión privada de los complejos hidroeléctricos del Comahue.

Al respecto informó que “en total, ocho empresas presentaron propuestas que, sumando las mejores ofertas para cada una de las concesiones, garantizan un ingreso mínimo de u$s 684 millones para el Estado en esta etapa”.

Economía comunicó que “la revisión técnica ya fue completada y, conforme al pliego, solo en la concesión de Cerros Colorados habrá instancia de mejora de ofertas. En las restantes tres represas —Alicurá, El Chocón y Piedra del Águila— el monto mínimo ya quedó asegurado a partir de las propuestas económicas recibidas”.

Los futuros concesionarios, además, estarán obligados a ejecutar todas las inversiones, obras y reformas de infraestructura necesarias para garantizar la operación segura, eficiente y sostenible de los complejos hidroeléctricos, tal como establece el pliego, ratificó Economía. Destacó “que la amplia participación empresaria confirma el fuerte interés del sector privado en operar y modernizar uno de los complejos hidroeléctricos más relevantes del país”.

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El Gobierno aplicará un nuevo esquema de subsidios (a la baja) para gas y electricidad a partir de enero

El Gobierno Nacional publicó, a través de la Resolución de la Secretaría de Energía 484/2025, un nuevo esquema de subsidios parciales al consumo de los servicios públicos de gas y de electricidad “focalizados en hogares vulnerables”, y dio inicio a una consulta pública no vinculante, que estará abierta durante 15 días hábiles.

Se propone activarlo a partir de enero próximo, y refirió que la decisión se adopta “en el marco del período de transición hacia subsidios focalizados, la emergencia pública en materia tarifaria, y del proceso de sinceramiento de los costos reales de la energía”.

El proyecto crea un régimen único y simplificado de subsidios para los consumos residenciales de energía eléctrica, gas natural, garrafa (GLP) y gas propano por redes, y reemplaza el esquema de segmentación por niveles N1, N2 y N3; el Programa Hogar y la Tarifa Social de Gas como esquemas separados.

El ministerio de Economía comunicó que en el nuevo sistema “solo habrá dos categorías claramente definidas: hogares con subsidio y hogares sin subsidio, de acuerdo con sus ingresos, patrimonio y condición socioeconómica”. Los primeros recibirán una bonificación sobre el valor de la energía; los segundos abonarán el costo pleno del servicio.

“La ayuda se dirigirá a hogares con ingresos menores a tres Canastas Básicas Totales (equivalentes a $ 3.641.397). Las personas ya inscriptas en el Registro de Acceso a los Subsidios Energéticos (RASE) no deberán volver a anotarse: su información será migrada automáticamente, con posibilidad de actualización mediante declaración jurada.

Con este esquema se incorporan al nuevo régimen 3.364.065 usuarios del Programa Hogar, para la compra de garrafas de gas para hogares que no tienen acceso a la red de gas natural.

Economía argumentó que estos usuarios “pasarán a recibir el subsidio bajo reglas más claras y homogéneas, manteniendo la protección del Estado y ganando previsibilidad sobre el impacto del consumo en su factura”. Aquellas personas usuarias de gas propano indiluido por redes y de garrafas de GLP de 10 kilos podrán inscribirse a partir del mes de enero mediante el formulario disponible en el sitio www.argentina.gob.ar/subsidios.

En electricidad, se plantea que “los hogares que califican tendrán una bonificación base del 50 % todo el año, aplicada sobre un bloque de 300 kWh mensuales en los meses de mayor demanda, y de 150 kWh en los meses templados”.

En gas por redes, “la regla general es que el 50 % de subsidio se concentrará sólo entre abril y septiembre, que son los meses de mayor consumo, mientras que en los meses de bajo consumo no habrá subsidio”.

Los volúmenes de consumo subsidiado de gas natural se mantienen, ya que los bloques base vigentes contemplan las necesidades estacionales de cada región, se indicó.

Y se puntualizó que “de forma extraordinaria, y solo durante 2026, se incorpora una bonificación extraordinaria del 25 % en enero para ambos servicios: en electricidad, ese mes el subsidio total será entonces del 75 %, y en gas, que no cuenta con subsidio base en verano, la bonificación será del 25 %”. “Ese componente adicional se irá reduciendo mes a mes hasta desaparecer por completo en diciembre de 2026”.

El nuevo esquema busca evitar saltos bruscos en las facturas justamente en los meses en que los hogares más necesitan consumir, señaló Economía.

Para participar de la consulta pública de este nuevo esquema de subsidios, los usuarios pueden ingresar a https://www.argentina.gob.ar/economia/energia/consulta-por-subsidios-energeticos-focalizados.

La Resolución 484 establéce un plazo de 15 días hábiles administrativos, a partir de su publicación en el Boletín Oficial, “a fin de que los interesados efectúen formalmente sus observaciones, sugerencias y/o comentarios mediante el formulario disponible en el sitio web de Consultas de esta Secretaría https://www.argentina.gob.ar/economia/energia, o en su defecto, a través de la Mesa de Entradas del Ministerio de Economía, los que –sin perjuicio de ser analizados– tendrán carácter de no vinculante para esta Autoridad” Secretaría de Energia, del ministerio de Economía).

El gobierno argumentó además que “la revisión del sistema (de subsidios) heredado permitió detectar irregularidades significativas que ya fueron corregidas: 2.590.000 usuarios recibían subsidio por ingresos bajos sin cumplir los requisitos, entre ellos 370.000 solicitudes que figuraban a nombre de personas fallecidas”. “Además, se localizaron 15.518 hogares ubicados en countries y clubes de campo quienes recibían subsidios como si fueran de ingresos bajos”, se agregó.

“Con este paso (nuevo esquema), el Gobierno Nacional reafirma su decisión de ordenar la política de subsidios energéticos, cuidar la plata de los argentinos y avanzar hacia un sistema más justo, transparente y sostenible, en el que la ayuda social deje de ser un beneficio generalizado y vuelva a cumplir su función esencial: proteger a los usuarios residenciales vulnerables, bajo un esquema claro y con mayor previsibilidad en el impacto de las facturas a lo largo del año”, sostuvo Economía.

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PECOM puso en marcha una nueva planta de inyección de polímeros con una inversión de US$ 8 millones

PECOM puso en marcha una nueva planta de inyección de polímeros (PIU) en el Yacimiento El Trébol-Escalante, con una inversión superior a US$ 8 millones.

La instalación permitirá incrementar el factor de recuperación de petróleo mediante la inyección de polímeros, optimizando el barrido del reservorio. La PIU posee tecnología de avanzada, lo que hace posible su operación y monitoreo de forma remota, optimizando la disponibilidad de la misma y los recursos asociados. Este método de recobro, ya testeado globalmente, contribuye a sostener e incluso aumentar la producción, potenciando la continuidad y productividad del yacimiento.

Desde que la compañía tomó el control de estos activos, ha sostenido una premisa clara: “no vinimos a administrar la curva de declino natural de los yacimientos, sino a trabajar activamente para hacer crecer la producción mediante tecnologías avanzadas. La puesta en marcha de esta nueva planta es un ejemplo concreto de esa estrategia y de la convicción de la compañía en el potencial de la Cuenca del Golfo San Jorge y forma parte de un plan de inversiones que en 2025 terminará totalizando más de US$ 70 millones.” afirmó Jorge López Kesler, Director de Operaciones de Upstream en PECOM.

Know-how de PECOM aplicado a aumentar la producción

El proyecto refleja la articulación del conocimiento técnico de tres áreas clave de PECOM, cuya integración resultó fundamental para este proyecto:

• Exploración y Desarrollo: responsables de elaborar los planes de desarrollo y la identificación de nuevas zonas con potencial para la aplicación de tecnologías EOR (Enhanced Oil Recovery).

• Ingeniería & Construcciones: encargados del diseño, ingeniería y montaje de la planta

• Operaciones: responsables de la gestión eficiente del yacimiento y de la operación futura de la PIU.

La sinergia de estas tres áreas refleja el know-how propio de PECOM para diseñar, desarrollar y ejecutar proyectos que impactan directamente en el rendimiento productivo.

Articulación con pymes locales

La construcción y montaje de la planta también representó una oportunidad para potenciar el trabajo conjunto con proveedores locales, un eje estratégico del modelo de operación de PECOM. Entre ellos, se destaca la participación de la empresa local INCRO, que tuvo un rol central en la ingeniería y montaje de la instalación.

Este tipo de proyectos consolida un ecosistema de colaboración que impulsa el desarrollo regional, dinamiza la cadena de valor y refuerza el compromiso de PECOM con las pymes de la zona.

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Hidroeléctricas del Comahue: Precalificaron 8 oferentes y el 28/11 abren las ofertas económicas

La Comisión Evaluadora de antecedentes técnicos y económicos de las empresas que participan del proceso licitatorio de las centrales hidroeléctricas del Comahue concluyó el análisis del Sobre 1 “y recomendó la precalificación de todas las empresas que cumplieron los requisitos del pliego, habilitándolas a participar de la etapa económica”, informó el ministerio de Economía.

A su vez decha Comisión desestimó la oferta de IPS Renewal S.A., “al no cumplir las condiciones exigidas”, se indicó. De esta manera quedaron habilitadas 8 sobre 9 oferentes.

La apertura del Sobre B (Ofertas Económicas) se realizará el viernes 28 de noviembre, a las 10:00 horas, a través de la plataforma CONTRAT.AR., precisó el Ministerio.

Hace tres semanas el Gobierno informó que se presentaron 9 empresas interesadas en participar de la licitación nacional e internacional para la gestión privada de la concesión (por 30 años) de los complejos hidroeléctricos Alicurá, El Chocón, Cerros Colorados y Piedra del Águila, ubicados en la región del Comahue. Están emplazadas sobre los ríos Limay y Neuquén y totalizan una potencia instalada de 4.370 MW.

La licitación tiene por objeto la venta del 100 % del paquete accionario de las sociedades concesionarias que operan cada una de las centrales.

El proceso generó un alto interés ya que durante el período de consultas de los pliegos se recibieron más de 300 presentaciones técnicas y administrativas por parte de potenciales oferentes.

El diseño de la licitación se elaboró en coordinación con los gobiernos de Neuquén y de Río Negro. Estas provincias ingresarán regalías del 12 % sobre el precio de venta de la energía, y también un canon provincial de 2 % por el uso del recurso hídrico.

Economía destacó que “Con esta medida (privatización), el Gobierno continúa con la transformación del sector energético, retirando al Estado del rol de operador para dejar que el capital privado lidere las inversiones”.

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La Barrancosa: Vidal se reunió con Gezhouba y gestiona ante Nación para reactivar obras

Con la presencia en Santa Cruz de directivos de las principales empresas chinas involucradas en el proyecto hidroeléctrico La Barrancosa (ex Jorge Cepernic), se analizaron aspectos administrativos pendientes para el reinicio de la obra, la generación de empleo y la necesidad de planificar nuevos proyectos de generación de energías renovables de manera conjunta.

El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, encabezó una mesa de trabajo junto a representantes de los municipios de Comandante Luis Piedra Buena, Puerto San Julián y Puerto Santa Cruz, legisladores provinciales, integrantes del gabinete provincial y directivos de las empresas chinas Gezhouba y China Energy Engineering, vinculadas al proyecto hidroeléctrico, con el objetivo de coordinar acciones para su reactivación.

El gobierno provincial comunicó que durante la reunión “se analizaron alternativas para garantizar el reinicio de los trabajos, entre ellas la importancia de avanzar con los trámites administrativos pendientes, los mecanismos de articulación entre Nación, Provincia, municipios, empresas y comunidades” . Las partes destacaron la importancia estratégica de la obra para la matriz energética del país y el rol clave de Santa Cruz como provincia generadora de energía.

La construcción de la hidroeléctrica La Barrancosa (360 MW de potencia instalada) se inició en 2015 (gobierno de Cristina Fernández), se aletargó durante el gobierno de Mauricio Macri, y se reanudó parcialmente en la gestión de Alberto Fernandez. El actual gobierno provincial procura que sea reactivada luego de casi dos años de paralización ya que cuenta con financiamiento de bancos de China.

Los trabajos constructivos presentan un grado de avance del 40 por ciento, y a mediados de este año hubo negociaciones con el gobierno nacional para una renegociación del contrato vía Enarsa que permitiría liberar desembolsos. Pero persiste la reticencia política de la Administración Milei en el contexto de su alineamiento con Estados Unidos.

La segunda hidroeléctrica proyectada y encarada por el mismo consorcio (Gezhouba-Eling- Hidrocuyo) sobre el río Santa Cruz, es Condor Cliff (Ex Néstor Kirchner), de 950 MW. Tiene remotas chances de avanzar, siendo muy optimistas.

De la reciente recorrida por la zona de obras y de la reunión con el gobernador Vidal participaron, en representación de las empresas chinas, el gerente general de China Energy Engineering Group (CEEG) Ni Zhen; Chen Jing y Yu Xiong, responsables del Departamento de Gestión de la Producción de CEEG; y Qiao Xubin, gerente general de China Energy International Group Company.

También estuvieron Chen Gang, gerente general de China Gezhouba Group Company (CGGC); Li Guojian, presidente de China Gezhouba Group First Engineering Co., Zhang Jun, gerente general de China Gezhouba Group International Engineering Co., y Wang Mingyi, director del Proyecto Aprovechamientos Hidroeléctricos del Río Santa Cruz.

El gobernador estuvo acompañado por el jefe de Gabinete de Ministros, Daniel Álvarez; el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez; el de Trabajo, Ezequiel Verbes, el presidente de Santa Cruz Puede SAU, Gustavo Sívori, el secretario de Energía Eléctrica, Nazareno Retortillo; el secretario de Minería, Pedro Tiberi; y el de Ambiente Energético, Gastón Farías.

Las comunidades locales estuvieron representadas por la intendenta de Comandante Luis Piedra Buena, Analía Farías; el intendente de Puerto San Julián, Daniel Gardonio; el intendente de Puerto Santa Cruz, Juan Manuel Bórquez; además de los diputados provinciales, quienes destacaron la relevancia de la obra para el desarrollo regional, la generación de empleo y el fortalecimiento de la infraestructura energética.

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Vila-Manzano va por Shell

Shell evalúa desprenderse de sus operaciones en la Argentina en un proceso que podría convertirse en uno de los movimientos empresariales más significativos del año. El conglomerado integrado por José Luis Manzano y Daniel Vila, asociado a la comercializadora suiza Mercuria, presentó una propuesta que supera los 1400 millones de dólares para adquirir la totalidad de los activos que Raízen controla en el país.

La operación —aún en instancia de negociación— abarca una red superior a las 800 estaciones de servicio que operan bajo la marca Shell, la refinería de Dock Sud y los derechos de comercialización local. Con una participación cercana al 20 por ciento del mercado minorista de combustibles, esta red constituye el segundo actor del sector, sólo por detrás de YPF, que concentra más de la mitad de las ventas. La eventual transferencia de estos activos reposicionaría al grupo Vila-Manzano como un protagonista central del negocio downstream, apenas semanas después de su salida definitiva de Refinor.

A comienzos de noviembre, los empresarios vendieron a YPF el 50 por ciento que mantenían en Refinor a cambio de 25,2 millones de dólares, lo que significó su retiro del abastecimiento de combustibles y gas en el norte argentino. Ese movimiento fue interpretado en el sector como parte de un reordenamiento estratégico mayor; la posible adquisición de la red Shell confirma ahora la ambición de ese viraje.

El vínculo entre Manzano, Vila y Mercuria no es circunstancial. Desde hace varios años, los tres coinciden en Phoenix Global Resources, empresa enfocada en producción de petróleo y gas no convencional. Phoenix fue pionera en la explotación tight oil en Río Negro, y mantiene presencia en la cuenca neuquina, donde Mercuria es accionista mayoritaria. Manzano participa a través de Andes Energía con alrededor del 6 por ciento del capital.

Raízen, por su parte, es una empresa binacional controlada por Shell y el grupo brasileño Cosan. Desde 2018 administra la marca Shell en la Argentina, etapa en la que desplegó inversiones relevantes para modernizar y ampliar la refinería de Dock Sud. Entre las obras más destacadas figura un proyecto por 715 millones de dólares destinado a incrementar la capacidad de procesamiento y adecuar la producción a los estándares internacionales de combustibles con bajo contenido de azufre. La planta es una de las unidades de refinación más estratégicas del país, con acceso privilegiado al polo petroquímico del Río de la Plata y a la infraestructura portuaria de la zona.

Si la transacción avanzara, modificaría de manera sustantiva el mapa competitivo del abastecimiento de combustibles. La presencia de un trader global como Mercuria —entre los mayores del mundo en comercialización física de petróleo, derivados y productos energéticos— implicaría una reconfiguración del equilibrio tradicional entre productores, refinadores y distribuidores locales.

Aunque las conversaciones se desarrollan con estricta reserva, distintas fuentes de la industria admiten que el proceso entró en una etapa decisiva. De concretarse, implicaría no sólo un cambio de control en la red Shell, sino una señal contundente sobre la dirección futura del negocio energético en la Argentina.

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Genneia abastecerá energía renovable a Coca Cola en CABA y Ezeiza

Las compañías Coca-Cola de Argentina y Genneia acordaron que la principal generadora de energías renovables abastezca la planta de concentrados de Coca Cola en la Ciudad de Buenos Aires y de su centro de almacenamiento en Ezeiza, con energía proveniente de fuentes eólica y solar, por el equivalente al 80 % del consumo energético anual de dichas plantas.

La energía a suministrar proviene de fuentes renovables verificadas, es decir, certificadas oficialmente como limpias y de bajo impacto ambiental.

La firma del contrato contó con la participación de Leonardo García, Gerente General de Coca-Cola para Argentina y Uruguay, y Bernardo Andrews, CEO de Genneia, quienes destacaron el valor de esta colaboración en el marco de los compromisos ambientales de ambas empresas.

El suministro de energía se realizará a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), mediante un contrato de cinco años. La energía provendrá de un pool de activos de Genneia, compuesto por parques eólicos y solares distribuidos en distintas regiones del país.

Este acuerdo se enmarca en la estrategia global de Coca-Cola para lograr cero emisiones netas de carbono para 2050 y de reducir en un 25 % sus emisiones absolutas de gases de efecto invernadero para 2030, tomando como referencia el año 2015.

Bernardo Andrews señaló que “nos llena de orgullo que una compañía como Coca-Cola confíe en Genneia para avanzar en sus objetivos de sostenibilidad. Esta alianza refleja el valor de nuestras soluciones energéticas competitivas y a medida, y reafirma nuestro compromiso de acompañar a las empresas líderes del país en sus estrategias de eficiencia operativa”.

En tanto, Leonardo Garcia manifestó que ”en Coca-Cola trabajamos para que cada decisión que tomamos tenga un impacto positivo en las personas y el planeta. Esta alianza con Genneia nos permite avanzar hacia un modelo de operación más limpio y responsable, alineado con los objetivos locales y globales de sostenibilidad de la compañía”.

Con este nuevo contrato, Genneia supera los 80 clientes corporativos en el marco del MATER, consolidando su liderazgo en el mercado empresarial. La compañía brinda soluciones energéticas a medida para empresas de sectores como agroindustria, alimentos, automotriz, petróleo y gas, construcción, transporte y laboratorios, entre otros, contribuyendo a una operación más eficiente en todo el país.

Genneia es compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 20 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 21 % de la generación de energía eólica y el 12 % de la solar. La inauguración del Parque Eólico La Elbita, en la provincia de Buenos Aires, junto a la puesta en marcha del Parque Solar Anchoris en Mendoza, ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a más de 1.400 MW.

La Compañía Coca-Cola (NYSE: KO) es una compañía total de bebidas, cuyos productos se venden en más de 200 países y territorios.

En Argentina, Coca-Cola junto a sus cuatro socios embotelladores (Arca Continental, Coca-Cola Andina, Coca-Cola Femsa y Reginald Lee) elaboran y comercializan desde hace 83 años las reconocidas marcas de la Compañía:  Coca-Cola, Sprite, Fanta, Cepita Del Valle, Aquarius by Cepita, Bonaqua y Benedictino, entre otras.

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La Cámara Argentina de la Energía (CADE) renovó sus autoridades

La Cámara Argentina de la Energía (CADE) definió las autoridades que conducirán la entidad durante el período 2025-2027. La Comisión Directiva designó a Andrés Cavallari CEO de Raizen Argentina como presidente de la institución.

La nómina de las autoridades se completa con Sergio Mengoni de Total Austral (vicepresidente I), Marcos Bulgheroni de Pan American Energy (Vicepresidente II), Julián Escuder de Pluspetrol (Tesorero), Germán Burmeister de Shell Argentina (Secretario) y, como vocales tiulares, Martin Rueda de Harbour, Hugo Eurnekian de Compañía General de Combustibles, Martín Urdapilleta de Trafigura Argentina, Pablo Arnaude de DAPSA y Pablo Bizzotto de Phenix.

CADE es una entidad de máximo nivel ejecutivo, creada en el año 2017, cuyos integrantes son presidentes y CEOs de compañías con presencia en la cadena energética nacional, desde la exploración y producción de hidrocarburos hasta la refinación y comercialización de combustibles. Reúne como empresas socias a CGC, Pan American Energy, Raizen, Trafigura, Pluspetrol, Phoenix, Shell, Total Austral, Harbour y DAPSA.

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YPF y Eni acordaron explorar hidrocarburos en un bloque offshore en Uruguay

Las compañías YPF y Eni firmaron un acuerdo para explorar conjuntamente el bloque OFF-5, ubicado en aguas profundas a 200 km de la costa de Uruguay.

Con una extensión aproximada de 17.000 km² y una profundidad máxima de agua de 4.100 metros, el OFF-5 se encuentra en una zona considerada estratégica por su potencial geológico. Estudios recientes indican similitudes con la cuenca Orange sobre el margen africano, en Namibia, donde se han realizado importantes descubrimientos de petróleo y gas, se argumentó.

Y se describió que ambos márgenes compartieron la misma evolución geológica antes de la separación continental, lo que, sumado a las similitudes observadas luego de la apertura del Atlántico, abre un importante potencial exploratorio en el Margen Americano.

El argumento geológico es el mismo que se expresó en relación a la costa atlántica de Argentina, y de hecho motivó expectativas favorables en oportunidad de la perforación del pozo exploratorio Argerich 1 en la CAN-100 hace un par de años a poco más de 300 kilómetros mar adentro a la altura de Mar del Plata. Equinor, YPF y Shell compartieron el proyecto, el pozo resultó seco, y quedaron en suspenso nuevos intentos.

Ahora, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó que “este acuerdo con Eni nos permite dar un paso hacia la exploración offshore. Incorporamos conocimiento global y capacidades que nos posicionan para aprovechar oportunidades en una región con gran potencial, reafirmando nuestra visión de crecimiento y liderazgo en proyectos innovadores”.

Mediante el acuerdo suscrito, Eni Uruguay Ltd. adquiere una participación del 50 % en el bloque OFF-5 y asumirá la operación tras el cierre de la transacción, sujeta a la aprobación de las autoridades uruguayas.

“Este entendimiento refuerza el compromiso de ambas compañías con el desarrollo energético en la región y marca un paso importante en la cooperación internacional para proyectos offshore”, destacó un comunicado.

Además, YPF y Eni firmaron recientemente un contrato para avanzar con la ingeniería de la etapa más grande del proyecto Argentina LNG, consolidando una relación estratégica que combina experiencia global y capacidades locales para impulsar el desarrollo energético en la región, se recordó.

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OLADE: La generación de electricidad en la región subió 4,5 % i.a. (161 TWh)

El reporte de generación eléctrica de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) informó que en el mes de julio de 2025 América Latina y el Caribe generó 161 TWh (teravatios hora) de electricidad, reflejando un incremento interanual del 4,5 por ciento.

La matriz energética sigue mostrando una marcada dependencia de la hidroenergía, que abarca el 45,7 % del total. Sin embargo, esta cifra ha disminuido en comparación con el mes anterior debido a condiciones climáticas secas, particularmente en las cuencas andinas y amazónicas, lo cual deriva en un menor caudal hídrico.

El uso del gas natural continúa aumentando, impulsado por la necesidad de respaldo ante la intermitencia asociada a las energías renovables no convencionales y por un incremento en la capacidad instalada para generación a partir de esta fuente. Asimismo, la generación nuclear mostró un importante aumento del 26,9 %, dado que importantes unidades superaron períodos de mantenimiento.

En contraste, las contribuciones provenientes de fuentes como bioenergía y petróleo y sus derivados han disminuido 15,5 % y 10,7 %, respectivamente, en comparación con julio del año anterior.

La generación hidroeléctrica ha tenido una leve recuperación respecto a julio de 2023, cuando severas sequías provocadas por El Niño impactaron significativamente su producción.

La dinámica regional revela diversidad en las matrices energéticas; países como Paraguay y Costa Rica logran alcanzar una renovabilidad del 100 %, mientras que otros dependen más de combustibles fósiles.

La evaluación mensual sobre el desarrollo del sistema eléctrico es crucial para guiar decisiones estratégicas dentro de un contexto marcado por variabilidad climática y transición energética, remarcó la OLADE.

Informe completo, en el siguiente link: https://www.olade.org/wp-content/uploads/2025/11/Reporte-N.8-Generacion-Electrica_Nov20.pdf

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CADER: Marcelo Alvarez presidente de la Cámara para el período 2026/27

Marcelo Álvarez, actual responsable de Relaciones Institucionales & Desarrollo en Coral Energía, fue elegido como nuevo presidente de la Cámara Argentina de Energías Renovables, CADER, para el período 2026-2027.

Lo acompañará como vicepresidente Agustín Siboldi, Socio en O’Farrell; Martín Dapelo, Socio fundador de On Networking; como secretario; y Alejandro Parada, Gerente de Proyecto en Silvateam, hará lo propio como tesorero de CADER.

La elección de los miembros titulares y suplentes de la Comisión Directiva y del Revisor de Cuentas para el período 2026 – 2027 se llevó a cabo durante la Asamblea Ordinaria de socios en la cual también se evaluó la gestión de la Comisión Directiva saliente, entre ellos Memoria, Balance, Inventario e Informe de Revisor de Cuentas del ejercicio cerrado al 30 de junio de 2025.

En la Asamblea Ordinaria se renovó el compromiso conjunto de seguir trabajando por el desarrollo sostenible del sector energético en Argentina, de cara a los desafíos que traerá el 2026.

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Genneia colocó O.N. por u$s 400 millones. Tasa de 7,75%

Genneia, líder en generación de energía renovable en Argentina, anunció la colocación de su Obligación Negociable (ON) Verde Internacional Clase XLIX, por un monto total de U$S 400 millones, a un plazo de 8 años, superando ampliamente el objetivo inicial de U$S 300 millones y recibiendo ofertas por más de U$S 860 millones.

La empresa destacó que “esta operación marca un nuevo hito en la estrategia de financiamiento de la compañía, reafirmando su compromiso con el desarrollo de proyectos renovables y la consolidación del mercado sostenible”.

Las características principales de la ON Clase XLIX:
● Denominada y pagadera en dólares estadounidenses en el exterior (dólar cable).
● Tasa de interés fija de 7.75 % con pagos semestrales, y un rendimiento del 8 %
● Vencimiento en el octavo año de la emisión.
● Amortización en tres cuotas anuales consecutivas: 33 %, 33 % y 34 %.
● Colocadores locales e internacionales: Santander, JP Morgan, BBVA, Balanz, Banco CMF SA, Macro Securities y Bull Markets Brokers.

La emisión permitirá optimizar el perfil de vencimientos, reinvertir flujos en nuevos proyectos eólicos y solares, y consolidar la posición de Genneia como el principal emisor de bonos verdes del país, con más de U$S 1.280 millones emitidos hasta la fecha.

Este bono se estructuró bajo el Marco de Financiamiento Verde de Genneia, avalado por la opinión favorable de Sustainalytics y alineado con los Green Bond Principles (GBP) de ICMA. Asimismo, cumple con los lineamientos de la Comisión Nacional de Valores y la Guía de Bonos SVS del Panel de BYMA.

“Con esta nueva emisión, Genneia reafirma su liderazgo en el mercado local y su compromiso con la transición energética, impulsando proyectos que contribuyen a un futuro más limpio y sostenible”, se destacó.

Acerca de Genneia

Genneia es compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 20 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 21 % de la generación de energía eólica y el 12 % de la solar.

La inauguración del Parque Eólico La Elbita, en la provincia de Buenos Aires, junto a la puesta en marcha del Parque Solar Anchoris en Mendoza, ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a más de 1.400 MW.

Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea y La Elbita, Genneia cuenta con una capacidad total de 945 MW en energía eólica. Actualmente, la compañía avanza con la construcción del Parque Solar San Rafael, con una capacidad de 180 MW, y del Parque Solar San Juan Sur, de 130 MW, ubicados en las provincias de Mendoza y San Juan, respectivamente.

Con sus cinco parques solares en operación —Ullum I, II y III, Sierras de Ullum, Tocota III, Malargüe I— y ahora Anchoris, alcanza un total de 490 MW de capacidad instalada en energía solar.

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MEGSA-CAMMESA: 48,1 MMm3/d para la 1 Q de diciembre. PPP 2,52 en el GBA

El Mercado Electrónico del Gas realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas para el período 01/12/2025 al 14/12/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

Se recibieron 46 ofertas por un volumen total diario de 48.100.000 metros cúbicos, con Precios Promedio Ponderados de u$s 1,87 en el PIST y u$s 2,52 en el GBA.

Los precios en el PIST fueron desde u$s 0,46 hasta u$s 2,53 por Millón de BTU, mientras que los precios del gas puesto en el GBA fueron desde u$s 0,88 hasta u$s 3,44 el MBTU.

Desde Neuquén llegaron 15 ofertas por un volumen total de 19,0 millones de metros cúbicos día. Desde Tierra del Fuego se registraron 10 ofertas que totalizaron 13,4 MMm3/d. Desde Santa Cruz llegaron 8 ofertas que totalizaron 5,6 MMm3/día. Desde la cuenca Noroeste llegaron 7 ofertas por un total de 4,6 MMm3/día; y desde Chubut 6 ofertas que totalizaron 5,5 MMm3/día.

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YPF y Toyota renuevan su alianza estratégica

YPF, principal empresa energética del país, y Toyota, líder en producción, exportación y ventas de vehículos 0 km. en Argentina, renovaron por cuatro años la alianza estratégica que las vincula desde hace siete años.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el presidente de Toyota Argentina, Gustavo Salinas, renovaron su compromiso de seguir trabajando en el marco de una visita a Vaca Muerta, donde pudieron observar el punto de origen de los combustibles YPF que Toyota utiliza en sus vehículos y recomienda a sus clientes con certificación internacional TOP TIER.

Marin destacó que “la asociación con una empresa como Toyota y la relación que generamos en los últimos años es un ejemplo de lo que buscamos con cada uno de nuestros socios: trabajar con el objetivo común de transformar a YPF en una empresa más eficiente, innovadora y de clase mundial”.

Por su parte, Gustavo Salinas afirmó que “eEs un orgullo para nosotros trabajar junto a una compañía icónica para todos los argentinos, que nos permite seguir creando soluciones de movilidad para cada vez más personas. Los combustibles y lubricantes YPF que usamos durante la producción de nuestros vehículos en Zárate se exportan a 22 países de América Latina, lo que muestra el potencial de nuestra industria y de esta asociación”, destacó el presidente de Toyota Argentina.

Durante la visita, ambos directivos pudieron conocer de cerca la implementación del TOYOTA WELL, una adaptación del Toyota Production System (TPS) aplicada por YPF en su negocio petrolero. Esta metodología de gestión, reconocida globalmente por su enfoque en la mejora continua y la eficiencia, que está contribuyendo a optimizar la producción de la compañía en Vaca Muerta.

YPF y Toyota han desarrollado múltiples proyectos que integran sus objetivos de sostenibilidad, innovación tecnológica y eficiencia operativa:

  • Energía renovable: provisión de electricidad 100 % renovable para la producción de las Hilux, SW4 y Hiace en la planta de Toyota en Zárate, generada por los parques eólicos y solares de YPF Luz.
  • Eficiencia operativa: aplicación del Toyota Production System en operaciones de YPF en Vaca Muerta y en el Complejo Industrial de Lubricantes y Especialidades (CILE) de La Plata.
  • Desarrollo de combustibles – con certificación internacional TOP TIER – y lubricantes para la producción de vehículos en la planta de Toyota en Zárate: Hilux, SW4 y Hiace. Los mismos que recomiendan a sus clientes para cuidar sus motores.
  • Motorsport: alianza Toyota Gazoo Racing YPF INFINIA en el TC2000, que combina la ingeniería de Toyota con la tecnología del combustible Premium de YPF INFINIA Turbo Clean.
  • Movilidad y servicios: estaciones de Kinto, la plataforma de movilidad a demanda de Toyota, ubicadas en estaciones de servicio YPF en todo el país.
  • Compromiso social y educativo: iniciativas conjuntas junto a la Fundación YPF, como el programa Aula Móvil, que promueve la educación técnica en comunidades de todo el país.
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IAE: Sube la producción de hidrocarburos y bajan los subsidios

En septiembre último la producción de petróleo aumentó 19 % i.a. y 13 % en los últimos 12 meses (12m), indicó el informe periódico del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi.

La producción de petróleo Convencional en el mismo mes se redujo 8 % i.a. y cayó 4,2 % en los últimos 12 meses. La producción No Convencional (que ya es el 60 % del total de crudo producido) se incrementó 40,9 % i.a y 27,8 % en los últimos doce meses, impulsada por el Shale, describio el informe.

Las cuencas Neuquina y Austral impulsan el crecimiento de la producción gasífera anualmente.

En septiembre de 2025 la producción de gas natural se redujo 5,5 % i.a y aumentó 3,6 % al considerar los últimos 12 meses. La producción Convencional se redujo 3,1 % i.a. y aumentó 1,7C% en el acumulado anual.

Por otra parte, la producción No Convencional (63 % del total) se redujo 6,8 % i.a. y aumentó 4,7 % en los últimos doce meses.

La demanda de combustibles

En septiembre de 2025 las ventas de naftas y gasoil tuvieron un aumento del 8,4 % i.a. y del 2,1 % en 12m. respectivamente. Durante los últimos doce meses, las ventas de naftas fueron 2,7 %mayores respecto a igual periodo anterior, mientras que las ventas de gasoil fueron 1,7 % superiores.

La demanda total de Energía Eléctrica aumentó 3,9 % i.a. en septiembre de este año respecto a igual mes de 2024. El consumo eléctrico anual presenta un aumento acumulado del 0,3 % en 12 meses.

El informe describe que el gas natural entregado por redes de distribución se redujo 5,5 % i.a. en agosto de 2025 (último dato disponible) y 3,3 % 12m. en los últimos doce meses corridos respecto a igual periodo del año anterior.

Evolución de los subsidios energéticos

Los subsidios energéticos devengados presentan una reducción en términos acumulados en el año 2025, según datos del del Instituto Interdisciplinario de Economía Política de la UBA (IIEP-UBA).

A septiembre, las transferencias para gastos corrientes en energía (los subsidios energéticos) se redujeron 31 % en el acumulado del año 2025 respecto a igual periodo del año anterior.

La partida más importante es para CAMMESA que se redujo 12 % y recibió un total de $ 2.886.712 millones.

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China apuesta por el torio para impulsar una nueva era del transporte marítimo

El país asiático avanza en el desarrollo de buques portacontenedores propulsados por reactores nucleares de torio, una tecnología más segura, eficiente y sostenible que promete reducir costos, eliminar el repostaje y transformar la logística global.

China dio un paso decisivo hacia la transformación del transporte marítimo al presentar un ambicioso proyecto para construir gigantescos buques de carga impulsados por reactores nucleares de torio. Considerado por muchos expertos como una alternativa más segura que el uranio, este metal abundante y menos radiactivo vuelve a ubicarse en el centro de la innovación energética, ahora aplicado a la navegación comercial.

La iniciativa, basada en reactores de sales de torio (TMSR) de 200 MW de potencia térmica, coloca a estos futuros portacontenedores en la misma liga tecnológica que los submarinos nucleares más avanzados de Estados Unidos. Pero con una ventaja central: un funcionamiento más simple, eficiente y ecológico. A diferencia de los reactores convencionales, los TMSR no requieren complejos sistemas de refrigeración ni dependen del agua para operar, lo que reduce los costos y disminuye drásticamente los riesgos de accidente.

El desarrollo marca un cambio de paradigma en un sector que depende históricamente de combustibles fósiles. El nuevo diseño permitirá construir buques capaces de transportar entre 14 y 15 mil contenedores TEU sin necesidad de repostar durante décadas. La tecnología de reactores modulares pequeños (SMR), combinada con sales fundidas que autorregulan el calor y funcionan a presión atmosférica, garantiza un nivel adicional de seguridad al eliminar el riesgo de explosión por vapor.

La adopción de buques portacontenedores impulsados por reactores de torio también tendría un efecto significativo en los puertos marítimos, donde el impacto ambiental suele concentrarse por la alta demanda de combustibles fósiles y las emisiones asociadas. Al eliminar la necesidad de repostar y reducir drásticamente la liberación de gases contaminantes, estos buques disminuirían la presencia de partículas en suspensión, óxidos de nitrógeno y dióxido de carbono en las zonas portuarias, mejorando la calidad del aire para trabajadores y comunidades cercanas. Además, la menor frecuencia de operaciones de abastecimiento reduciría el riesgo de derrames y la presión sobre las infraestructuras portuarias, permitiendo puertos más limpios, seguros y adaptados a un modelo logístico de bajas emisiones.

Para reforzar la protección, el sistema incorpora un blindaje doble de acero inoxidable y agua ligera, lo que impide fugas de radiactividad. Además, el novedoso sistema de propulsión basado en CO₂ supercrítico mejora la eficiencia térmica en un 5 por ciento respecto a los motores convencionales. Todo el conjunto, compacto y de larga vida útil, fue desarrollado por la empresa surcoreana HD KSOE, filial de Hyundai, que eligió el torio por su disponibilidad, menor radiactividad y capacidad de aprovecharse casi en su totalidad durante la fisión.

El impacto económico y ambiental podría ser profundo. La eliminación del repostaje liberaría espacio a bordo, aumentaría la capacidad de carga y reduciría los costos operativos. Al mismo tiempo, la operación sin emisiones permitiría al sector cumplir con las metas de descarbonización de la Organización Marítima Internacional para 2050, convirtiendo al transporte marítimo en una actividad más limpia y sostenible.

Mientras China avanza en un campo en el que Estados Unidos fracasó tras gastar 9.000 millones de dólares en una central SMR que nunca llegó a operar, el gigante asiático apuesta a convertir el torio en la piedra angular de la nueva logística global. Si el proyecto prospera, podría marcar el inicio de una era en la que los océanos se recorran con buques capaces de navegar durante décadas sin una sola parada para combustible.

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Secco inauguró su carport solar de más de 1MW para 360 vehículos

La empresa Secco dio un nuevo paso hacia la sostenibilidad energética con la inauguración, en su Casa Central de Rosario, de su carport solar, una innovadora estructura diseñada para generar energía limpia a partir del sol, al tiempo que ofrece sombra y protección para vehículos.

El proyecto, que comenzó a generar energía este año, cuenta con 2.520 módulos solares. La instalación alcanza una potencia total de 1,15 MW, posicionándose como una de las más destacadas de su tipo en el país y permitiendo un ahorro del 40% en la factura de luz.

La obra fue diseñada y desarrollada íntegramente por el equipo de Ingeniería en Energías Renovables de Secco, en un tiempo de ejecución récord de cuatro meses. El proyecto también incluye 10 inversores de alta eficiencia. Esta tecnología de vanguardia permite maximizar la conversión de energía solar en electricidad utilizable. El excedente, en tanto, se inyecta a la red eléctrica, aportando energía limpia al sistema.

El carport fue diseñado bajo un esquema de autoconsumo, también llamado autogeneración, lo que significa que gran parte de la energía generada se destina a alimentar las operaciones internas de la Compañía, cubriendo incluso por momentos el 100% de la potencia consumida por Secco.

La estructura del carport tiene una orientación Este/Oeste y capacidad para albergar hasta 360 vehículos, lo que además contribuye a mejorar las condiciones de trabajo para colaboradores y visitas, reduciendo la exposición al sol y protegiendo los automóviles de las inclemencias del clima.

Asimismo, en los próximos meses incorporará a su carport, un sistema de almacenamiento de energía y la articulación con grupos electrógenos (Genset) para lograr un sistema híbrido más eficiente y resiliente que habilitaría a bajar las potencias contratadas.

Con este desarrollo, Secco reafirma su compromiso con la transición energética y la innovación tecnológica, posicionándose a la vanguardia del uso de energías renovables en el ámbito corporativo argentino.

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Un paso más hacia la constitución del directorio del nuevo ente regulador energético

La Secretaría de Energía avanzó esta semana en la construcción institucional del nuevo ente regulador que en los próximos meses unificará a los dos reguladores históricos del sector: el ENRE y ENARGAS. Con la Resolución 479/2025 quedó conformado el Comité de Selección que evaluará a quienes aspiran a integrar el Directorio del futuro Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, creado por la Ley 27.742 y formalizado en julio por el Decreto 452.

La figura del comité es clave para la selección de la apertura del llamado a concurso público de antecedentes de octubre. La ley exige un cuerpo colegiado de cinco integrantes con perfiles técnicos sólidos, y el comité será el encargado de revisar cada postulación y armar las ternas de postulantes a cada uno de los cargos, que luego definirá el Poder Ejecutivo. El proceso apunta a darle cierto orden a una transición anunciada hace meses, todavía tiene varios componentes en movimiento.

El equipo elegido está compuesto por el ingeniero Osvaldo Rolando, el licenciado Santiago Urbiztondo y la abogada María Luján Crespo. Son nombres conocidos dentro del área, con recorridos amplios en regulación, tarifas y análisis del mercado energético. Trabajarán ad honorem.

Santiago Urbiztondo es un economista argentino especializado en energía, regulación y políticas públicas. Licenciado en Economía por la Universidad Nacional de Córdoba y doctor en Economía por la Universidad de California–Los Ángeles (UCLA), se ha desempeñado como investigador del Instituto de Estudios sobre la Realidad Argentina y Latinoamericana (IERAL) de la Fundación Mediterránea, donde ha producido análisis técnicos y asesoramiento en materia de mercados energéticos, tarifas, regulación y competencia. Ha sido consultor de organismos nacionales e internacionales, profesor universitario y autor de numerosos trabajos sobre organización industrial, marcos regulatorios y políticas de infraestructura, convirtiéndose en una referencia reconocida en debates sobre el sector energético argentino.

Por su parte María Luján Crespo es abogada y consultora especializada en hidrocarburos y energía, vinculada al ámbito público argentino. De acuerdo con su perfil, ha ejercido funciones de asesoría legal en la Secretaría de Energía de la Nación, lo que da cuenta de un perfil técnico-jurídico dentro del sector regulatorio. Asimismo, integra comités de evaluación de antecedentes para cargos regulativos en el ámbito del gas y la electricidad, lo que refuerza su presencia institucional en ese escenario.

Osvaldo Ernesto Rolando es ingeniero electricista egresado de la Universidad Tecnológica Nacional (UTN) con especialización en distribución eléctrica y desarrollo gerencial. Se desempeñó como subsecretario de Energía Térmica, Transporte y Distribución Eléctrica del Ministerio de Energía y Minería de la Nación entre diciembre de 2015 y diciembre de 2017. En diciembre de 2024 fue designado interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), mediante Resolución 373/2024 publicada en el Boletín Oficial. Su trayectoria se centra en la regulación del sector eléctrico, operación de redes de distribución y roles ejecutivos en entornos de infraestructura crítica.

La unificación de los entes reguladores aparece como un reordenamiento institucional para reducir costos con una sola unidad organizativa por área.

No obstante y en virtud de los contratos de concesión otorgados en los 90, no habrá cambios en la operatoria de los servicios. Se trata de dos servicios con reglas y alcances geográficos bien diferenciados.

La resolución entra en vigencia desde su publicación en el Boletín Oficial y abre una cuenta regresiva. El Decreto 452 le dio ciento ochenta días al nuevo ente para estar operativo. Con el comité ya designado, empieza la fase más sensible: elegir a quienes tendrán en sus manos el control regulatorio del gas y la electricidad para los próximos años.

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Acuerdo de Nucleoeléctrica y CANDU Energy para proveer servicios a centrales

La estatal Nucleoeléctrica Argentina y la empresa canadiense Candu Energy, perteneciente al grupo AtkinsRéalis, firmaron un Memorando de Entendimiento (MoU) en la Embajada de Canadá en Buenos Aires, con el objetivo de cooperar en la provisión de servicios de ingeniería, asistencia técnica y mantenimiento a centrales nucleares del tipo CANDU en distintos países del mundo.

El acuerdo consolida una alianza estratégica que combina la experiencia operativa y técnica de la empresa argentina con la plataforma internacional y la red global de Candu Energy. De esta manera, ambas compañías podrán ofrecer soluciones integradas tanto para plantas actualmente en operación como para futuras centrales CANDU.

Durante el encuentro, el presidente de Nucleoeléctrica Argentina, Demian Reidel, destacó que “el mundo vive un renacimiento nuclear, y Argentina está preparada para ser protagonista en este nuevo capítulo. La firma de este acuerdo con Candu Energy refleja nuestra capacidad para transformar la experiencia y excelencia técnica acumuladas a lo largo de décadas en valor concreto. No se trata solo de vender servicios, sino de proyectar el conocimiento nuclear argentino en el escenario internacional”.

La tecnología CANDU, desarrollada en Canadá, es un diseño de reactor que utiliza uranio natural como combustible y agua pesada como moderador y refrigerante. Este tipo de centrales tiene presencia en Canadá, Corea del Sur, China, Rumania, India y Pakistán, y es reconocida por su confiabilidad, eficiencia y versatilidad.

En Argentina, la Central Nuclear Embalse, ubicada en la provincia de Córdoba, es un referente de esta tecnología y una de las plantas CANDU con mejor desempeño a nivel mundial. Nucleoeléctrica Argentina ejecutó con éxito su proyecto de extensión de vida de esta central hace pocos años, fue uno de los más complejos de su tipo, que permitió asegurar su segundo ciclo de operación.

La experiencia técnica y la capacidad de gestión desarrolladas en Embalse posicionan a NA-SA como un socio confiable para proyectos internacionales de renovación, modernización y mantenimiento.

Además, Nucleoeléctrica continúa fortaleciendo sus capacidades mediante obras estratégicas como la extensión de vida de la Central Nuclear Atucha I y la construcción del segundo almacenamiento en seco de combustible gastado, consolidando así su perfil exportador de servicios de ingeniería y operación nuclear. La Administración Milei ha decidido la privatización parcial (44 %) de Nucleoeléctrica.

“Este acuerdo representa un paso decisivo en la estrategia de internacionalización de Nucleoeléctrica Argentina y reafirma el potencial de la industria nuclear nacional para aportar soluciones de alto valor tecnológico en un contexto global que demanda energía limpia, segura y confiable”, destacó un comunicado de la empresa.

Datos técnicos de la Central Nuclear Embalse

La Central Nuclear Embalse comenzó a operar en 1983. Es una planta de potencia de diseño CANDU 6, con una capacidad instalada de 683 megavatios eléctricos, que utiliza uranio natural como combustible y agua pesada como moderador y refrigerante. Aporta aproximadamente el 3 por ciento de la electricidad del país y se mantiene entre las centrales con mejor disponibilidad operativa del mundo.

En 2019 inició su segundo ciclo operativo, luego de un extenso proyecto de extensión de vida que incluyó la renovación completa de componentes críticos y sistemas de control.

Sobre Nucleoeléctrica Argentina

Nucleoeléctrica Argentina S.A. es la empresa responsable de la operación, mantenimiento y construcción de las centrales nucleares de potencia del país. Opera Atucha I, Atucha II y Embalse, y desarrolla proyectos estratégicos vinculados a la gestión de combustible y la extensión de vida útil.

Desde su creación en 1994, combina experiencia técnica, una industria nacional altamente capacitada y estándares de seguridad reconocidos internacionalmente, contribuyendo al desarrollo tecnológico argentino y al fortalecimiento del rol del país en el ámbito nuclear global.

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El Gobierno Nacional quitará las retenciones a las exportaciones de petróleo convencional

El gobierno nacional y el de la provincia de Chubut firmaron un acta de entendimiento para modificar el esquema de derechos de exportación del crudo Convencional, con el objetivo de preservar la actividad en las cuencas maduras, dar previsibilidad a las inversiones y cuidar el empleo.

Se trata de un acuerdo de esfuerzos compartidos que se inicia con Chubut y se extenderá progresivamente al resto de las provincias productoras de crudo convencional, alojado en cuencas maduras (de menor rendimiento), indicó Economía.

En el acuerdo suscripto ahora entre Nación y Chubut, el Estado Nacional se compromete a “adecuar el régimen de derechos de exportación avanzando en la quita de retenciones al crudo convencional; la provincia ratifica y profundiza sus políticas de acompañamiento mediante la revisión de regalías y cánones; y las empresas se comprometen a sostener la producción y los planes de inversión necesarios para garantizar la continuidad de la actividad”, comunicó el ministerio de Economía.

El anuncio oficial ocurrió luego de una reunión que mantuvieron el Jefe de Gabinete, Manuel Adorni, el ministro de Economía, Luis Caputo, y su par del Interior, Diego Santilli en el Palacio de Hacienda con el Gobernador de Chubut, Ignacio Torres. También estuvieron el secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, Daniel González y el Presidente de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), Carlos Ormachea.

La eliminación de las retenciones a este tipo de exportaciones venía siendo solicitada por el gobernador de Chubut, una de las provincias mas afectadas por las decisiones de varias empresas productoras de priorizar la producción No Convencional en Vaca Muerta.

De hecho YPF está ejecutando su proyecto de desvinculación de decenas de áreas convencionales ubicadas en Chubut, Santa Cruz, y Tierra del Fuego mediante negociaciones con esos Estados provinciales. Estos últimos, a su vez, procuran nuevos operadores de menor envergadura dispuestos a continuar explotando estos recursos. Estan en juego además miles de puestos de trabajo en el sector.

El Gobierno Nacional destacó que “continúa avanzando en la reducción de la carga impositiva sobre la producción y las exportaciones de energía, con el objetivo de aliviar al sector privado, promover nuevas inversiones y consolidar un crecimiento sostenido basado en reglas claras y previsibles”.

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El Gobierno de Neuquén y Pluspetrol financian 15 emprendimientos de triple impacto

Hoy se dieron a conocer los 15 emprendimientos que serán financiados por IMPACTA Neuquén 2025, el Programa Neuquino de Desarrollo Emprendedor Sostenible. Esta iniciativa, impulsada por el Gobierno de la Provincia de Neuquén, Pluspetrol Argentina y Fundación Empretec, tiene como objetivo fomentar el desarrollo de emprendimientos que generen ingresos económicos y un impacto positivo en el entorno social y ambiental.

El evento se realizó en el Salón Domuyo y fue encabezado por el Gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, y el Country Manager de Pluspetrol Argentina, Julián Escuder, quien expresó “Desde Pluspetrol estamos orgullosos de impulsar Impacta Neuquén con la Provincia y Fundación Empretec, es una oportunidad única para que los emprendedores de Neuquén desarrollen iniciativas con un enfoque en el impacto social y ambiental, fortaleciendo así la economía local y promoviendo un futuro sostenible”.

Este programa se implementa desde marzo de 2025 y combina actividades presenciales y virtuales a lo largo de la provincia, involucrando a oficinas de empleo locales y referentes del Ministerio de Trabajo, y cuenta con el apoyo técnico de Fundación Empretec.

Los emprendimientos que acceden al financiamiento recibirán un asesoramiento adicional para implementar sus planes de negocio.

Principales Características del Programa:

  • Convocatoria Abierta: Se llevaron a cabo actividades presenciales en Neuquén Capital, Zapala, Chos Malal y San Martín de los Andes, con la participación de más de 350 emprendedores de toda la provincia.
  • Formación Intensiva: En la primera etapa de formación virtual, se seleccionaron 25 emprendimientos que participaron en un taller intensivo (Taller EMPRETEC) en agosto en Chos Malal.
  • Desarrollo de Emprendimientos de Triple Impacto: Los emprendimientos promovidos abordan problemáticas sociales y ambientales mediante modelos de negocio sostenibles, priorizando energías renovables, prácticas de economía circular y criterios de inclusión social.
  • Financiamiento y Asesoramiento: Pluspetrol ha destinado un aporte cercano a USD 250.000 para consultoría, viáticos y financiamiento de los emprendimientos seleccionados.

Este proyecto integra la estrategia de Responsabilidad Social de Pluspetrol, en la que lleva comprometidos USD 3 Millones de inversión social para la provincia de Neuquén durante 2025 en numerosos proyectos estructurados en los tres ejes que componen su estrategia de responsabilidad social: educación, producción y fortalecimiento institucional, complementando así su importante actividad como operador clave en el desarrollo energético de la provincia y del país.

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Eliminan retenciones a la exportación de aceites lubricantes

A través del Decreto 811/2025, publicado en el Boletín Oficial, el Gobierno nacional eliminó las retenciones a los aceites lubricantes para potenciar la competitividad e impulsar las exportaciones.

La medida beneficia a empresas que exportan este tipo de productos a países miembros del Mercosur, Estados Unidos, Europa y África, que antes pagaban una alícuota del 8 %.

El Gobierno entonces redujo a cero (0 %) la alícuota del derecho de exportación de aceites lubricantes y líquidos para motores, lo que aliviará los costos de empresas exportadoras y promoverá el desarrollo de las actividades del sector.

Se estableció que el beneficio comprende a los aceites de petróleo o de mineral bituminoso (que contienen betún), o a los que tengan un contenido superior o igual al 70 % de estos aceites. También incluye preparaciones en las que estos aceites constituyan el elemento base, excepto las que contengan biodiesel y desechos de aceites.

En el período enero/septiembre de 2025, 51 empresas exportaron por más de 64 millones de dólares, lo que representa un volumen de más de 54 millones de kilos.

La eliminación del Derecho de Exportación para aceites y lubricantes va en línea con el Decreto 305/25, mediante el cual también se eliminaron las retenciones para casi el 90 % de los productos industriales con valor agregado, como por ejemplo, agropartes, productos de fundición, maquinaria agrícola, óptica, vidrio, autopartes, cosméticos y partes de motores y piezas de autos.

Con esa medida, se benefició a más 3.500 empresas, casi el 40 % de las que exportan en Argentina, se indicó.

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Una petrolera independiente de Estados Unidos desembarca en Vaca Muerta

La compañía estadounidense Continental Resources, propiedad del empresario Harold Hamm, acordó la compra del 90% de un área petrolera que estaba en manos de Pluspetrol, lo que marca su ingreso formal a la formación neuquina.

La petrolera argentina Pluspetrol informó ante la Comisión Nacional de Valores (CNV) que alcanzó un entendimiento con Continental Resources Argentina SAU, la filial local de la firma norteamericana, para transferirle su participación en el bloque Los Toldos II Oeste. Actualmente, Pluspetrol controla el 90% de ese activo, mientras que el 10% restante pertenece a la empresa provincial Gas y Petróleo del Neuquén (GyP).

El bloque formaba parte del paquete de áreas que Pluspetrol adquirió a ExxonMobil hace casi dos años. Su venta se inscribe en una estrategia de la empresa argentina para concentrar inversiones y esfuerzos en su proyecto más relevante dentro de esa operación: el área Bajo del Choique–La Invernada.

El desembarco

El interés de Continental Resources por Vaca Muerta venía tomando forma desde hace tiempo. De hecho, a fines del año pasado, Harold Hamm —fundador y principal accionista de la compañía— viajó a Buenos Aires y mantuvo una reunión con el presidente Javier Milei. La empresa tiene una trayectoria destacada en el desarrollo de recursos shale, un tipo de producción que ha demostrado resultados consistentes tanto en Estados Unidos como en la formación neuquina.

Tras cotizar durante años en la Bolsa de Nueva York, Continental Resources volvió a manos privadas en 2022, cuando Hamm recompró todas las acciones. Hoy se calcula que la compañía tiene un valor cercano a los 27.000 millones de dólares.

El paso clave que falta

Pluspetrol señaló en su comunicado a la CNV que el cierre definitivo de la operación depende del cumplimiento de varias condiciones previas, entre ellas el visto bueno del gobierno de Neuquén.

La provincia viene aplicando, desde comienzos de este año, nuevos criterios para las operaciones dentro de Vaca Muerta. Entre ellos se incluye un aporte obligatorio a obras de infraestructura —principalmente viales— que equivale al 3% de las regalías potenciales que generaría el área a lo largo de su vida productiva.

Además, cuando se solicitan cambios en las concesiones, Neuquén exige un cargo por gestión que puede alcanzar el 6% del valor del contrato. En la operación mediante la cual ExxonMobil vendió su paquete de áreas a Pluspetrol, ese concepto ascendió a 100 millones de dólares.

A estas condiciones se suma una nueva modalidad de participación para GyP, la petrolera provincial, que ahora asume un rol de socia en las utilidades sin obligación de realizar aportes adicionales. En este caso, GyP ya integraba el consorcio del área Los Toldos II Oeste, por lo que las tratativas entre las tres partes definirán los términos finales de la operación.

¿Quién es Harold Hamm?

Harold Hamm es un empresario y magnate del petróleo estadounidense, conocido por ser el fundador y principal accionista de Continental Resources, una de las mayores compañías independientes dedicadas al petróleo y gas no convencional en Estados Unidos.

Nacido en 1945 en Oklahoma, Hamm proviene de una familia humilde y comenzó a trabajar desde muy joven. Construyó su carrera en la industria energética hasta convertirse en una figura clave del desarrollo del shale oil en Estados Unidos, especialmente en la cuenca de Bakken (Dakota del Norte), donde su empresa logró algunos de los avances más importantes en fractura hidráulica y perforación horizontal.

Durante años fue uno de los hombres más ricos del sector hidrocarburífero. En 2022 decidió retirar a Continental Resources de la bolsa de Nueva York recomprando todas las acciones, lo que volvió a convertir a la petrolera en una compañía privada controlada por su familia.

Además de su actividad empresarial, Hamm ha tenido influencia política, sobre todo en temas energéticos: ha sido asesor informal de gobiernos republicanos y un fuerte impulsor de la producción doméstica de petróleo y gas en Estados Unidos.

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Las operadoras del bloque MLO_114 se retiran tras cerrar el primer período de exploración

Las empresas que operaban el bloque offshore MLO_114 decidieron retirarse del proyecto y no avanzar al segundo período de exploración. El consorcio integrado por Tullow Argentina Limited, Pluspetrol y Wintershall Dea notificó a la Secretaría de Energía que renunciaba al permiso luego de completar las tareas previstas en la primera etapa.

La salida llega después de varios años de estudios de prospeccion y trabajos preliminares en la cuenca Malvinas, frente a Tierra del Fuego. Los informes técnicos del propio Estado confirman que las empresas cerraron el primer período en regla, presentaron la documentación ambiental y pagaron el canon correspondiente al ejercicio 2025, que sumó alrededor de 193 millones de pesos. Todo acorde a la ley 17.319

El retiro deja una lectura simple: con la información obtenida hasta ahora, el área no mostró el potencial suficiente para justificar más inversión. Para el sector offshore argentino el efecto inmediato es una pausa en la actividad del bloque MLO_114.

El área vuelve al Estado y quedará a la espera de una posible relicitación. No hay impacto operativo fuerte, no todos los bloques adjudicados en las rondas anteriores terminarán en pozos exploratorios. El proceso de exploración en aguas profundas continúa en otros puntos de la plataforma.

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YPF alcanzó los 200.000 barriles diarios de producción shale oil en Vaca Muerta

YPF logró un nuevo récord en su producción propia de shale oil, al alcanzar los 200.000 barriles diarios, lo que representa un crecimiento del 82 % en menos de dos años.

La compañía describió que cuando Horacio Marín asumió la presidencia de YPF en diciembre de 2023, la producción shale se ubicaba en 110.000 barriles diarios aproximadamente. ” Hoy, ese número se ha casi duplicado, consolidando a la compañía como líder en el desarrollo de recursos no convencionales”, se remarcó.

El presidente y CEO de YPF, destacó que “este hito refleja el compromiso, la innovación y el talento de todo el equipo de YPF. Alcanzar los 200.000 barriles diarios en shale oil no solo es un logro productivo, sino también el resultado de un cambio profundo en nuestra forma de operar”.

El directivo expresó que “este crecimiento fue posible gracias a la transformación de los procesos operativos, con la incorporación de tecnologías como RTIC, inteligencia artificial, y herramientas de análisis predictivo que permitieron mejorar la productividad y optimizar los recursos”. “También, la implementación del Toyota Well, la metodología TPS de mejora continua fue clave para aumentar la producción al mismo tiempo que se redujeron los costos”.

El equipo de Upstream fue clave en este avance, con una fuerte orientación a resultados, excelencia operativa y trabajo colaborativo, se destacó, y se remarcó que “en el marco del Plan 4×4 (de reconversión de negocios de la empresa), YPF apuesta al desarrollo de Vaca Muerta como motor de crecimiento energético y económico para el país”.

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Gobierno de Buenos Aires construirá 5 parques solares

El Gobierno de la Provincia de Buenos Aires, a través del Ministerio de Infraestructura y de la Subsecretaría de Energía, impulsa la construcción de 5 nuevos parques solares. Será en los municipios de Alberti, Azul, Coronel Rosales, Punta Indio y San Cayetano.

Estos nuevos parques se sumarán a los 26 que ya se encuentran operativos en el territorio bonaerense y que, junto al sistema de generación renovable de la Isla Martín García, alcanzarán un total de 11.5 MW de potencia instalada.

Las obras consisten en el montaje y la instalación de 5 nuevos parques de generación de energía solar en las localidades de Pehuen Có (Coronel Rosales), San Cayetano, 16 de Julio (Azul), Pipinas (Punta Indio) y Alberti. En el caso de los parques de Pehuen Có y San Cayetano, se incorporará, además, un sistema de almacenamiento en baterías de litio, que permitirá cargar la energía y atender las demandas fuera del horario solar.

Los trabajos incluyen la provisión de componentes y servicios para la instalación de un parque solar fotovoltaico (PFV) con bancos de baterías, la reparación del terreno y el cerco perimetral; la adquisición y el montaje de paneles, inversores híbridos, baterías y racks, y transformadores.

Asimismo, implica el anclaje de estructuras, adecuado al estudio de suelo que previamente fue realizado por el PROINGED, el tendido de cables y conexionado. Por último, el montaje de la Estación Transformadora MT/BT y sistema de medición; y las pruebas y ensayos antes de la puesta en funcionamiento.

Las obras se llevarán adelante a través del Programa Provincial de Incentivos a la Generación Distribuida Renovable (PROINGED), a cargo de una Unidad de coordinación operativa integrada por el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos -a través de la subsecretaría de Energía- y el Foro Regional Eléctrico de Buenos Aires (FREBA), que nuclea a todas las distribuidoras de energía eléctrica de la provincia y sus municipios.

Cabe destacar que el financiamiento de los proyectos ejecutados por este programa proviene de los fondos de la tarifa eléctrica destinados a las energías renovables.

Con el impulso de la generación distribuida renovable como herramienta, se busca mejorar la calidad de vida de la ciudadanía y promover el desarrollo territorial equilibrado en toda la Provincia, se destacó.

La concreción de estos parques brindará una solución a problemas estructurales de restricciones del servicio eléctrico local, y lo hará con energía limpia, alcanzando una generación estimada de 4.000 kWh al año, lo que equivale al abastecimiento de 1.300 hogares.

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YPF-Vaca Muerta: Formación técnica para estudiantes y docentes

Fundación YPF realizó el encuentro de cierre anual de las acciones desarrolladas en el marco del plan de Formación Técnica para Vaca Muerta, con la participación de más de 220 estudiantes y docentes de escuelas técnicas de Neuquén.

La jornada se desarrolló en el Centro de Convenciones Domuyo y contó con la presencia de autoridades provinciales, representantes de empresas del sector energético y referentes educativos.

Durante el acto, el director ejecutivo de Fundación YPF, Gustavo Schiappacasse; Gustavo Livoreiro, director provincial de educación técnica, y Glenda Temi, presidenta del consejo provincial de educación entregaron los diplomas a los estudiantes del último año. Los alumnos completaron las prácticas profesionalizantes en perforación y terminación de pozos, química aplicada, tratamiento de crudo, y producción de hidrocarburos.

Esta iniciativa es organizada por Fundación YPF junto a las empresas Halliburton, AESA, Tetra, YPF y Nabors, que permitieron el acceso a yacimientos, laboratorios, y a la tecnología de vanguardia utilizada en las operaciones.

En el 2025 participaron estudiantes de 8 escuelas técnicas de Cutral Co, Plaza Huincul, Neuquén Capital, San Patricio del Chañar, Senillosa, Centenario, Añelo y Rincón de los Sauces.

A su vez, se reconoció a los docentes de 18 escuelas técnicas y del CERET (Centro Regional de Educación Tecnológica) que hicieron la capacitación para el uso del equipamiento tecnológico entregado por Fundación YPF. Fueron 100 kits de automatización, control de procesos y electricidad junto con 70 notebooks para fortalecer la enseñanza técnica.

“Con estas acciones buscamos contribuir en la formación técnica de quienes serán los futuros líderes de la industria del petróleo y gas en Vaca Muerta”, expresó Schiappacasse, quien remarcó la importancia de “acercar la innovación y última tecnología que utilizan las empresas de energía a la educación técnica”.

El plan de formación técnica para Vaca Muerta de Fundación YPF contempla la entrega de equipamiento, adecuación de planes de estudio, formación docente, prácticas profesionalizantes y una red educativa vinculada al desarrollo energético del país.

Asimismo, incluye la creación del Instituto de Formación técnica Vaca Muerta (IVM) que brindará una oferta educativa especializada en Upstream, que será inédita en la región, basada en la práctica real y teniendo como premisas fundamentales la seguridad y la excelencia operativa.

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TotalEnergies instaló sistemas solares en San Roque bajo el programa Acceso a la Energía

TotalEnergies Argentina concretó una nueva instalación de sistemas solares domiciliarios en San Roque, en el área rural de Añelo, en el marco de su Programa de Acceso a la Energía.

La iniciativa —implementada en colaboración con TotalEnergies Renovables Argentina y la empresa especializada ALP Group— tiene como objetivo brindar acceso a energía limpia y renovable a través de la instalación de paneles solares a familias en zonas rurales que aún no cuentan con conexión a la red eléctrica.

A través del programa, iniciado en 2024, ya consiguieron acceso a energía limpia 3 familias en el área de influencia de Aguada Pichana Este y San Roque.

Con esta nueva acción, TotalEnergies Argentina reafirma su compromiso en Neuquén y su contribución al acceso equitativo a energía renovable, más limpia, segura y disponible, en línea con la estrategia global de la compañía de generar más energía, con menos emisiones, satisfaciendo la demanda energética global de manera sostenible y con un menor impacto ambiental.

La estrategia de gestión social que lleva adelante la compañía en Neuquén promueve además la formación de capacidades locales, la educación, la seguridad vial y el desarrollo humano, social, económico y sostenible de las comunidades locales.

Cómo son los sistemas solares instalados
Los sistemas solares domiciliarios instalados por ALP Group cuentan con 3.450 Watts de potencia pico solar, generada por paneles Trina, empresa incluida en el listado TIER ONE de Bloomberg, con certificaciones IEC y garantías de generación en cumplimiento con la Ley Nacional de Energía Distribuida N° 27.424. La potencia de acople está determinada por un inversor Growatt de 3.500 W e incorpora una batería de litio Growatt AXE 5.0L, lo que permite generar un promedio de 547 kWh/mes de energía. El sistema incluye ocho tomas y ocho luminarias. Para garantizar el mejor uso y mantenimiento de los equipos instalados, se les ofreció a los beneficiarios del programa material instructivo y dos capacitaciones, al finalizar la instalación y previo al invierno.
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Industria Secco entra al Mercado Eléctrico Mayorista con su nueva central a biogás en San Miguel

El Ministerio de Economía, a través de la Secretaría de Energía, oficializó la autorización del ingreso de Industrias Juan F. Secco S.A. al Mercado Eléctrico Mayorista como agente generador. La empresa generará con su nueva Central Térmica a Biogás San Martín Norte III-D10, de 10 megavatios de potencia, la cual está situada en San Miguel, Buenos Aires.

Según el documento, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) certificó que la central cumple con los requisitos técnicos exigidos por los “Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y Cálculo de Precios”. Además, la empresa deberá completar el equipamiento correspondiente para los sistemas de comunicación SCOM, SMEC y SOTR, necesarios para la operación en el MEM.

El Estudio de Impacto Ambiental del proyecto fue aprobado por el Organismo Provincial para el Desarrollo Sostenible (OPDS) en 2021. Con la documentación técnica y societaria presentada, la Secretaría de Energía confirmó que no hubo objeciones durante el proceso de publicación de la solicitud en el Boletín Oficial, el pasado 27 de octubre.

La resolución también instruye a Cammesa a cargar a Industrias Juan F. Secco S.A. los posibles sobrecostos o penalidades que pudieran derivarse de indisponibilidades técnicas durante la integración de la planta al sistema eléctrico.

El texto fue firmado por la secretaria de Energía, María Carmen Tettamanti, y entró en vigencia el mismo día de su publicación. Con esta incorporación, Secco amplía su participación en la generación distribuida a partir de biogás, una tecnología que aprovecha residuos orgánicos para producir energía eléctrica y que en los últimos años ha ganado espacio dentro de la matriz renovable del país.

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El mercado petrolero está desbalanceado según la AIE

La Agencia Internacional de Energía (AIE) señala en su reciente informe mensual que “la demanda de petróleo es menor que los estándares históricos” frente al crecimiento de la oferta.

Anticipa que, en el cuarto trimestre de 2025, el crecimiento del consumo mundial de petróleo se desacelerará con respecto al observado entre julio y septiembre, mientras que la oferta de crudo se encamina a una mayor recuperación, “lo que agrava el desequilibrio del mercado”.

La agencia proyecta que la oferta mundial de petróleo aumentará en 3,1 millones de barriles diarios (mb/d) en 2025, hasta un promedio anual de 106,3 mb/d, y en otros 2,5 mb/d en 2026, hasta los 108,7 mb/d.


“A diferencia del pasado reciente, el aumento de este año se divide casi equitativamente entre los productores no pertenecientes a la OPEP+ y los de la OPEP+”,
destaca.

En cualquier caso, advierte de que los riesgos para las previsiones son numerosos, dado que las repercusiones económicas de la reciente crisis arancelaria y el cierre del Gobierno federal estadounidense aún son inciertas, mientras que aún no se ha hecho evidente el impacto de las nuevas sanciones contra Rusia.

En tal sentido, la AIE afirma que la industria petrolera rusa se encuentra bajo una presión aún mayor después de que Estados Unidos y Reino Unido sancionaran a los dos mayores productores rusos, Rosneft y Lukoil, que en conjunto producen y comercializan internacionalmente cerca de la mitad del crudo del país, aunque reconoce que, hasta el momento, las exportaciones rusas han continuado prácticamente sin interrupción.

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Vista invertirá u$s 4.500 millones en V.M. para alcanzar producción de 180 mil boe/d en 2028

Vista Energy presentó su nuevo plan estratégico y anunció una inversión de más de u$s 4.500 millones en Vaca Muerta para impulsar su producción un 60 % y alcanzar los 180.000 barriles diarios de petróleo equivalente (boe/d) en 2028. La visión de la compañía para 2030 se centra en alcanzar una producción de 200.000 boe/día, se indicó.

La empresa, que ya invirtió más de u$s 6.000 millones en la Argentina, se consolidó como principal productora independiente de crudo y mayor exportadora de petróleo del país.

Vista proyecta ingresos por exportaciones por u$s 8.000 millones en los próximos tres años, y un EBITDA ajustado de u$s 2.800 millones para 2028, lo que representa un crecimiento del 75 % respecto de su estimación para 2025.

Miguel Galuccio, fundador y CEO de Vista Energy, sostuvo que “estamos entrando en una nueva etapa de crecimiento que llevará a Vista a una escala superior, apoyados en todo lo que construimos hasta ahora. En un contexto global donde la demanda de energía sigue creciendo, los productores eficientes y de bajo costo, como nuestra compañía, marcarán la diferencia. Haber consolidado una cultura de alto desempeño, ágil y con un equipo de clase mundial fue clave para seguir liderando el desarrollo de Vaca Muerta”.

Vista presentó su nuevo plan estratégico ante la comunidad financiera internacional en su tercer Investor Day, un evento que marcó un nuevo hito para la compañía con la presencia en vivo de más de quince representantes de las principales entidades financieras del mundo —entre ellas Bank of America, Citi, Goldman Sachs, J.P. Morgan, Morgan Stanley, Santander y UBS.

De acuerdo con las proyecciones del plan, entre 2026-2028, Vista prevé generar un flujo de caja libre de ~1.500 millones de dólares por año (considerando un escenario de precio Brent de 65 – 70 dólares por barril). Este nivel de generación de caja permitirá sostener el crecimiento, fortalecer la estructura financiera y mantener la capacidad de inversión de largo plazo.

Desde el anuncio del primer plan estratégico en 2021, Vista incrementó tres veces su producción y cuatro veces su EBITDA ajustado, que pasó de u$s 380 millones a u$s 1.600 millones en 2025. Además, el valor de su acción se expandió a una tasa anual compuesta del 73 %, posicionándola entre las compañías de E&P con mejor desempeño a nivel global.

Con los nuevos anuncios, la firma ratifica un modelo propio de gestión que redefinió la forma de producir hidrocarburos en Vaca Muerta, se destacó.

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Argentina LNG: Marin destacó el acuerdo con ADNOC

El presidente de YPF, Horacio Marín, destacó el acuerdo marco que la compañía firmó la semana pasada con ADNOC, en Emiratos Arabes.

“Firmamos la adhesión de ADNOC, la cuarta petrolera del mundo, al proyecto Argentina LNG en sociedad con Eni. Este proyecto, de producción de12 millones de toneladas por año de GNL, generará 200.000 millones de dólares en exportaciones en 20 años, es decir 10.000 millones de dólares por año”.

“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 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.

En declaraciones periodísticas que replicó la Compañía, Marín destacó que “no tenemos dimensión de la inversión extranjera que implica este proyecto. Solamente el proyecto de 12 mtpa, implica 35.000 millones de dólares en cuatro años”.

En relación con los resultados del tercer trimestre, el presidente de YPF consideró que “fueron muy positivos”. “A pesar de tener una caída en los ingresos del orden de los 650 millones de dólares por la baja de los precios (del crudo a nivel internacional), logramos el mismo resultado. Eso fue gracias a las eficiencias, la salida de los campos maduros y el trabajo que estamos haciendo en YPF”, afirmó.

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YPF traspasa a Terra Ignis áreas convencionales que opera en Tierra del Fuego

YPF y Terra Ignis, la empresa provincial de energía, firmaron el acuerdo de cesión de las áreas convencionales que la compañía opera en la Tierra del Fuego.

La firma tuvo lugar en la casa de la provincia con la presencia del gobernador Gustavo Melella, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el presidente de Terra Ignis, Maximiliano Dalessio, entre otras autoridades.

Este acuerdo le da continuidad al Memorando de Entendimiento (MOU) de agosto, ahora mediante la suscripción de los acuerdos definitivos de cesión de los bloques: Lago Fuego, Los Chorrillos, TDF Fracción A, TDF Fracción B, TDF Fracción C, TDF Fracción D y TDF Fracción E, se detalló.

El siguiente paso es la publicación del decreto y la ley provincial aprobando la cesión y los términos del acuerdo.

De esta manera, la compañía avanza con uno de los pilares estratégicos del Plan 4×4 que, mediante un manejo activo de su portfolio y la asignación eficiente de sus recursos, busca transformar a YPF en una empresa de shale de clase mundial, reiteró la petrolera.

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Presupuesto 2026-Energía: Revisión de tarifas en Zona Fría y compensación a Distribuidoras

Diversos y muy relevantes temas en materia energética han sido planteados por el gobierno en el Proyecto de Ley de Presupuesto 2026 de la Administración Nacional girado al Congreso. Su contenido dará lugar a discusiones seguramente intensas por cuanto varias de ellas implican una revisión de criterios económicos y políticos vigentes desde hace varios años, con respaldo legal del propio Parlamento.

Del análisis del articulado (Anexo 1) se desprenden cuestiones tales como el reconocimiento por parte del gobierno de una Compensación económica a las empresas distribuidoras de electricidad por ingresos tarifarios no percibidos durante la emergencia 2002-2024. Las empresas estiman un monto de 3.000 millones de dólares que el gobierno de Javier Milei considera avalar.

Sería para que las distribuidiras compensen a su vez sus deudas con CAMMESA por la energía que no pagaron (o lo hicieron parcialmente) durante tal emergencia (las dos distribuidoras del AMBA adeudan no menos de 400 millones de dólares), y con el requisito de renunciar a reclamos ante el CIADI.

Otro tema incorporado al proyecto de Presupuesto es el de la revisión del actual esquema de aplicación del Régimen de Zona Fría, que contempla tarifa diferencial a la baja para los usuarios de gas en regiones y zonas diversas del país, no sólo de la región patagónica.

Comprende a usuarios residenciales y entidades sociales. El gobierno propone que las empresas distribuidoras o subdistribuidoras zonales persiban una compensación por la aplicación de tarifas diferenciales.

A continuación se describen éstos y otros artículos del Proyecto de Presupuesto 2026 que deben ser sometidos a la discusión y tratamiento legislativo, previsto para las sesiones extraordinarias a las cuales el gobierno convocará en las próximas semanas.

Artículo 16 (modificado): instituye que el Estado Nacional toma a su cargo las obligaciones de pago derivadas de la aplicación de la Resolución S.E. 58/2024 3, con Nucleoeléctrica Argentina Sociedad Anónima (NASA), Entidad Binacional Yacyretá (EBY) y Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA), en su carácter de acreedores del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), liberando a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) de la totalidad de las obligaciones emergentes del régimen allí previsto con estas compañías.

La cancelación de dichas deudas por parte del Estado Nacional no podrá representar un tratamiento diferencial y más favorable respecto del brindado a los restantes acreedores del MEM que hubieran suscripto los acuerdos individuales en los términos de la referida Resolución.

Artículo 68 (modificado ): prevé, al igual que en el artículo 55 de la Ley 27.701 , Ley de Presupuesto General de la Administración Nacional para el ejercicio 2023 y el DNU 280/24 una eximición de los impuestos sobre los combustibles líquidos y al dióxido de carbono para las importaciones de gasoil y diésel oil destinas al abastecimiento del mercado de generación eléctrica. El cupo se redujo de 3,8 millones de m ³ a 1 millón de metros cúbicos.

Artículo 71 ( nuevo ): sustituye el artículo 3° de la Ley 27.637, del Régimen de Zona Fría.
El artículo vigente refiere a los beneficios tarifarios equivalentes al 50 % de los cuadros tarifarios plenos establecidos por el ENARGAS que tienen la Región Patagónica , el Departamento de Malargüe (Mendoza) y la Región de la Puna (regiones incluidas en el inciso a) del artículo 75 de la Ley 25.565 , Ley de Presupuesto General de la Administración Nacional para el ejercicio 2002 , mencionado en el artículo 70 del PLP2026 ), y que se aplican a los usuarios residenciales del servicio de gas natural por redes y gas propano indiluido por redes y todos los usuarios del servicio general P de aquellas localidades abastecidas con gas propano indiluido por redes que se apliquen en el marco de este régimen .
El artículo incluido en PLP2026 no incluye que los beneficios sean equivalentes al 50 % de los cuadros tarifarios , sino que dispone que los mismos serán determinados por el Poder Ejecutivo Nacional , por sí o a través de la autoridad de aplicación de la mencionada Ley 27.637 , con las modalidades que considere pertinentes.

Artículo 72 ( nuevo ): deroga los artículos 4°, 5°, 6°, 7° y 8° de la Ley 27.637, del Régimen de Zona Fría.
El artículo 4° amplía el beneficio del inciso a) del artículo 75 de la ley 25.565, comentado en el nuevo artículo 70 del PLP2026 , a totalidad de las regiones, provincias, departamentos y localidades incluidas en las subzonas IIIa, IVa, IVb, IVc, IVd, V y VI, anexo I de la ley, de las zonas bio -ambientales utilizadas por ENARGAS, bajo norma IRAM 11603/2012 .
Además, dispone que las empresas distribuidoras o subdistribuidoras zonales deberán percibir una compensación por la aplicación de tarifas diferenciales a los consumos de los beneficiarios del régimen.

Establece que la tarifa diferencial para las nuevas zonas será equivalente al 70 % de los cuadros tarifarios plenos establecidos por el ENARGAS , exceptuando a los siguientes usuarios residenciales a los que se les aplicará un cuadro tarifario equivalente al 50 % del cuadro pleno:
1) Titulares de la Asignación Universal por Hijo (AUH) y la Asignación por Embarazo ; 2) Titulares de Pensiones no Contributivas que perciban ingresos OPC mensuales brutos no superiores a cuatro veces el Salario Mínimo Vital y Móvil ; 3) Usuarios y usuarias inscriptas en el Régimen de Monotributo Social ; 4) Jubilados y jubiladas; pensionadas y pensionados; y trabajadores y trabajadoras en relación de dependencia que perciban una remuneración bruta menor o igual a cuatro Salarios Mínimos Vitales y Móviles ; 5) Trabajadores y trabajadoras monotributistas inscriptas en una categoría cuyo ingreso anual mensualizado no supere en cuatro veces el Salario Mínimo Vital y Móvil ; 6) Usuarios y usuarias que perciben seguro de desempleo ; 7)Electrodependientes, beneficiarios y beneficiarias de la ley 27.35 1; 8) Usuarios y usuarias incorporadas en el Régimen Especial de Seguridad Social para Empleados de Casas Particulares de la ley 26.844 ; 9) Exentos en el pago de ABL o tributos locales de igual naturaleza ; y 10) Titulares de Pensión Vitalicia a Veteranos de Guerra del Atlántico Sur.

El artículo 5° indica que los consumos que realicen las entidades de bien público del servicio de gas natural por redes y gas propano indiluido por redes de la totalidad de las regiones incluidas en el régimen tienen el beneficio equivalente al 50 % de los cuadros tarifarios plenos establecidos por el ENARGAS.

El artículo 6° extiende el beneficio del 50 % de los cuadros tarifarios plenos establecidos por el ENARGAS a los consumos que realizan las Asociaciones civiles con ingresos ordinarios anuales menores a la Categoría “G” del Régimen del Monotributo; y los comedores comunitarios con o sin personería jurídica, reconocidos en su jurisdicción provincial o municipal o que estén inscriptos en el Registro Nacional de Comedores y Merenderos Comunitarios de Organizaciones de la Sociedad Civil (RENACOM).

El artículo 7° amplía el beneficio establecido en el punto b) del artículo 75 de la ley 25.565, comentado en el nuevo artículo 70 del PLP2026 , a la totalidad de las regiones, provincias, departamentos y localidades de las subzonas IIIa, IVa, IVb, IVc, IVd, V y VI, anexo I de la ley, de las zonas bio -ambientales utilizadas por e, bajo norma IRAM 11603/2012 , que no estaban incorporadas al régimen vigente.

El artículo 8° otorga la facultad al Poder Ejecutivo Nacional de ampliar los territorios definidos en la ley 25.565 y en esta ley, previa revisión cada dos años y con dictámenes técnicos del Ente Regulador y la Secretaría de Energía , considerando factores climáticos.

Podrán solicitar informes adicionales a otras autoridades locales. El informe final se enviará al Congreso.

Además, dispone que la autoridad de aplicación podrá modificar o exceptuar los criterios de elegibilidad para acceder a un cuadro tarifario reducido (50 %) en casos de vulnerabilidad social. También se habilita al Poder Ejecutivo Nacional a establecer mecanismos para que los usuarios puedan renunciar voluntariamente al beneficio, asegurando que llegue solo a quienes realmente lo necesitan.

Artículo 74 ( nuevo ): establece que la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, en consulta con las jurisdicciones provinciales y sus entes reguladores, determinará las diferencias de ingresos percibidos por las distribuidoras nacionales, provinciales y municipales con motivo de las leyes de emergencia dictadas en materia de tarifas eléctricas, correspondientes a cualquiera de los ejercicios en los que hubiera estado vigente, comparados con los ingresos que les hubieran correspondido de haberse aplicado el correspondiente pliego de concesión.

El crédito determinado a favor de las distribuidoras antes mencionadas se aplicará a la cancelación de las obligaciones que estas tuvieran con CAMMESA, según corresponda, por la compra de energía eléctrica en el MEM, sujeto a que OPC declinen cualquier reclamo judicial o administrativo relacionado con los efectos de las emergencias declaradas.

Este artículo se incorpora a la Ley 11.672, Ley Complementaria Permanente de Presupuesto mediante artículo 77 PLP2026.

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Oldelval y Trafigura inauguraron el oleoducto derivación a la Refinería Bahía Blanca

Oleoductos del Valle (Oldelval) y Trafigura inauguraron el martes 4 de noviembre el nuevo oleoducto de derivación hacia la Refinería Bahía Blanca, una obra estratégica para el sistema de transporte de crudo del país que mejora la flexibilidad operativa y la capacidad exportadora de la Cuenca Neuquina.

El nuevo ducto, de 14 pulgadas de diámetro y 11 kilómetros de extensión, conecta el sistema troncal Allen–Puerto Rosales de Oldelval con la refinería de Trafigura en Bahía Blanca. La obra demandó una inversión superior a los 30 millones de dólares y fue ejecutada cumpliendo los más altos estándares de calidad, seguridad y medio ambiente.

El acto se realizó en la Unidad Autónoma de Medición (UAM) de Oldelval, con la presencia por parte de Trafigura de Gerardo Zmijak, director Comercial; Cecilia Díaz de Souza, Gerente de Proyectos y Estructuración de Negocios; y Paulo Carozzi, Gerente de Gestión y Proyectos de Refinería. En representación de Oldelval estuvieron Ricardo Hosel, CEO; Federico Zárate, Gerente de Proyectos; y Mauro Cabrera, Gerente de Construcciones. Además, participó Santiago Mandolesi Burgos, presidente del Consorcio de Gestión del puerto de Bahía Blanca y en representación del municipio Gustavo Lari, secretario de Producción.

Durante el evento, el CEO de Oldelval, Ricardo Hosel, destacó que “esta obra comenzó a gestarse en 2020 y hoy es una realidad gracias al compromiso, la planificación y el trabajo conjunto entre el sector privado y el Estado”. También subrayó que la iniciativa “refuerza el compromiso con una cuenca integrada, competitiva y eficiente en la evacuación de crudo hacia el Atlántico”.

Por su parte, Gerardo Zmijak resaltó la importancia que tiene esta obra para aumentar la confiabilidad de la Refinería como así también poder generar una nueva vía de evacuación del crudo de Vaca Muerta a través del Puerto de Bahía Blanca. Por último, destacó el esfuerzo realizado por todos los trabajadores y contratistas por su resiliencia ante la adversidad que significó la inundación del pasado 7 de marzo.

Con esta nueva infraestructura, Oldelval y Trafigura consolidan su alianza estratégica y contribuyen al fortalecimiento del sistema energético nacional, impulsando el desarrollo industrial y logístico de Bahía Blanca y de toda la región.

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Biocombustibles: Nuevos precios, y cambio en la mezcla con biodiesel

La Secretaría de Energía fijó, a través de la Resolución 443/2025, en Pesos novecientos dieciocho con veinticinco milésimas ($ 918,025) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar, y en Pesos ochocientos cuarenta y uno con trescientos noventa y cuatro milésimas ($ 841,394) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz, destinados a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (de Biocombustibles).

Tales precios regirán para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de noviembre de 2025 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

El plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los TREINTA (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.

Por otra parte, y a través de la Resolución 445/2025, la S.E. fijó en Pesos un millón seiscientos ochenta y ocho mil novecientos sesenta y uno ($ 1.688.961) por tonelada el precio de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640, para las operaciones a realizar durante el mes en curso y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

Cabe referir que Energía ha dispuesto en los últimos meses sucesivas adecuaciones al precio de este biodiesel, siendo la última el 23 de octubre (Resolución 422).

El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los SIETE (7) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.

Cambio en la mezcla con biodiesel

La Secretaría a cargo de María Tettamanti tiene la función de determinar la metodología de cálculo de los precios a los cuales la petroleras deberán adquirir biocombustibles para el cumplimiento de su mezcla obligatoria con los combustibles fósiles, “la cual deberá garantizar una rentabilidad determinada, considerando los costos de elaboración, transporte y el precio para el producto puesto en su planta de producción”.

El Artículo 8° de la Ley 27.640 estableció que todo combustible líquido clasificado como gasoil o diésel oil que se comercialice dentro del territorio nacional deberá contener un porcentaje obligatorio de biodiesel de cinco por ciento (5 %), en volumen, medido sobre la cantidad total del producto final.

Por el mismo artículo, se facultó a Energía para elevar el referido porcentaje obligatorio cuando lo considere conveniente en función del abastecimiento de la demanda, la balanza comercial, la promoción de inversiones en economías regionales y/o razones ambientales o técnicas, o bien reducirlo hasta un porcentaje nominal de tres por ciento (3 %), en volumen, cuando el incremento en los precios de los insumos básicos para la elaboración del biodiesel pudiera distorsionar el precio del combustible fósil en el surtidor.

Esto, por alterar la composición proporcional de aquel sobre este último, o bien ante situaciones de escasez de biodiesel por parte de las empresas elaboradoras autorizadas por la autoridad de aplicación para el abastecimiento del mercado.

Corresponde referir que mediante la Resolución 438/ 2022 de la S.E. se determinó en SIETE COMA CINCO POR CIENTO (7,5 %) en volumen, medido sobre la cantidad total del producto final, el porcentaje de corte obligatorio de biodiésel en el gasoil o diésel oil comercializado dentro del territorio nacional.

Ahora resulta que, según surge de un Informe del 7 de noviembre de 2025, elaborado en la Subsecretaría de Combustibles Liquidos de la S.E. , la evolución del precio del Aceite de Soja en las últimas semanas ha evidenciado un fuerte incremento, impactando ello en los costos de elaboración del biodiesel.

En consecuencia, “y a fin de morigerar el impacto de dicho incremento en el precio del gasoil en boca de surtidor y en el costo logístico de la actividad económica en general, se consideró necesario establecer transitoriamente una reducción del porcentaje de mezcla obligatoria de biodiesel en gasoil y diésel oil, hasta tanto se defina un nuevo valor de corte”.

En tal sentido, se resolvió que “resulta pertinente reducir el porcentaje de mezcla obligatorio de biodiesel con gasoil o diesel oil a un SIETE POR CIENTO (7 %), en volumen, medido sobre la cantidad total del producto final.

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Lapeña advierte que la transición energética exige conducción política

El Seminario Anual 2025 del Instituto Argentino de la Energía (IAE) “General Mosconi” se desarrolló en la sede del Consejo Profesional de Ingeniería Mecánica y Electricista (COPIME), en un clima de optimismo prudente. Allí, la figura central fue su presidente, Jorge Lapeña, cuyas reflexiones marcaron el tono general del encuentro y delinearon los principales desafíos que enfrenta el sector energético argentino.
Lapeña advirtió que el problema más profundo del sistema no es de carácter técnico sino político. La transición energética, señaló, exige “dirección y armonía para no seguir navegando sin timón”. Esta falta de conducción se manifiesta en la ausencia de políticas claras y en la escasa coordinación entre los gobiernos nacionales y provinciales.

“El sistema energético argentino —remarcó— está atravesado por la anarquía política: no hay definiciones concretas sobre si realmente estamos transitando un proceso de cambio frente al desafío climático.”
“El desafío que enfrenta el sector no es solo técnico. Es más bien político porque la transición energética requiere de dirección y armonía para no seguir navegando sin timón”.

Sus declaraciones plantearon un diagnóstico severo: sin una política energética coherente y federal, el país corre el riesgo de reincidir en los ciclos históricos de desinversión y desorden. Lapeña insistió en que la energía debe ser abordada desde una estrategia de Estado y no como una sucesión de medidas parciales o aisladas.

“El desafío que enfrenta el sector no es solo técnico. Es más bien político porque la transición energética requiere de dirección y armonía para no seguir navegando sin timón”

En ese contexto de advertencia y propuesta, se desarrollaron los paneles temáticos del seminario.

El primer panel reunió a Fernando Navajas (FIEL), Eduardo Montamat y Verónica Gesse, quienes coincidieron con la lectura de Lapeña respecto a la necesidad de una conducción clara para la transición. Analizaron la normalización del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que ofrece oportunidades para mejorar el servicio eléctrico, pero cuya estabilidad depende de una regulación inteligente. Navajas alertó sobre los riesgos de impulsar un marco competitivo sin señales de precios ni gobernanza; Gesse reclamó reglas federales más coherentes; y Montamat destacó la necesidad de un esquema regulatorio que otorgue previsibilidad y transparencia.

En el segundo panel, con la participación de Jorge Lemos (Edesur), Martín Mandarano (YPF Luz) y Pablo Tarca (Transener), se abordó la necesidad urgente de inversiones en transporte y distribución. La perspectiva común es que los próximos dos a cinco años estarán signados por ajustes graduales, lo que refuerza el diagnóstico de Lapeña sobre la relevancia de la planificación.

Lemos advirtió que las 36 cuotas fijadas para la Revisión Quinquenal Tarifaria condicionan las inversiones; Mandarano destacó que la expansión renovable requiere planificación de largo plazo; y Tarca remarcó la falta de capacidad de transporte para nuevos operadores, poniendo nuevamente en primer plano la necesidad de políticas estables y financiamiento.

El tercer panel se orientó al futuro de Vaca Muerta y del sector hidrocarburífero, con los aportes de Mauricio Roitman, Daniel Dreizzen y Pablo Magistocchi. Todos coincidieron en que el desarrollo de infraestructura, la innovación tecnológica y la construcción de acuerdos de largo plazo serán claves para sostener el crecimiento de la producción de petróleo y gas.

Al cierre, Lapeña retomó su mensaje: la transición energética argentina dependerá menos de la disponibilidad de recursos o de capacidades técnicas, y más de la capacidad política para definir un rumbo estable.
“El desafío no es solo técnico —sintetizó—; es político. La transición energética requiere dirección y armonía. Sin eso, seguimos navegando sin timón.”

Su reflexión final dejó resonando una idea central: la energía argentina avanza hacia una etapa de transición y normalización, pero únicamente una política federal coherente evitará la repetición de los errores del pasado.

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Hidroeléctricas del Comahue: Hay 9 empresas interesadas en la concesión

El Gobierno Nacional informó que se presentaron 9 empresas interesadas en participar de la licitación nacional e internacional para la gestión privada de la concesión de los complejos hidroeléctricos Alicurá, El Chocón, Cerros Colorados y Piedra del Águila, ubicados en la región del Comahue.

La licitación tiene por objeto la venta del 100 % del paquete accionario de las sociedades concesionarias que operan cada una de las centrales.

El proceso generó un alto interés: durante el período de consultas de los pliegos se recibieron más de 300 presentaciones técnicas y administrativas por parte de potenciales oferentes.

El diseño de la licitación se elaboró en coordinación con los gobiernos de Neuquén y Río Negro.

En esta nueva etapa, el proceso continuará con el análisis de los antecedentes técnicos y luego con la apertura y análisis del sobre con la propuesta económica de aquellos que resulten precalificados.

“Con esta medida, el Gobierno continúa con la transformación del sector energético, retirando al Estado del rol de operador para dejar que el capital privado lidere las inversiones”, se destacó.

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YPF-Tercer Trimestre: Récord de producción shale. Inversiones por u$s 1.017 millones

En un contexto de alta volatilidad, el foco puesto en Vaca Muerta, la búsqueda de eficiencias permanentes y el manejo activo del portafolio de negocios permitieron a YPF alcanzar sólidos resultados operativos y financieros durante el tercer trimestre del año, indicó la compañía al difundir resultados.

La producción de crudo shale alcanzó 170 mil barriles día, lo que representa un crecimiento del 43 por ciento interanual, incluso luego de deducir la venta de la participación del 49 % en Aguada del Chañar.

En octubre, la producción shale continuo en aumento hasta llegar a los 190 mil barriles día, marcando un nuevo récord que permitió alcanzar de manera anticipada el objetivo previsto para fin de año.

El shale oil representa el 70 % de la producción total de petróleo de la compañía y permite compensar los efectos de la salida de los campos maduros. Esta estrategia, que combina el aumento de la producción shale y la salida de dichos campos, permitió mejorar los costos y EBITDA (resultados antes de intereses, impuestos y amortizaciones) en aproximadamente 1.300 millones de dólares anuales respecto de hace dos años.

Por el lado del Downstream, las ventas de combustibles se incrementaron 3 % respecto al trimestre anterior y las refinerías alcanzaron el nivel de procesamiento más alto de los últimos 15 años, se destacó.

En el plano financiero, el EBITDA ajustado ascendió a u$s 1.357 millones, un 21 % más que en el trimestre anterior gracias al crecimiento de la producción de petróleo shale y la significativa reducción – de casi 30 % – del costo de extracción debido a la menor exposición a campos maduros.

Las inversiones en el período totalizaron los u$s 1.017 millones, de los cuales el 70 % se destinó a los desarrollos no convencionales, donde YPF continúa batiendo récords operativos. Durante el trimestre, YPF completó el pozo más largo de la historia en Vaca Muerta, con una longitud de 8.200 metros. Además, a principios de octubre, YPF logró perforar un pozo shale de casi 6.000 metros en un tiempo récord de 11 días.
En el marco del Plan 4×4, YPF avanza con sus principales proyectos estratégicos:

  • VMOS: La obra registra un avance del 35 %. En los primeros días de noviembre, se completaron los trabajos de soldadura del oleoducto que posee una longitud de alrededor 440 kilómetros.
  • Argentina LNG: A comienzos de octubre, YPF y Eni firmaron el Technical FID (Decisión Final Técnica de Inversión) para el desarrollo de un proyecto integrado de GNL de una capacidad de 12 MTPA ampliable a 18 MTPA. La semana pasada, YPF y ENI firmaron un acuerdo preliminar con la firma XRG, el brazo internacional de ADNOC (Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dhabi) para avanzar en su incorporación al proyecto.
  • En el plano financiero, YPF obtuvo financiamiento por 1.200 millones de dólares a través de un préstamo sindicado con 10 bancos internacionales por 700 millones de dólares y la reapertura de un bono internacional a 2031 por 500 millones de dólares a una tasa del 8.25 %, la más baja de los últimos 8 años.
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CECHA rechaza proyecto que obliga a informar aumentos con anticipación en el ámbito bonaerense

La Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (CECHA) manifiesta su rechazo al proyecto de ley presentado en la Cámara de Diputados de Buenos Aires que busca obligar a los expendedores de combustibles a informar con 72 horas de anticipación cualquier modificación en los precios, y a publicitarlos con 48 horas de antelación.

La iniciativa, impulsada por la diputada Ayelén Rasquetti (Unión por la Patria), cuenta ya con dictamen de mayoría de la Comisión de Servicios Públicos de la Legislatura bonaerense y será tratada en los próximos días en la Comisión de Legislación General, con posibilidad de llegar al recinto en las próximas dos semanas.

Los empresarios nucleados en CECHA comunicaron que la entidad “comparte la preocupación manifestada por diversos actores del sector productivo bonaerense”, y entre los principales argumentos que sustentan esta posición se destacan:

-Riesgo de desabastecimiento: la publicidad anticipada de cambios de precios generaría picos de demanda artificiales, llevando a situaciones de quiebre de stock en las estaciones de servicio.

-Confusión operativa y legal: el proyecto obligaría a exhibir precios futuros, mientras la normativa vigente exige mostrar los valores actuales, lo que generaría confusión entre clientes y empleados.

-Inviabilidad de esquemas dinámicos de precios: muchas petroleras implementan ajustes variables a lo largo del día para optimizar la demanda, una práctica que resultaría incompatible con la obligación de anunciar cambios con 72 horas de antelación.

-Duplicación normativa: la iniciativa genera una superposición innecesaria con regulaciones nacionales ya vigentes que garantizan la protección al consumidor, el acceso a la información y la competencia en el mercado.

CECHA hizo un “llamado a los legisladores a reconsiderar los impactos negativos que esta ley podría tener sobre la actividad y la población bonaerense”.

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MetroGAS con Fundación Bomberos Argentina refuerzan capacitación ante emergencias

Bomberos voluntarios de nueve partidos del sur del conurbano bonaerense participaron este año de un programa de formación organizado por MetroGAS en alianza con Fundación Bomberos Argentina, para fortalecer las capacidades de respuesta ante emergencia y promover una comunidad más segura.

El programa de formación para bomberos voluntarios ya reunió en los últimos tres años a más de 630 participantes y la alianza con la fundación permite ampliar el alcance del personal para capacitar.

En lo que va del año, ya participaron de la formación más de 120 bomberos de los partidos de Lanús, Avellaneda, Quilmes, Berazategui, Florencio Varela, Ezeiza, Almirante Brown, Esteban Echeverría y Lomas de Zamora, y se prevén otros dos encuentros para alcanzar casi 200 bomberos capacitados.

El director de Asuntos Corporativos y Comunicación de MetroGAS, Alejandro Di Lázzaro destacó que “Nuestra prioridad es la seguridad y la prevención. Por eso, acompañar la formación de los bomberos voluntarios es clave para fortalecer la respuesta ante eventuales incidentes y cuidar a la comunidad. Este trabajo conjunto con la Fundación Bomberos reafirma nuestro compromiso con la educación técnica y el desarrollo territorial”.

Desde hace más de 20 años, MetroGAS desarrolla y coordina programas de capacitación destinado a diferentes fuerzas vivas de su zona de distribución en materia de prevención, actuación y control de contingencias relacionadas con el gas natural.

Este tipo de programas se llevan a cabo en el Centro de Entrenamiento Técnico (CET) que MetroGAS posee en la localidad bonaerense de Llavallol, el único en su tipo dentro del sector de la distribución de gas, el cual está equipado para brindar experiencias prácticas en escenarios simulados de emergencia.

Allí, los bomberos participantes adquieren conocimientos teóricos y operativos sobre el funcionamiento del sistema de distribución, los tipos de materiales, presiones y longitudes de las redes, así como las contingencias más frecuentes y los parámetros de riesgo asociados.

El temario de las jornadas incluye módulos sobre introducción a la industria del gas, indicadores de gases combustibles y lucha contra incendios, abarcando desde el reconocimiento de los rangos de explosividad hasta el uso de equipos detectores, agentes extintores y técnicas de intervención ante escapes con o sin fuego.

Las prácticas se realizan en un simulador que reproduce distintos escenarios, como fuego de trinchera, jet fire y escapes laterales.

La Fundación Bomberos Argentina centra sus actividades en apoyar la labor de bomberos, fortalecer su rol social y promover su desarrollo personal y profesional. Además, trabaja fuertemente en contribuir a la construcción de una sociedad más segura y que actúe como agente de difusión de buenas prácticas en prevención de riesgos.

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MEGSA-CAMMESA: 41,1 MMm3/día para la 2 Q de noviembre. PPP u$s 2,58 en GBA

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 17/11/2025 al 30/11/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

Se formularon 38 ofertas por un volumen total de 41,100 millones de metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de u$s 1,94 el millón de BTU en el PIST, y de u$s 2,58 el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.

Los precios en el PIST fueron desde u$s 0,51 hasta u$s 2,53 el MBTU, en tanto que los precios del gas puesto en el GBA fueron desde u$s 0,92 hasta u$s 3,42 el MBTU.

Desde Neuquén llegaron 12 ofertas por un total de 15,3 MMm3/día. Desde Santa Cruz 7 ofertas por un total de 5,4 MMm3/día. Desde Tierra del Fuego 8 ofertas por un total de 10,8 MMm3/día. Desde Chubut 5 ofertas por un volumen total de 5,3 MMm3/día. Y desde la cuenca Noroeste 6 ofertas por un total de 4,3 MMm3/día.

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Nucleoeléctrica: El gobierno encaró la privatización parcial (44 %) con plazo de 12 meses

Por Santiago Magrone

El ministerio de Economía dispuso iniciar el proceso de privatización parcial de Nucleoeléctrica Argentina Sociedad Anónima (NASA), operadora de las centrales nucleares del país, “en los términos del artículo 8° de la Ley Bases 27.742, y del decreto 695/2025”, que implica la venta de acciones al capital privado y el destino de otra porción accionaria a un Programa de Propiedad Participada (PPP) .

A través de la Resolución 1751/2025 publicada en el Boletín Oficial, la cartera a cargo de Luis Caputo instruyó a la Secretaría de Energía para encarar y concretar “en el plazo de doce (12) meses” contados desde la entrada en vigencia de la R-1751, la venta del cuarenta y cuatro por ciento (44 %) del paquete accionario de NASA. Otro 5 por ciento se destinará al PPP, y el 51 % quedará en manos del Estado Nacional (Secretaría de Energía – Comisión Nacional de Energía Atómica).

Con estos objetivos planteados, Economía determinó que la S.E. efectúe las siguientes acciones:

a. Realizar el inventario de los bienes tangibles e intangibles que hagan al valor de las acciones de dicha sociedad.
b. Elaborar y tramitar la documentación licitatoria, técnica, societaria y contractual, respectiva del proceso de privatización de Nucleoeléctrica Argentina Sociedad Anónima, la que deberá contar con la intervención previa de la Unidad Ejecutora Especial Temporaria “Agencia de Transformación de Empresas Públicas”.

Energía podrá requerir la colaboración de la Unidad Ejecutora Especial Temporaria “Agencia de Transformación de Empresas Públicas” y de Nucleoeléctrica (NASA).

En este sentido, la Resolución instruye a la Unidad Ejecutora para que:

a. Coordine las acciones necesarias para privatizar parcialmente Nucleoeléctrica mediante una licitación pública de alcance nacional e internacional con base, conforme los términos de la ley 23.696 (Reforma del Estado-1989) y sus modificatorias, en el plazo señalado de doce (12) meses (Hasta noviembre de 2026).

b. Solicite a una entidad bancaria perteneciente al Sector Público Nacional la valuación del paquete accionario de NASA.

El artículo 4 de la R-1751 establece que el procedimiento de venta del paquete accionario (44 %) de Nucleoeléctrica será llevado a cabo a través de la plataforma CONTRAT.AR., conforme lo dispuesto en el decreto 416 de junio de 2025.

Asimismo, el artículo 5 instruye a la Dirección Nacional de Normalización Patrimonial dependiente de la Secretaría Legal y Administrativa del Ministerio de Economía, a coordinar las acciones para la “instrumentación y administración del Programa de Propiedad Participada de NASA, debiendo contar con la intervención de la Secretaría de Trabajo, Empleo y Seguridad Social del Ministerio de Capital Humano”.

Antecedentes

En los considerandos de la nueva resolución se describe que en 1994 se constituyó NASA con la finalidad de reorganizar las funciones a cargo -hasta ese momento- de la Comisión Nacional de Energía Atómica.

NASA desarrolló la actividad de generación nucleoeléctrica vinculada a la Central Nuclear ATUCHA I, a la Central Nuclear EMBALSE de Río Tercero, y la de construcción, puesta en marcha y operación de la Central Nuclear ATUCHA II, respetando las normas vigentes en materia de seguridad nuclear y radiológica.

Asimismo, se dispuso la transferencia a NASA de los activos y contratos de titularidad de la CNEA vinculados al desarrollo de la actividad de generación nucleoeléctrica, así como los correspondientes a la Central ATUCHA II, entonces en construcción, con excepción de los Convenios de Préstamo Internacional que se hubieren otorgado con tal destino, los que permanecieron en el Estado Nacional.

En la actualidad, el capital social de NASA se encuentra integrado del siguiente modo: un 1 %correspondiente a ENARSA; un 20 % correspondiente a la CNEA y un 79 % correspondiente al Estado Nacional, a través de la S.E. del Ministerio de Economía.

El Gobierno de Javier Milei argumenta para justificar la privatización “Que la intervención estatal a través del desarrollo de actividades que pueden ser efectuadas por el sector privado no ha dado los resultados esperados y ha sido incapaz de brindar una solución eficiente y rentable para el Estado Nacional”.

Y señala que “conforme surge de los estados contables de NASA, para financiar los proyectos de inversión se han recibido transferencias de capital no reintegrables de parte del Estado Nacional por un valor de $ 700.000.000 correspondientes a devengamientos del Ejercicio 2023”.

Especialistas del sector, detractores de este argumento, señalan que NASA no da pérdidas, y destacan el carácter estratégico del fuerte desarrollo alcanzado por la energía nuclear en el país, impulsado por el Estado argentino desde la década del 50 del siglo XX.

La Administración Milei, en tanto, hace hincapié en que “desde el inicio de la gestión este Gobierno ha impulsado una política de reducción del déficit fiscal y del sobredimensionamiento estatal, con el objetivo de mantener el equilibrio de las cuentas públicas”.

Y consideró que “con el fin de asegurar la continuidad de las operaciones de la empresa de manera eficiente y competitiva, resulta imprescindible promover e incrementar la incorporación de inversores privados, considerándose la privatización parcial de NASA como el medio más idóneo para alcanzar tal fin”.

Mientras tanto, el gobierno prácticamente ha paralizado los trabajos de construcción del reactor nuclear CAREM, de diseño argentino, y que presenta muy importantes grados de avance.

También frenó el proyecto de construcción de una cuarta central nuclear (con tecnología CANDU) cuyo financiamiento estuvo gestionando el gobierno anterior, con China. Estados Unidos venía observando estos proyectos.

NASA requiere financiamiento complementario para proyectos como la Extensión de Vida de la Central Nuclear Atucha I -está en curso y su reingreso al mercado eléctrico se prevé para el año 2027- y para una planta de Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados II (ASECG II), necesaria para continuar con normalidad la operación de la Central Nuclear Atucha II, cuya finalización fue realizada por ingenieros y técnicos de NASA.

En los considerandos de la R-1751 se reconoce que Nucleoeléctrica Argentina ha alcanzado, en el año 2024, un récord histórico de generación de energía de DIEZ MILLONES CUATROCIENTOS CUARENTA Y NUEVE MIL QUINCE (10.449.015) MWh netos, y un factor de carga del SETENTA Y TRES COMA TRES POR CIENTO (73,3 %), “evidenciando capacidad operativa y técnica, bajo estándares internacionales de seguridad”.

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IAE: RQT, inversiones en infraestructura eléctrica y calidad del servicio

Acerca de la recomposicion tarifaria en curso para las compañías distribuidoras de electricidad, (también de gas) producto de la Revisión Quinquenal (RQT) y de la actualización periódica del Valor Agregado de Distribución (VAD), el Gerente de regulación de Edesur, Jorge Lemos, opinó que “El valor final de la RQT es el correcto”, aunque consideró que “la cantidad de cuotas establecidas para completarla (treinta mensuales y consecutivas) resulta un condicionante para la ejecución de las inversiones” (comprometidas en el mismo proceso de revisión) .

“La cantidad de cuotas para la recomposición condiciona los tiempos de ejecución de las inversiones”, refirió en alusión al tiempo que demanda el reequipamiento para la prestación del servicio, cuyos resultados “se ven en algunos años”, comentó el directivo.

No especificó que implicaría dicho condicionamiento en la calidad del servicio a cargo de la empresa concesionaria, Enel, que estuvo a punto de irse del país en 2023.

Lemos integró un panel de expositores en el marco del “Seminario anual de la Energía” organizado por el Instituto Argentino de la Energía (IAE) General Mosconi, oportunidad en la cual también hizo hincapié en “la incidencia de la coyuntura macroeconómica y de la política tarifaria en la planificación de redes para el abastecimiento a una demanda creciente, en tanto (las distribuidoras) somos un actor regulado”, del sector.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad y el Ente Nacional Regulador del Gas publicaron en mayo en el Boletín Oficial los nuevos cuadros tarifarios resultantes, por un lado, del proceso de Revisión Quinquenal dispuesta por el actual gobierno para los segmentos regulados, y de la actualización de los precios mayoristas PEST (Estacional de la electricidad) y PIST (del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte), por otro.

En relación a la RQT se definieron las nuevas tarifas para las licenciatarias de transporte y de distribución de ambos servicios, que rigen desde dicho mes de 2025 hasta el 30 de abril de 2030. “Esta recomposición se hace en forma gradual, con un aumento inicial (del 3 % en mayo). A partir de junio, se aplica un esquema de aumentos en 30 cuotas mensuales y consecutivas”, se describió.

“El Gobierno devuelve certidumbre y estabilidad a un sector clave para el crecimiento del país. La nueva RQT establece un esquema tarifario basado en costos reales, exige inversiones obligatorias y fija estándares de calidad verificables”, argumentó Economía. Se verá el resultado de tal verificación.

A través de las resoluciones 303 (para Edesur) y 304/2025 (para Edenor), el ENRE aprobó el incremento de los valores por categoría/subcategoría del Costo Propio de Distribución (CPD) de ambas distribuidoras, resultante de la RQT.

Entonces, la suba inicial para el CPD desde mayo fue de 3 % respecto a los valores vigentes en abril. Y se aprobó un incremento mensual del 0,36 % del CPD para Edesur, y del 0,42 % para Edenor con respecto a los vigentes a mayo 2025, que las empresas aplican a partir del 1 de junio de 2025 y en los meses sucesivos hasta el 1 de noviembre de 2027 inclusive.

A su vez, esas resoluciones del ENRE aprobaron también “el mecanismo de actualización a aplicar mensualmente al Costo Propio de Distribución” reconociendo así “el costo (financiero) de este diferimiento durante el período transcurrido”.

En los considerandos de las resoluciones mencionadas se hace referencia al análisis técnico-económico realizado en la RQT “por el ENRE, con la asistencia de la consultora privada Quantum S.A.”, referido a la remuneración anual que se les reconoce a las distribuidoras: En el caso de Edesur el monto se actualizó a mayo 2025 en $ 872.920 MM (ochocientos setenta y dos mil novecientos veinte millones), lo cual significa un incremento de 15,69 % con relación a la remuneración vigente a abril de 2025.

En el caso de Edenor el CPD se actualizó a mayo 2025 en $ 1.209.303 MM (un billón doscientos nueve mil trescientos tres millones) lo que significa un incremento de 14,35 % respecto de la remuneración de abril de 2025.

Por otra parte, las R-303 y R-304 del ENRE previeron incorporar una fórmula automática de actualización mensual de las tarifas, que contempla una fórmula que combina al IPIM y al IPC, “para preservar el valor real” de las mismas, remarcó Economía en mayo, y se está aplicando en las facturas.

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Pampa Energía Tercer Trimestre con récord de producción, y avances en Rincón de Aranda

La compañía Pampa Energia presentó los resultados del tercer trimestre de 2025 en el cual los puntos mas destacados se refieren al crecimiento de su producción de gas, el avance en el desarrollo del área NC Rincón de Aranda y los primeros efectos del proceso de desregulación en el sector eléctrico.

En su presentación ante inversores, Pampa Energía destacó que alcanzó un récord en su producción de gas. Y el crecimiento sostenido de su producción de petróleo en Rincón de Aranda, con 16 mil barriles diarios. También señaló los primeros efectos positivos del proceso de desregulación del mercado eléctrico, que le permitió autoabastecer su Central Térmica Loma de la Lata.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, afirmó: “Fue otro gran trimestre para Pampa. Logramos un récord de producción en gas, seguimos avanzando en Rincón de Aranda y fortalecimos nuestra posición financiera. El proceso de desregulación eléctrica abre además una nueva etapa para el sector, con más competencia y oportunidades de crecimiento”.

Entre los principales hitos operativos, en Rincón de Aranda -bloque exploratorio de shale oil (petróleo de esquisto) de 240 km² ubicado en Vaca Muerta, Neuquén- se continúa avanzando según lo planificado, alcanzando una producción de 16.000 barriles diarios a través de seis pads activos, con el objetivo de llegar a 20.000 barriles diarios hacia fin de año.

Este desarrollo, ubicado en el corazón de Vaca Muerta, representa la mayor inversión en un solo proyecto en la historia de Pampa, con 700 millones de dólares de inversión previstos para 2025, de los cuales ya se ejecutaron casi 540 millones.

La compañía también alcanzó un récord histórico de producción de gas, con 17,6 millones de metros cúbicos por día, y durante el invierno exportó 1,2 millones de metros cúbicos diarios a Chile, además de abastecer con gas propio a su Central Termoeléctrica Loma de la Lata por primera vez en seis años, en el marco del nuevo proceso de desregulación del mercado eléctrico.

El balance financiero se mantuvo sólido, a pesar del fuerte ritmo de inversiones y recompras. Al cierre del trimestre, el endeudamiento neto fue de 874 millones de dólares, y posteriormente descendió a 790 millones, con un ratio deuda neta/EBITDA de 1,1x, uno de los más bajos entre las compañías argentinas.

Durante el período, la empresa recompró el 1,5 % de sus acciones, con un precio promedio de casi 59 dólares por ADR, mientras la cotización actual ronda los 90 dólares.

En generación eléctrica, el trimestre también mostró resultados positivos, impulsados por la incorporación del Parque Eólico Pampa Energía VI, la gestión propia del combustible y mejores precios por capacidad para los Ciclos Abiertos, alcanzando una disponibilidad del 94 %, un excelente indicador frente al nuevo esquema regulatorio, se describió.

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Bill Gates y el fin del catastrofismo climático

Bill Gates publicó el martes una carta abierta dirigida a los participantes de la COP30, la cumbre climática que comenzará en Brasil la próxima semana. En ella, el empresario y filántropo introduce un giro notable respecto de su discurso tradicional sobre el cambio climático. Tras décadas de inversión en tecnologías limpias a través de Breakthrough Energy —la plataforma con la que financió más de 150 compañías de energía renovable—, Gates sostiene ahora que el calentamiento global, aunque grave, no constituye una amenaza existencial para la humanidad. “Las personas podrán vivir y prosperar en la mayoría de los lugares de la Tierra en el futuro previsible”, escribió, marcando distancia con el tono apocalíptico que caracterizó buena parte del debate climático de los últimos años.

El cambio de enfoque no es menor: durante mucho tiempo, Gates fue una de las voces más influyentes del ambientalismo tecnológico. En su libro Cómo evitar un desastre climático (2021) advertía sobre “consecuencias catastróficas” y urgía a actuar antes de que fuera demasiado tarde. Tres años después, con acceso privilegiado a los foros globales, propone un nuevo marco de prioridades: centrar la acción climática en aliviar el sufrimiento humano, en especial el de quienes viven en condiciones de pobreza extrema, más que en una obsesión numérica por limitar el aumento de la temperatura.

Tres verdades difíciles
Gates justifica su viraje a partir de lo que llama tres “verdades duras” sobre el clima. La primera: incluso con políticas moderadas, el consenso científico prevé que hacia 2100 la temperatura promedio del planeta aumentará entre 2°C y 3°C respecto de los niveles preindustriales. Esa cifra supera la meta de 1,5°C del Acuerdo de París, pero el magnate recuerda que la humanidad ya se adaptó a un incremento de 1,3°C en siglo y medio. Además, las proyecciones mejoraron: las emisiones esperadas para 2040 se redujeron de 50.000 a 30.000 millones de toneladas anuales de CO₂, un descenso del 40 %, gracias a la caída de costos de la energía solar, la eólica y los vehículos eléctricos.

La segunda verdad cuestiona la centralidad de la temperatura como indicador principal. Gates invita a cambiar la pregunta: ¿pueden las familias alimentarse cuando hay sequías?, ¿tienen acceso al aire acondicionado durante las olas de calor?, ¿funcionan las clínicas ante brotes de enfermedades? Como ejemplo, menciona el caso de un país que prohibió los fertilizantes sintéticos para reducir emisiones y terminó enfrentando una crisis alimentaria. También critica que los organismos financieros internacionales dejen de financiar proyectos fósiles en países pobres, privándolos de energía confiable para desarrollarse.

La tercera verdad apunta a que la mejor defensa frente al cambio climático es la salud y la prosperidad. Cita un estudio del Climate Impact Lab de la Universidad de Chicago, según el cual el crecimiento económico podría reducir las muertes relacionadas con el clima en más del 50 %. En su carta subraya un contraste revelador: la pobreza mata cada año a unos ocho millones de personas, mientras que el calor extremo causa unas quinientas mil.

El costo verde
El eje central de su propuesta es el concepto de Green Premium, la diferencia de costo entre las alternativas limpias y las tradicionales. Cuando ese diferencial se reduce a cero, la adopción masiva ocurre de manera natural. Así sucedió con la energía solar, la eólica y los autos eléctricos. El desafío ahora, dice, está en cinco sectores responsables de la mayoría de las emisiones: electricidad, manufactura, agricultura, transporte y edificios.

Gates destaca que ya existen avances tangibles: acero libre de emisiones, cemento limpio en condiciones de producirse a escala, sustitutos de fertilizantes sintéticos y un mercado automotor en el que uno de cada cuatro vehículos vendidos en 2024 fue eléctrico. Pero persisten los obstáculos: los combustibles de aviación todavía duplican el costo de los convencionales, y la energía limpia continua —como la fusión nuclear— aún transita el umbral entre la ciencia y la industria.

El realismo climático
Su nuevo enfoque resuena con una corriente creciente de científicos y analistas que se autodenominan “realistas climáticos”. Una de ellas es Judith Curry, exdirectora de Ciencias de la Tierra en el Instituto de Tecnología de Georgia, quien tras publicar más de cien trabajos científicos se retiró denunciando el clima de intolerancia en el debate ambiental. Curry reconoce la responsabilidad humana en el calentamiento global, pero cuestiona las proyecciones más alarmistas.

En la misma línea, el danés Bjørn Lomborg —autor de El ecologista escéptico y fundador del Copenhagen Consensus Center— compara el cambio climático no con un asteroide a punto de impactar, sino con una enfermedad crónica: grave, pero tratable. Cita al Nobel de Economía William Nordhaus, quien calcula que, incluso sin medidas adicionales, el costo del calentamiento equivaldría al 2–4 % del PIB mundial hacia fin de siglo, en un planeta que será varias veces más rico que hoy.

Con esta carta, Gates no reniega de la urgencia climática, pero propone un desplazamiento conceptual: del catastrofismo hacia la gestión práctica del riesgo, del límite térmico al bienestar humano. Un llamado a pensar el futuro no como una cuenta regresiva, sino como una oportunidad para adaptar, innovar y prosperar en un planeta inevitablemente más cálido.

Steve Koonin, ex subsecretario de Energía durante la administración Obama, sostiene que no sólo los riesgos están exagerados: también que sabemos menos de lo que creemos sobre los cambios en el clima, que los riesgos son manejables y que podemos adaptarnos. Estos pensadores comparten la premisa de que el cambio climático es real y causado por humanos, pero cuestionan la magnitud proyectada de su impacto y la inminencia de las consecuencias más graves.

El llamado a la COP30

Gates pidió a los participantes de la cumbre de Brasil dos prioridades concretas. La primera es cambiar de compromisos país por país a discusiones sectoriales enfocadas en el Green Premium. Cada sector debería reportar su progreso hacia innovaciones sin emisiones. Los líderes verían qué tecnologías pueden adoptar ahora, cuáles implementar pronto y cuáles necesitan acción gubernamental.

La segunda prioridad es medir rigurosamente el impacto de cada acción climática. “Ojalá hubiera suficiente dinero para financiar cada buena idea sobre cambio climático. Desafortunadamente no lo hay”, escribió. Gates comparó este momento con 1995, cuando en Microsoft decidió adoptar internet en todos sus productos. La diferencia: no hay un CEO del clima. Por eso su carta es un llamado a la comunidad global para que adopte ese giro estratégico hacia el bienestar humano.

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YPF y ENI firmaron un acuerdo marco con XRG con vistas a su incorporación al Argentina LNG

YPF y ENI anunciaron la firma del “ Framework Agreement”, un acuerdo preliminar con la empresa XRG, el brazo internacional de inversiones energéticas de ADNOC (Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dhabi), para avanzar en la negociación de los términos definitivos para su incorporación al proyecto de LNG, que posicionará a la Argentina como un actor relevante en el mercado global de gas natural licuado.

El acuerdo, firmado en el marco de ADIPEC 2025 en Abu Dhabi (EAU), representa un nuevo avance en el desarrollo del proyecto Argentina LNG que se enmarca en el Plan 4X4 que busca transformar a YPF en una compañía “shale de clase mundial” y en una gran exportadora de hidrocarburos para el año 2031.

En ese contexto el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, señaló que “la incorporación de XRG al proyecto Argentina LNG, fortalece una iniciativa clave para el futuro energético del país. Esta alianza estratégica nos permite avanzar en el desarrollo de una plataforma de exportación de GNL de clase mundial con un impacto transformador en términos de empleo, inversión y posicionamiento internacional”.

El proyecto Argentina LNG contempla una solución integrada que combina la producción de gas en Vaca Muerta con la licuefacción mediante tecnología de unidades flotantes (FLNG). La primera fase prevé una capacidad de producción de 12 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL, a través de dos buques FLNG de 6 MTPA cada uno, expandible a 18 MTPA.

Esta alianza representa un hito para YPF, al sumar a un actor de los más relevantes del sector energético global. XRG, lleva adelante inversiones en África, Asia y América del Norte.

Acerca de Argentina LNG

Argentina LNG es un proyecto de gas a gran escala, que integra upstream y midstream, diseñado para desarrollar los recursos de Vaca Muerta y abastecer a los mercados internacionales. Se espera que alcance exportaciones, a través de las diversas fases, por hasta 18 millones de toneladas anuales de GNL para 2030.
https://argentina-lng.ypf.com/

Acerca de XRG

XRG es la filial internacional de inversiones de ADNOC, establecida para impulsar la expansión global de la compañía en el sector energético, con especial foco en gas natural, productos químicos y soluciones energéticas.

Con un valor empresarial de más de 80 mil millones de dólares, XRG aspira a duplicar sus activos en la próxima década, y tiene como objetivo convertirse en líder mundial en el sector químico, crear una cartera global de gas integrada y fortalecer inversiones en soluciones energéticas.

Las operaciones de XRG incluyen adquisiciones y gestión de participaciones internacionales: Next Decade Rio Grande LNG en EEUU, concesión Área 4 de la cuenca de Rovuma en Mozambique, y varias inversiones en gas en Turquemenistan y Egipto.
https://xrg.com/

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VMOS completó la soldadura automática del oleoducto que une Vaca Muerta con el Atlántico

El Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) finalizó la última soldadura automática en línea regular en el ingreso a la Terminal Portuaria de Punta Colorada, donde se almacenará el crudo de Vaca Muerta, para su futura exportación a partir de diciembre de 2026.

Con este nuevo hito, VMOS culminó los trabajos de soldadura automática del oleoducto de 437 kilómetros de extensión y 30 pulgadas (762 mm) de diámetro que conecta la localidad de Allen, en el Alto Valle de Río Negro, con Punta Colorada, en la zona atlántica de la provincia, y en cercanías a la ciudad de Sierra Grande.

Los trabajadores de la UTE Techint-Sacde, a cargo de la obra, celebraron este nuevo hito, luego de haber alcanzado en octubre un récord de soldadura en línea regular de 175 uniones en una sola jornada, lo que equivale a más de 4 km de avance en un único día.

El CEO de VMOS, Gustavo Chaab, destacó la importancia de este logro y expresó su agradecimiento “a las empresas que lo hicieron posible y a todos sus trabajadores”.

La obra de construcción del oleoducto implicó un importante desafío para lograr 76 cruces especiales de rutas y arroyos, como así también el traslado de más de 200 equipos pesados y tres campamentos móviles de 1.500 trabajadores en total a lo largo de toda la traza. Esta etapa del proyecto se completará con trabajos de soldaduras lineales y el cruce subterráneo del río Negro, previsto a partir de diciembre de 2025, por medio de tecnologías dirigidas de última generación (HDD), que garantizan la integridad de las operaciones.

El Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) permitirá despachar 180.000 barriles diarios de petróleo, en una primera fase, para luego alcanzar los 550.000 barriles diarios.

El desarrollo de VMOS marca un paso decisivo en la consolidación de Vaca Muerta como polo exportador y en el fortalecimiento de la infraestructura energética que permitirá incrementar la producción de petróleo y generar exportaciones por 15.000 millones de dólares adicionales para la Argentina en los próximos años.

VMOS es un proyecto de transporte de petróleo de gran escala, que integra upstream y midstream, diseñado para desarrollar los recursos de Vaca Muerta y abastecer a los mercados internacionales.

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El ENRE oficializó los aumentos para la electricidad a facturar en noviembre

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad activó nuevos cuadros tarifarios para el mes de noviembre por el transporte de electricidad en alta tensión, y por el suministro de energía eléctrica por redes domiciliarias a todos los tipos de usuarios, discriminados por categorías y nivel de consumo.

Se mantiene (aunque a la baja) el esquema de subsidio parcial (con topes de consumo mensual)para usuarios Residenciales Nivel 2 y 3 (de ingresos bajos y medios), y para clubes de barrio y de pueblo y entidades de bien público. Las resoluciones instruyen a las distribuidoras para que identifiquen de manera destacada en las facturas el “Subsidio Estado Nacional” y el “Costo del Mercado Eléctrico Mayorista”, para informar el monto subsidiado.

Las subas tarifarias resultan de una combinación de ajustes que fueron determinados por la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT), mas la actualización en base a un índice mensual que toma proporciones del IPIM (precios internos al por mayor 67%) y del IPC (precios al consumidor 33%) que en esta oportunidad resultó de 3,16 por ciento.

En los casos de las distribuidoras del AMBA -Edesur y Edenor- el Costo Propio de Distribución se incrementa en noviembre 3,5 % y 3,6 % respectivamente (Resoluciones ENRE 744 y 745/2025).

A modo de referencia cabe señalar que, para un usuario Residencial Tarifa 1 -Nivel Altos ingresos- con consumo de 501 a 600 kwh mes el Cargo Fijo es de $ 14.995, y el Cargo Variable es de $ 122, 45 por kwh consumido.

El ministerio de Economía autorizó además en relación con la energía eléctrica que el Precio Estacional de Energía (PEST) debe incrementarse en 3,45 %, y el Precio Estacional del Transporte en Alta Tensión ajustarse, en el caso de Transener, el 7,61 % (Resolución 724). Se trata de ajustes a la suba de los valores horarios que se pagan sobre el equipamiento regulado disponible para el uso, definidos por la Secretaría de Energía para el período noviembre 2025-abril 2026.

Para los casos de otras Transportadoras y Distribuidoras troncales de electricidad el ENRE oficializó una serie de resoluciones (725 a 743/2025) que autoriza subas variadas: Transnoa 4,54%; Distrocuyo 7,85%; Transpa 12,90%; Transcomahue 13,02%; EPEN 3,83%; Transba 4,41%; Transnea 8,48%; Yacylec 4,95%; Limsa 5,87%; Litsa 5,34%; Edersa 18,26%; Enecor 5,73%; DPEC 5,21%; Transacue 9,67%; y otras.

Asimismo, y a través de la Resolución 730 el ENRE oficializó un nuevo esquema de medición del consumo en favor de las empresas EDESUR y EDENOR (Ver aparte).

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ENRE habilita la lectura mensual de medidores para hogares de Edenor y Edesur

Mediante la Resolución ENRE 730/2025, firmada por el interventor Néstor Marcelo Lamboglia, el regulador autorizó a migrar del esquema bimestral de lectura a uno mensual para usuarios T1 (Pequeñas Demandas) del AMBA. Habrá un período de transición controlado, rótulos específicos en las facturas y prohibición de cortes por deudas vinculadas al ajuste de migración. No habrá reconocimiento tarifario de costos y se rechazan pedidos de exenciones de sanciones.

La medida fue entrará en vigencia el 3 de noviembre de 2025. La decisión responde a propuestas elevadas por ambas distribuidoras, que argumentaron que el régimen vigente —instalado desde la Resolución ENRE 1/2016— genera una “disociación temporal” entre el consumo registrado y la Liquidación de Servicio Público (LSP) que recibe el usuario. Según expusieron, la lectura mensual brindará señales más claras y oportunas sobre el uso de energía, permitirá alinear consumo real y señal económica, facilitará la comprensión de la factura y fomentará hábitos de ahorro y eficiencia energética. También señalaron mejoras operativas: mayor precisión de facturación, mejor gestión de pérdidas y morosidad, y servicio acorde a estándares de calidad y expectativas actuales.

Edesur añadió que el desfase vigente descompensa su flujo de recaudación respecto del cronograma de pagos a CAMMESA y que la nueva metodología le permitirá satisfacer exigencias de trazabilidad incorporadas por la Resolución ENRE 303/2025. La empresa describió las rigideces del esquema con 40 planes bimestrales y más de 20 feriados anuales. Edenor, por su parte, advirtió que el prorrateo bimestral puede generar inequidades y rangos tarifarios distintos a los que corresponderían si se considerara el consumo efectivo mensual; además, incrementa la demanda de aclaraciones en sus canales de atención.

Ambas compañías detallaron etapas, plazos y adecuaciones tecnológicas y de gestión para la migración, anticipando que durante el período de transición podrían alterarse ciclos de lectura y facturación. En ese tramo, pidieron “flexibilidades regulatorias”, incluyendo la no aplicación de sanciones por periodicidad o uso de estimaciones y cambios en normativa y plazos de información.

El ENRE consultó a la Secretaría de Energía (SE), que no objetó la iniciativa y sostuvo que, aunque podría haber un impacto transitorio en las facturas durante la migración, la lectura mensual beneficiará a los usuarios al acortar el tiempo entre consumo, medición, facturación y pago, mejorando la previsibilidad. La SE además fue taxativa: no corresponde reconocimiento tarifario de costos operativos asociados —por tratarse de una decisión voluntaria de las distribuidoras— ni comprometer de manera genérica la “no aplicación” de sanciones; eventuales incumplimientos se evaluarán caso por caso.

Antecedentes

La facturación eléctrica en Buenos Aires es bimestral por una combinación de razones históricas, regulatorias y operativas. Desde la privatización del servicio en la década de 1990, los contratos de concesión de las distribuidoras Edenor y Edesur establecieron que la lectura de los medidores y la emisión de facturas se realizarían cada dos meses. Esta modalidad fue incorporada a las resoluciones del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), que define los procedimientos comerciales del sistema eléctrico en el Área Metropolitana de Buenos Aires.

El esquema bimestral responde también a motivos prácticos. Dado el enorme número de usuarios en la región, efectuar lecturas mensuales implicaría duplicar los costos operativos y administrativos, desde el relevamiento de consumos hasta la impresión y distribución de facturas, que están camino a desaparecer. No obstante, cualquier cambio en el período de facturación podría afectar derechos adquiridos y de práctica comercial,  que solo pueden modificarse mediante una resolución formal del ENRE, precedida de un proceso administrativo válido.

En esta oportunidad, el regulador fundamentó su competencia en la Ley 24.065 (t.o. 2025), la Ley 27.742 y el Decreto 450/2025, entre otras normas, y destacó dos objetivos sectoriales aplicables: proteger adecuadamente los derechos de los usuarios y promover nuevas tecnologías, medición inteligente y gestión de demanda. También invocó el artículo 42 de la Constitución Nacional y la Ley de Defensa del Consumidor (art. 4), subrayando el derecho a información cierta, clara y detallada. Para el ENRE, la lectura mensual mejora la señal económica, favorece la planificación financiera familiar, permite ajustes estacionales de consumo, acelera la detección de desvíos (pérdidas, fallas, hurto o cambios de hábitos) y facilita reclamos por medición o facturación. Además, alinea a T1 con el resto de categorías que ya tienen lectura y facturación mensuales y prepara el terreno para la masificación de medidores inteligentes.

  • Cómo será la transición
  • Plazos. Edenor y Edesur deberán iniciar las acciones para implementar la lectura mensual dentro de los 30 días corridos desde la vigencia (a partir del 3/11/2025).
  • Período de Transición. Comprende desde la primera emisión con lectura mensual hasta la discontinuación total de LSP con lectura bimestral. Las empresas deberán remitir, al menos 2 días hábiles antes del inicio, un informe con cronograma, planes de lectura, metodología, resultados de pruebas y el modelo de LSP a utilizar en la transición.
  • Ajustes en factura. Los saldos remanentes por el cambio de metodología deberán dividirse, como mínimo, en dos LSP y figurar como concepto diferenciado “Ajuste migración mensual (/)”. Edesur propuso dividir el “tramo 2” del último bimestre en dos partes iguales sin intereses; Edenor prevé dos liquidaciones consecutivas de 45 días cada una para concretar la migración.
  • Indicadores de calidad. Durante la transición, las distribuidoras deberán calcular, valorizar y remitir los apartamientos a los indicadores de Periodicidad (4.1.7 y 4.2.7 del Subanexo 4) para su evaluación posterior.
  • Lo que se rechazó. El ENRE denegó: i) la eximición de sanciones por facturación estimada (puntos 4.1.2 y 4.2.2); ii) la suspensión general del régimen de calidad de servicio; y iii) la extensión de plazos para el Programa Control Diario de Facturación. El organismo entiende que no hubo impedimentos técnicos acreditados y que la iniciativa requiere precisamente de lecturas reales.
  • Información y control. El ENRE exigirá información clara, veraz y oportuna antes y durante la migración, y se reserva la posibilidad de requerir datos adicionales y auditar el proceso, emitiendo instrucciones complementarias.
  • Comunicación al usuario. Edenor y Edesur deberán presentar un plan de comunicación con explicaciones simples sobre alcance y efectos del cambio, y garantizar trato digno y equitativo. Deberán identificar el universo de usuarios que podría recibir ajustes significativos para activar gestiones proactivas de información y atención.

Protecciones económicas para los hogares
El regulador fijó tres resguardos clave para el bolsillo:

  1. No habrá reconocimiento en tarifa de los costos operativos de la migración.
  2. Las distribuidoras deberán ofrecer planes de pago de hasta 6 cuotas, sin anticipos ni intereses, a quienes los soliciten por efectos de la transición (Edenor y Edesur ya lo habían anticipado en sus escritos).
  3. Queda prohibido aplicar acciones de morosidad y cortes por falta de pago respecto de LSP emitidas como consecuencia directa del cambio de metodología de lectura.

Contexto

La lectura bimestral con facturación mensual rige desde 2016 para T1. En 2017, esa modalidad se incorporó en la RTI a los contratos de concesión. Nueve años después, el ENRE reconoce cambios tecnológicos, nuevas demandas de información y la necesidad de evitar distorsiones en la percepción de consumos e importes, más aún con ajustes mensuales del Costo Propio de Distribución (CPD) vigentes desde 2025. Para el organismo, la migración a lectura mensual reduce “a la mitad” los tiempos de lectura y, una vez superada la transición, habilita decisiones de consumo más eficientes y contribuye a la eficiencia energética y la sustentabilidad del servicio.

Qué sigue
Con la vigencia desde el 3/11/2025, Edenor y Edesur tienen 30 días para poner en marcha el plan. Antes de iniciar, deberán enviar al ENRE el detalle de cronogramas, metodologías y modelos de factura de transición. Las facturas deberán transparentar los ajustes bajo la leyenda “Ajuste migración mensual”, habrá planes en cuotas sin interés y no se permitirán cortes por deudas derivadas del cambio. El ENRE controlará métricas de periodicidad, auditorías y comunicación al usuario; y evaluará desvíos una vez concluida la implementación.

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Hidrocarburos: Economía eliminaría retenciones a la producción Convencional

El gobernador del Chubut, Ignacio Torres, se reunió en la ciudad de Buenos Aires con el ministro de Economía, Luis Caputo, para procurar avanzar en la eliminación de los derechos de exportación para los hidrocarburos convencionales, y el sostenimiento de la Cuenca del Golfo San Jorge.

El encuentro contó también con la presencia del ahora ex jefe de Gabinete del Gobierno Nacional, Guillermo Francos.

Tras la reunión trascendió que el Ministerio de Economía evalúa el pedido y que habría prometido una eliminación en etapas de tales retenciones.

Acompañaron al Torres, el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce; el presidente de Petrominera Chubut SA, Héctor Millar; el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Ávila; el secretario general del Sindicato de Petroleros Jerárquicos de la Patagonia Austral, José Lludgar; el intendente de Comodoro Rivadavia, Other Macharashvili; además de representantes de distintas operadoras petroleras.

Torres indicó que la baja de dicho tributo “no solo fortalecería las inversiones de las operadoras, sino que podríamos exportar más y generar más puestos de trabajo genuino”.

El gobernador comparte este reclamo con las provincias de Santa Cruz y Tierra del Fuego, y solicitó a Nación “que haga su parte, porque tanto nosotros como los trabajadores hicimos lo que teníamos que hacer”.

Explicó que “la Provincia cumplió respecto a la baja de regalías y los trabajadores en materia de productividad; ahora lo que estamos pidiendo al Gobierno Nacional es que cumpla con una medida que nos permitiría garantizar la competitividad de una industria clave”.

El pedido tiene como finalidad aliviar la carga fiscal y sostener la producción en cuencas maduras con más de cien años de historia. “La aplicación de un 8 % de retenciones agrava la situación del sector”, manifestó el mandatario y reveló que “hay un compromiso firme de las operadoras de reinvertir cada dólar adicional en nuevas inversiones para mantener la actividad y sostener los empleos”.

Torres destacó “el compromiso de la Nación para la eliminación de retenciones sobre el cual estamos ultimando los detalles, aspirando a eliminarlas progresivamente”.

“Esto va a ser muy bueno, no sólo para Chubut sino para la Argentina porque el resultado va a ser más producción, más trabajo, más competitividad”, argumentó el gobernador, agregando que “el acuerdo implica que el ahorro fiscal tiene que ir íntegramente a más producción, y si se exporta más, se generan más dólares que necesita la Argentina”.

Torres también anticipó que se trabajará en una ley de Compre Local “que mantenga las garantías constitucionales y fomente el desarrollo del empleo local, a partir de la agenda común que venimos llevando adelante junto a todos los actores y representantes del sector”, y destacó el acompañamiento de los distintos sectores de la cadena productiva de la provincia al pedido de eliminación progresiva de los derechos de exportación para los hidrocarburos convencionales.

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Licitan la renovación de la red de media tensión en la represa de Salto Grande

Con financiamiento del BID, Argentina y Uruguay impulsan la modernización integral del complejo hidroeléctrico de Salto Grande

La Comisión Técnica Mixta de Salto Grande avanza en una nueva etapa del ambicioso programa de modernización del complejo hidroeléctrico binacional, cuya operación conjunta entre Argentina y Uruguay constituye desde hace más de cuatro décadas uno de los pilares del sistema eléctrico regional. En este marco, el organismo lanzó la licitación privada SG-792, destinada a la “Renovación de la red de media tensión de Salto Grande, margen derecha”, una obra de carácter estratégico que busca sustituir equipamientos envejecidos por sistemas de distribución eléctrica de última generación, capaces de garantizar mayor seguridad operativa, confiabilidad y eficiencia energética.

Las ofertas deberán presentarse hasta las 10 de la mañana del 11 de noviembre de 2025, en el Área de Materiales del complejo, mientras que la apertura se realizará una hora después, conforme el procedimiento habitual establecido por la CTM. El proyecto incluye la renovación integral de las líneas de media tensión que vinculan los transformadores principales con los sistemas auxiliares de la central, la instalación de nuevos interruptores, tableros, protecciones y cables apantallados de mayor capacidad térmica, además de adecuaciones en los sistemas de puesta a tierra y en los esquemas de control y supervisión.

Esta licitación se suma al proceso internacional N.º 768, publicado previamente en el Boletín Oficial, que prevé el diseño, suministro, instalación y puesta en marcha de un nuevo sistema de control de producción, así como la construcción de un Centro de Control Unificado en la margen derecha del embalse. Ambas obras se enmarcan en el Programa de Modernización del Complejo Hidroeléctrico Binacional de Salto Grande, financiado por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

El programa constituye una de las intervenciones tecnológicas más significativas de los últimos años sobre infraestructura energética compartida entre ambos países. Su alcance abarca la sustitución progresiva de los sistemas de automatización, telemetría, y control de las turbinas Kaplan —de 135 MW cada una—, la actualización de las salas de comando, y la modernización del sistema de comunicaciones internas, con el objetivo de prolongar la vida útil del complejo hasta mediados de siglo.

Desde su inauguración en 1979, Salto Grande ha sido un emblema de la cooperación energética argentino-uruguaya y un ejemplo de gestión binacional en la administración de recursos hídricos. Las obras ahora impulsadas no solo buscan preservar esa tradición, sino también dotar al sistema de herramientas acordes a los estándares de operación digital y ciberseguridad que demanda la generación eléctrica contemporánea. En suma, la renovación de la red de media tensión y la modernización de sus sistemas de control forman parte de un proceso que apunta a mantener a Salto Grande como un nodo esencial de integración eléctrica y desarrollo sostenible en el Cono Sur.

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Chevron reportó ganancias récord en el último trimestre

Chevron, el segundo productor de petróleo de EE.UU, arrojó resultados récord en el tercer trimestre, impulsados por la adquisición de Hess.

Las ganancias de los últimos tres meses fueron 3.600 millones de dólares o 1,85 dólares por acción, lo que superó holgadamente la estimación consensuada de los analistas de 1,68 dólares por acción compilada por LSEG. 

El flujo de caja de las operaciones excluyendo el capital de trabajo creció casi 20% interanual a 9.900 millones de dólares, impulsado en parte por el crecimiento de la producción en áreas que incluyen la Cuenca Pérmica y el Golfo de México de EE.UU. Los resultados también fueron impulsados por menores costos, ya que Chevron va camino a alcanzar reducciones de costos de 2.000 a 3.000 millones de dólares el próximo año.

Las ganancias upstream totalizaron 3.300 millones de dólares, una disminución del 28% respecto al mismo período del año anterior debido a los menores precios del petróleo. La ganancia de Chevron del negocio downstream aumentó 91% en el mismo período de tiempo a 1.100 millones de dólares, impulsada por mayores márgenes de refinación y menores gastos operativos en EE.UU. 
Chevron pagó 3.400 millones de dólares en dividendos y recompró acciones por valor de 2.600 millones de dólares durante el trimestre. La compañía dijo que el gasto de capital, que totalizó 4.400 millones de dólares en el tercer trimestre, aumentó respecto al mismo período del año anterior debido al gasto en activos heredados de Hess. 

Por otro lado creció su producción en Venezuela. Las cuatro empresas en las que Chevron es socia de Petróleos de Venezuela (PDVSA) lideran la producción petrolera promedio en los últimos meses, tras el regreso de la estadounidense al país. Tras una tendencia ascendente, las empresas conjuntas producen unos 245.100 barriles diarios, equivalentes al 22% del total de crudo extraído en Venezuela.

En detalle, la empresa Petropiar encabeza la producción con 107.400 barriles diarios en el oriente del país, lo que la convierte en la mayor productora. Le sigue Petroboscán, en segundo lugar, con 104.200 barriles diarios, y Sinovensa —asociación entre PDVSA y la china CNPC— en tercero, con 100.400 barriles. Las otras 2 empresas en las que Chevron tiene operaciones son Petroindependencia (Faja Petrolífera del Orinoco) y Petroindependiente (Lago de Maracaibo, estado Zulia).

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Economía: Ajustan el ICL y el CO2 de noviembre. Tarifas del gas y la electricidad aumentan 3,8 % promedio

Noviembre arranca con una actualización parcial de los impuestos que gravan a los combustibles, y con incrementos para las tarifas del gas y la electricidad, con aumentos del 3,8 % promedio.

El ministerio de Economía dispuso nuevo montos para el Impuesto sobre los Combustibles Líquidos (ICL) e Impuesto al Dióxido de Carbono (CO2) a partir del 1 de noviembre, al tiempo que difirió al 1 de diciembre la actualización pendiente de estos gravámenes sobre las naftas y gasoils correspondientes a períodos trimestrales anteriores (del 2024 y 2025).

A través del decreto 782/2025 se argumenyo que “El incremento total en los montos de impuesto que resulte del remanente de la actualización correspondiente al año calendario 2024 y de las actualizaciones correspondientes al primer y segundo trimestres calendario del año 2025, en los términos del Decreto 501/18, surtirá efectos respecto de la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil para los hechos imponibles que se perfeccionen desde el 1° de diciembre de 2025, inclusive”.

Así las cosas, el decreto 782 fijó, para el período 1 al 30 de noviembre inclusive, respecto del ICL un incremento de monto fijo de $ 15,557 para las naftas sin plomo y nafta virgen, y de $ 12,639 para el gasoil.

Asimismo, estableció en $ 6,844 el monto fijo diferencial del impuesto sobre los combustibles líquidos para el gasoil, cuando se destine al consumo en el área conformada por las Provincias del NEUQUÉN, de LA PAMPA, de RÍO NEGRO, del CHUBUT, de SANTA CRUZ, de TIERRA DEL FUEGO, ANTÁRTIDA E ISLAS DEL ATLÁNTICO SUR, el Partido de Patagones de la Provincia de BUENOS AIRES y el Departamento de Malargüe de la Provincia de MENDOZA.

En lo que respecta al impuesto al Dióxido de Carbono, el nuevo monto fijo a aplicar en el mes de noviembre es de $ 0,953 para las naftas, y $ 1,441 para el gasoil, en todo el país.

Gas y Electricidad en noviembre

Por otra parte, el ministerio de Economía ratificó incrementos que regirán desde el 1 de noviembre en las tarifas de los servicios de Gas y de Electricidad.

Una serie de resoluciones ya oficializadas por el Enargas (811 a 830/2025) se establece un “aumento de tarifa promedio de 3,8 %” para el suministro de gas por redes, indicó Economía.

En tanto, el incremento para las tarifas del suministro de electricidad será oficializado el lunes 3, “y será de un porcentaje similar”, se indicó.

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Ecopetrol y Petrobras acuerdan comercializar gas de Colombia

Con una inversión total de 4.100 millones de dólares las petroleras Ecopetrol y Petrobras comercializarán el gas natural del campo Sirius, ubicado costa afuera en el Caribe colombiano.

El acuerdo establece la comercialización conjunta de hasta 249 millones de pies cúbicos por día (MPCD) para un periodo de hasta seis años a través de un contrato firme, sujeto a condiciones.

El proyecto Sirius comenzó en 2022 con el objetivo de explorar y evaluar el potencial de gas natural en la zona costa afuera del Caribe colombiano.

A mediados de ese año, con el yacimiento Sirius-1, se anunció el descubrimiento, y a finales de 2024, con Sirius-2, se confirmaron los volúmenes de gas, que son superiores a seis terapies cúbicos.
Justamente Sirius-2 es el descubrimiento de gas más grande de las últimas décadas en el país.

Las compañías prevén que la producción del campo comience en 2030, pues esto es fundamental para “la seguridad energética de Colombia y para garantizar el suministro de gas natural al país en el largo plazo”, precisó Ecopetrol.

La inversión de ambas petroleras involucran 1.200 millones para la fase exploratoria y 2.900 millones para la etapa de desarrollo de la producción.

Ecopetrol tiene una participación del 55,66% en el consorcio de Sirius, mientras que la compañía brasileña, que actúa como operador por medio de Petrobras International Braspetro, tiene el 44,44%.

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Tettamanti argumentó por una nueva ley de Energías Renovables

La secretaria de Energía, María Tettamanti, destacó que “la Ley 27.191, de Energías Renovables, fue fundamental para impulsar el desarrollo del sector en un momento en el que las tecnologías eran poco competitivas”. “Gracias a ese régimen, hoy más del 17 % de la generación eléctrica en el país proviene de fuentes renovables, con una proyección de alcanzar el 20 % en 2026” estimó.

En una presentación que realizó ante la Comisión de Industria de la Cámara de Diputados, la funcionaria sostuvo sin embargo que “el contexto cambió: los costos de estas tecnologías bajaron, y ya no requieren el mismo nivel de incentivos que hace una década”.

Tettamanti defendió entonces el proyecto de nueva ley que impulsa el gobierno señalando que “la propuesta de modificación busca actualizar el marco normativo para adecuarlo al nuevo escenario tecnológico y económico”.

El eje pasa de la promoción directa, a la estabilidad y previsibilidad tributaria, extendiendo por 20 años la seguridad fiscal para proyectos existentes y futuros en el rubro, se indicó.
“Esto significa no crear nuevos impuestos ni gravámenes, ni a nivel nacional, provincial o municipal. El beneficio central es dar certidumbre a los inversores y fortalecer un entorno competitivo, sostenible y previsible”, explicó.

Competencia, inversión y objetivo final

“Las energías renovables ya pueden competir en igualdad de condiciones con otras fuentes”, afirmó, y sostuvo que “la libre elección de proveedores permitirá a las empresas optar según precio, criterios ambientales o corporativos”.

“El mejor incentivo a la inversión es reducir riesgos mediante estabilidad macroeconómica, reglas claras y baja carga impositiva”, argumentó Tettamanti, señalando que “el objetivo final es que la energía en Argentina sea más barata y accesible para todos los consumidores”.

Obras de transmisión eléctrica

Sobre este tema la Secretaria describió ante los diputados que “ya hemos definido las obras más relevantes para ampliar la capacidad de transporte de electricidad”. “En CABA y GBA estamos casi en el límite de la capacidad y hay líneas que pueden destrabar cuellos de botella”.

“Va a haber una licitación que llevará adelante el Estado nacional pero la inversión la va a hacer el sector privado”, explicó.

“Estamos apostando al financiamiento privado y como son proyectos de muy largo plazo estamos trabajando también con organismos internacionales. No queremos comprometer los fondos públicos”, argumentó Tettamanti.

“La inversión para ampliar la capacidad de transporte de electricidad en el GBA, si bien obviamente el precio lo va a terminar poniendo el resultado de una licitación, estimamos que pueden ser alrededor de 1.000 millones de dólares”, afirmó la funcionaria.

Y puntualizó que “es fundamental para los que van a hacer las obras contar con seguridad jurídica”. “Cuando quienes pueden hacer la inversión ven que no va a haber cambios en la reglas de juego y que van a poder repagar esa inversión, que es de muy largo plazo, entonces invierten”.

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YPF logró reducir 25 % sus tiempos de construcción de pozos

YPF logró reducir en un 25 % los tiempos de construcción de pozos, desde la preparación del terreno hasta la apertura de la primera válvula, indicó la compañía, destacando que “este avance es fruto del proyecto Toyota Well, una alianza estratégica con la automotriz japonesa que aplica el sistema de producción TPS (Toyota Production System) al desarrollo de pozos petroleros.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, afirmó que “este resultado demuestra que la innovación aplicada con disciplina transforma la industria. Toyota Well nos permite producir más, mejor y más rápido”.

El proyecto, que comenzó como una prueba piloto, hoy se implementa a escala completa, con más de siete vicepresidencias involucradas y más de 250 personas trabajando en equipos integrados junto a contratistas.

“Toyota Well es una transformación cultural para YPF y para nuestros proveedores. Estamos cambiando la forma en que trabajamos, construyendo relaciones más colaborativas y eficientes”, expresó Micaela Cecchini, referente del proyecto.

Impactos

Como parte del Toyota Well, por ejemplo, YPF consiguió una reducción récord del 71 % en los tiempos de puesta en marcha de los pozos, pasando de 10 días en promedio a enganchar 4 pozos en menos de un día. Se trata de tiempos sin precedentes en Argentina.

El Real Time Intelligence Center (RTIC) ha sido un componente esencial del proyecto, aportando visibilidad operativa en tiempo real, análisis de datos y soporte técnico para la toma de decisiones ágiles. Su contribución permitió integrar tecnología y conocimiento en campo, acelerando la transformación operativa.

Este resultado representa un paso clave dentro del Plan 4×4, la hoja de ruta estratégica de YPF. La reducción de tiempos operativos permite escalar con mayor velocidad, manteniendo la calidad y reduciendo costos, lo que fortalece la competitividad de la compañía en el mercado energético, se destacó.

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Vaca Muerta impulsa un nuevo ciclo exportador pero aún enfrenta cuellos de botella

El resultado de las elecciones de medio término del 26 de octubre en Argentina, impactó de manera importante al sector hidrocarburífero, sobre todo porque refuerza el escenario político-económico bajo el cual operan las empresas del rubro.

Tras la victoria del oficialismo, los valores de las compañías vinculadas al petróleo y gas —y en particular al yacimiento de Vaca Muerta— subieron con fuerza.

La baja del riesgo país y la mayor previsibilidad política fortalecieron el acceso al financiamiento de grandes inversiones en hidrocarburos. El triunfo del oficialismo plantea un entorno más favorable para la implementación de reformas normativas del sector energético: el prospecto de políticas de desregulación, incentivos para grandes inversiones y estabilidad regulatoria vuelve a la discusión pública.

Pese al ambiente positivo, persisten desafíos: la rápida mejora del optimismo bursátil no garantiza que la inversión real llegue inmediatamente. El sector hidrocarburífero sigue dependiendo de variables como precio internacional de petróleo/gas, infraestructura logística, financiación externa, y claridad regulatoria.

Además, la consolidación política no reduce automáticamente los riesgos sociales o operativos: los proyectos grandes requieren plazos largos y estabilidad más allá de un ciclo electoral. Si bien el triunfo electoral del oficialismo elevó las expectativas para el sector hidrocarburífero argentino al ofrecer un marco político más predecible para la inversión, con mercados que reaccionaron al alza y empresas que se preparan para acelerar desarrollos. Pero la materialización de ese impulso dependerá de factores estructurales que aún enfrentan incertidumbres.

La producción de petróleo y gas de Argentina —y el emergente plan de exportación de GNL— se inserta en un escenario internacional lleno de oportunidades pero también de retos estructurales.  Por un lado, la magnitud de la formación Vaca Muerta y el respaldo de proyectos como Argentina LNG permiten al país aspirar a exportar volúmenes significativos al mercado global hacia finales de esta década. Por otro lado, ese avance está condicionado por la urgencia de construir la infraestructura crítica (licuefacción, transporte, terminales) y por el marco macroeconómico y regulatorio que rodea a la industria energética argentina, que aún debe consolidar credibilidad frente a los grandes jugadores internacionales.

Así, mientras Argentina ofrece potencial para generar ingresos de exportación y diversificar suministros para el mundo, deberá progresar en remover cuellos de botella operativos y en garantizar previsibilidad para encarar esa transición desde productor local a proveedor global.

Producción

La producción petrolera atraviesa una fase de robustez, marcada por récords y por una proporción creciente de producción no convencional. El gas, aunque sigue siendo estratégico, enfrenta un escenario de menor crecimiento mensual y cierta declinación en el corto plazo. Aun así, el dominio de Vaca Muerta en ambos frentes es incuestionable.

La producción total sigue liderada por la provincia de Neuquén. En septiembre de 2025, la provincia marcó un nuevo récord histórico: alcanzó 567.000 barriles diarios de crudo (bbp/d), lo que significó un aumento de aproximadamente 3,5 % respecto de agosto y un salto de casi 27 % frente al mismo mes del año anterior. Este dato confirma que Neuquén ya no es solo un eslabón más dentro de la producción nacional, sino que se ha convertido en el corazón del petróleo argentino.

A nivel nacional, las estimaciones más recientes sitúan la producción total de crudo cerca de los 842.000 bbp/den septiembre. Este volumen no sólo ilustra el vigor del sector, sino que también pone de relieve cómo los recursos no convencionales —shale oil, tight oil— han pasado a ocupar una proporción creciente dentro del cómputo global de producción.

Por el lado del gas, el panorama es más matizado. Por ejemplo, para YPF la producción en septiembre fue de 31,42 MMm³/d, lo que representa un retroceso de cerca del 9,5 % respecto del mes anterior y un 10 % menos que un año atrás. No obstante, vale destacar que de ese volumen, unos 18,45 MMm³/d provienen de Vaca Muerta, lo que implica que casi seis de cada diez metros cúbicos que produce YPF en el país salen de ese yacimiento, mientras que el crudo no convencional acelera, el gas encuentra ciertos desafíos mensuales de operatividad y mercado.

Un dato adicional que vale la pena considerar es la pauta de actividad técnica: el número de etapas de fractura (fracking) en Vaca Muerta bajó levemente en septiembre, tras el rebote de agosto, lo que indica que el ritmo de inversión y completación de pozos sigue siendo dinámico pero con variaciones.

Transporte e infraestructura

La expansión productiva necesita de un “sistema circulatorio” robusto que transporte ese crudo y ese gas desde el corazón de producción hacia los mercados interiores y exteriores. En este sentido, se destacan dos iniciativas clave de los últimos días.

En primer término, el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (“VMOS”) —que prevé un oleoducto que llevará el crudo desde Añelo (Neuquén) hasta Punta Colorada (Río Negro) y la costa atlántica— ya está en su tramo final: se han instalado más de 520 kilómetros de tuberías de 36 pulgadas y sólo restan aproximadamente 50 kilómetros para completar los ~570 km previstos. Esta obra no solo permitirá mayor capacidad de evacuación, sino también la posibilidad de exportar con mayor eficiencia al Atlántico, reduciendo cuellos de botella logísticos.

En segundo lugar, está el plan de ampliación de la empresa Oldelval con el llamado “Duplicar Norte”, un tramo de oleoducto de 207 km que se pone en marcha en noviembre y que busca añadir aproximadamente 360.000 bbl/d de capacidad de transporte. (Aunque el dato debe verificarse de forma puntual, es parte de los anuncios de obra de las últimas semanas). Esta expansión refleja que el país está reconociendo que la infraestructura es tanto o más importante que los pozos mismos para mantener el ritmo de crecimiento.

Desde un punto de vista más estratégico, estas obras significan algo más que aumentar “caños y kilómetros”: implican la transformación del mapa energético argentino, al conectar la cuenca no convencional más dinámica del país con los grandes hubs de exportación y consumo. Al mismo tiempo, reducen la dependencia de rutas de transporte más complejas o menos eficientes, fortaleciendo la seguridad logística del sector. El capítulo infraestructural vive un momento de aceleración: los grandes proyectos de ductos están en ejecución, la logística empieza a adaptarse al nuevo nivel productivo, y el país está colocando las piezas para que la producción pueda “salir” sin trabas.

 No obstante, existen reclamos hacia los gobierno provinciales en particular en materia de infraestructura caminera.

Exportaciones y balanza energética

El auge productivo se proyecta hacia el exterior: se está generando un impacto directo en la balanza energética y en la capacidad exportadora de Argentina. Para septiembre de 2025, los datos muestran que el superávit comercial energético continúa siendo una variable clave: según reportes recientes, la balanza comercial meramente general cerró en US$ 900 millones en ese mes, con una mejora interanual de exportaciones (+16,9 %) que incluye combustibles y energía.

Adicionalmente, se destaca que en 2024 las exportaciones del rubro P&G alcanzaron alrededor de US$ 8.500 millones, lo cual posiciona a la energía como la segunda categoría exportadora del país. Según previsiones de organismos sectoriales, este año dichas exportaciones podrían superar los US$ 6.000 millones o más, apuntaladas por la producción creciente de no convencionales.

Desde la región de Vaca Muerta se informa que esa formación ya produce “dos de cada tres barriles” del petróleo argentino, lo que subraya su peso tanto en volumen como en capacidad de exportación. En términos más cualitativos, esta mayor producción y exportación no sólo generan divisas, sino que mo­vili­zan inversiones, generan empleos y reconfiguran la posición energética internacional de Argentina.

Por supuesto, este florecimiento exportador encuentra su límite en variables como el precio internacional del crudo, los costos logísticos y la necesidad de asegurar que el mercado interno siga recibiendo suministro. Pero, en el escenario de los últimos 30 días, el signo es claramente positivo: mayor producción, mayor exportación y una balanza que trabaja a favor.

Avances y Demoras

El desarrollo de la infraestructura energética asociada al aprovechamiento de Vaca Muerta continúa siendo un eje fundamental para la expansión del sistema gasífero argentino. En este marco, la obra de Reversión del Gasoducto Norte constituye un componente crítico para garantizar el abastecimiento de las provincias del centro y norte del país, así como para sustituir volúmenes de importación y mejorar la competitividad regional.

A fines de 2024 fue habilitado el tramo principal de aproximadamente 122,8 kilómetros que conecta La Carlota con Tío Pujio, en la provincia de Córdoba, junto con dos ampliaciones paralelas del ducto existentes (loops) que fortalecen la capacidad de transporte . Estas intervenciones permiten técnicamente que el fluido proveniente de la cuenca neuquina comience a desplazarse hacia el norte argentino, modificando un esquema histórico de flujo sur–norte .

No obstante, la operación plena del sistema permanece condicionada por la adecuación de cuatro plantas compresoras ubicadas en las provincias de Córdoba (dos), Santiago del Estero y Salta. Estos equipos son indispensables para elevar la presión, asegurar continuidad del caudal y alcanzar los volúmenes previstos por la planificación original. Informes recientes señalan que dichas obras presentan un avance inferior al 40 %, registrando demoras respecto de los cronogramas contractuales iniciales .

Entre los factores que explican las postergaciones se encuentran atrasos en pagos, variaciones en los costos asociados a la volatilidad cambiaria y a la priorización de la reducción del déficit fiscal. Como consecuencia, la estimación oficial para su puesta en régimen se ha desplazado hacia fines de 2025, sujeto al cumplimiento financiero de los hitos comprometidos .

Desde una perspectiva sistémica, la culminación de estos trabajos es considerada estratégica. En primer lugar, permitiría reducir la dependencia de importaciones destinadas al abastecimiento del norte argentino. En segundo término, consolidaría la integración logística entre áreas productoras e industriales, reduciendo costos operativos y asegurando previsibilidad ante picos estacionales de consumo. Finalmente, fortalecería la posición exportadora del país a mediano plazo, en un contexto de creciente interés regional por el gas natural .

De persistir las demoras, subsistirá el riesgo de tensiones en la oferta para usuarios industriales y residenciales del norte del territorio, al tiempo que se limitará el aprovechamiento pleno del potencial productivo de Vaca Muerta.

Proyectos

En el frente de los proyectos, la maquinaria de inversión está en marcha y las empresas nacionales y extranjeras comienzan a plasmar estrategias concretas para aprovechar el momento. Una muestra reciente es el acuerdo entre la operadora YPF y la italiana ENI para desarrollar un proyecto de gas natural licuado (GNL) en Vaca Muerta, con una capacidad estimada de 12 millones de toneladas métricas por año. Este emprendimiento se presenta como un pilar de futuro para convertir a Argentina en un exportador relevante de gas al mundo, y no sólo de crudo al mercado regional.

También cabe mencionar cómo la participación del sector privado y la diversificación de actores se amplían: empresas como Vista Energy han reportado incrementos de producción del orden de 40 % en sus operaciones de petróleo no convencional en Vaca Muerta. A esto se suma la irrupción de compañías más pequeñas que adquieren áreas maduras de YPF y buscan innovar en esquemas de producción.

Otro aspecto relevante es que, pese al crecimiento, la industria no está exenta de ajustes: la mencionada caída en el ritmo de fracturación en septiembre, las empresas afrontan condiciones operativas y de mercado que requieren adaptaciones continuas. Por tanto, el entorno de proyectos productivos muestra una doble cara: por un lado, muy dinámico, con apuestas de largo plazo (GNL, exportaciones directas, infraestructura). Por otro, vigilante, con métricas operativas que exigen eficiencia y adaptabilidad.

Señales de mercado

El análisis de mercado aporta matices importantes: el contexto internacional y las expectativas regulatorias inciden de modo notable en la industria local. Por ejemplo, el reciente acuerdo de la OPEP + de aumentar modestamente la producción desde noviembre plantea un escenario de leves presiones a la baja sobre los precios del crudo. Esto ofrece un signo de alerta para los exportadores argentinos, ya que sus márgenes pueden verse afectados. (Se trata de un factor externo, pero que impacta aquí.)

Además, desde el ámbito regulatorio y de inversores, se repite la demanda de mayor estabilidad y previsibilidad: las compañías requieren marcos de políticas claras, acceso al financiamiento, y condiciones de costos competitivas para comprometer nuevas inversiones en el shale. En ese sentido, el entorno argentino ha mejorado sus señales, pero queda camino por recorrer. Aunque el viento sopla a favor —con récord de producción, escalada exportadora e infraestructura en marcha—, el sector no puede relajarse. Los factores externos, los costos, la logística y la regulación siguen siendo determinantes para consolidar el impulso.

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Europa ajusta su conciencia ecológica al precio de la energía

La Comisión Europea y el Consejo de la Unión Europea postergó y flexibilizó algunas de sus normativas ambientales clave. La regulación sobre productos libres de deforestación (Reglamento (UE) 2023/1115 sobre productos vinculados a la deforestación) ahora incluye periodos transitorios, exenciones para pequeñas empresas y un aplazamiento de su entrada en vigor para ciertos sectores. Además, grupos de trabajo y ONG denuncian que la flexibilización incluye “huecos” que podrían debilitar el impacto de las normas.

Durante los últimos tres meses, la European Commission ha retrasado y flexibilizado de manera significativa el calendario y los requisitos de su normativa ecológica más destacada. Por ejemplo, la EU Regulation on Deforestation‑Free Products (EUDR) —que exige que ciertas materias primas comercializadas en la European Union no provengan de tierras deforestadas— ya había sido postergada desde diciembre de 2024 y ahora se propone un plazo ampliado: la entrada en vigor para grandes y medianas empresas se mantiene para el 30 de diciembre de 2025, pero con un periodo de gracia de seis meses para inspecciones, mientras que para micro y pequeñas empresas se aplaza hasta el 30 de diciembre de 2026.

Asimismo, se introducen exenciones y simplificaciones para operadores en países de “bajo riesgo” y cadenas de valor “downstream”, reduciendo obligaciones de debida diligencia para distribuidores o fabricantes que no ingresan directamente al mercado. En paralelo, las autoridades europeas argumentan problemas técnicos con su sistema informático (IT) de seguimiento como motivo para estas dilaciones y modificaciones de alcance. En conjunto, estos cambios muestran que aunque la normativa sigue en pie, la UE ha aceptado plazos más largos y requisitos más suaves, lo que podría diluir el impacto inmediato de sus medidas ecológicas.

El carbón continúa siendo un importante fuente de energía en Europa

El carbón continúa aportando buena parte de la energía térmica de Europa

Impacto en argentina

Las medidas pueden impactar de diversas maneras en la producción argentina, particularmente en sectores agropecuarios como la soja y la carne. En primer lugar, la menor rigidez normativa en Europa podría aliviar temporalmente la presión competitiva sobre los exportadores argentinos, quienes se enfrentarían a un entorno con menos barreras regulatorias inmediatas. Además, el aplazamiento de la regulación contra la deforestación (EUDR) otorga a los productores argentinos un margen de tiempo adicional para adaptar sus sistemas de trazabilidad y así disminuir el riesgo de quedar excluidos del mercado europeo.

Sin embargo, estos cambios también entrañan desafíos. La EUDR no ha sido cancelada, por lo que la obligación de adecuarse a estándares de “deforestación cero” y a mayores requisitos de control seguirá siendo inevitable a mediano plazo. A su vez, si la Unión Europea flexibiliza sus propias exigencias ambientales, podría incrementarse la entrada de productos agrícolas elaborados bajo estándares más permisivos y potencialmente más económicos, lo que intensificaría la competencia para Argentina. Otro factor de riesgo es la categorización del país como territorio de “riesgo estándar” en materia de deforestación, condición que implica mayores costos de verificación, el posible rechazo de lotes y obstáculos adicionales en la cadena exportadora.

Desde una perspectiva de sostenibilidad, la relajación europea podría reducir los incentivos internacionales para que Argentina profundice mejoras ambientales y de trazabilidad. Esto, a largo plazo, podría deteriorar la competitividad del país en mercados donde los estándares ambientales tienden a elevarse progresivamente.

En términos económicos, un estudio reciente estima que la aplicación plena de la EUDR podría comprometer alrededor de US$ 6.000 millones en exportaciones argentinas, aunque solo entre el 2 y el 3 % de los productos se encontraría hoy fuera de norma. El mismo análisis proyecta un impacto moderado en el Producto Interno Bruto, con una caída aproximada del 0,14 % en un escenario base. No obstante, estas estimaciones no incluyen costos indirectos vinculados a la adaptación tecnológica, la verificación documental o la pérdida de mercados alternativos, factores que pueden incrementar el efecto total sobre la economía argentina.

Si reducimos todo a la pregunta económica de fondo —por qué Europa está frenando o flexibilizando sus controles ambientales—, la respuesta central es el costo creciente y desbalanceado de la transición verde.

La transición verde encarece la producción europea

Implementar las políticas ambientales europeas (energías limpias, descarbonización, trazabilidad ecológica, eliminación de combustibles fósiles, etc.) implica un aumento directo de costos en casi toda la cadena productiva.

El abandono del gas ruso y el cierre de plantas nucleares en Alemania encarecieron la energía en Europa, haciendo que el precio industrial de la electricidad fuera, en promedio, el doble que el de Estados Unidos entre 2022 y 2025.

A esto se suman insumos y materias primas más costosos debido a normas de “origen sostenible”, como las leyes de deforestación o la trazabilidad de minerales críticos, que exigen certificaciones, auditorías, intermediarios, mayor burocracia con el consiguiente aumento de los costos de producción y transporte.

Además, las empresas europeas están obligadas por regulación a invertir en modernización de maquinaria, reconversión de plantas, eficiencia energética o captura de carbono, inversiones que no son voluntarias y que presionan la rentabilidad, generando como resultado un aumento del costo de producir en Europa mientras los precios globales se mantienen estables, lo que erosiona la competitividad de las compañías europeas frente a productores de Asia, América o África.

Pérdida de competitividad frente a EE.UU. y China

El núcleo del problema es la pérdida de competitividad de Europa frente a Estados Unidos y China.

Washington subsidia la transición energética mediante el Inflation Reduction Act (IRA), otorgando miles de millones en incentivos fiscales para energías limpias, autos eléctricos e hidrógeno —lo que reduce costos empresariales y atrae inversiones que estaban planificadas para Europa, provocando que compañías como Volkswagen, BASF y Northvolt trasladen proyectos a territorio estadounidense.

China produce más barato y domina las cadenas de suministro verdes al controlar litio, tierras raras, paneles solares y baterías, insumos que Europa debe importar y que encarecen su transición energética.

Si el continente endurece aún más sus regulaciones ambientales, se vuelve doblemente vulnerable, porque además de ser más costoso producir, aumenta su dependencia estratégica de China; en síntesis, mientras Europa regula y encarece, Estados Unidos subvenciona y China ofrece producción barata, dando lugar a una desindustrialización silenciosa manifestada en cierres o relocalizaciones de plantas, pérdida de empleo industrial y reducción del peso manufacturero europeo.

Los sectores tradicionales están en crisis

Las industrias más afectadas —acero, cemento, automotriz y química— son también las que sostienen millones de empleos y exportaciones. Por eso, los gobiernos presionan a la Comisión Europea para ralentizar los objetivos verdes.

El sector automotriz advierte que la prohibición de los motores a combustión en 2035 podría destruir cientos de miles de empleos. Las cementeras y siderúrgicas alertan que el costo del carbono las deja fuera del mercado internacional si no hay compensaciones. Los agricultores se rebelan contra las exigencias ecológicas y los límites al uso de pesticidas o fertilizantes. Esta presión interna se traduce en política. Los gobiernos nacionales —que antes respaldaban el Green Deal— ahora exigen una “transición justa y competitiva”, es decir, más tiempo y menos rigidez.

El problema del carbono como impuesto invisible

El sistema de comercio de emisiones (ETS) obliga a las empresas a pagar por cada tonelada de CO₂ emitida. En teoría, este mecanismo incentiva la adopción de tecnologías limpias. En la práctica, el precio del CO₂ llegó a superar los 90 por tonelada en 2023, encareciendo drásticamente los costos industriales. Muchos productores transfieren estos costos al consumidor o pierden competitividad frente a importaciones que no enfrentan esa carga. Para compensar esa desventaja, la Unión Europea creó el CBAM, un mecanismo de ajuste de carbono en frontera que cobra el mismo costo a los productos importados. Sin embargo, esta medida genera tensiones diplomáticas y riesgo inflacionario. En síntesis, el propio sistema de incentivos verdes se ha convertido en un impuesto estructural que el bloque intenta ahora moderar.

Brújula

Europa transita desde una fase normativa y aspiracional —centrada en liderar mediante el ejemplo e impulsar estándares globales— hacia una etapa más pragmática y estratégica, en la que los objetivos ambientales se mantienen, pero se adecuan a las realidades económicas y geopolíticas del presente.

Este giro no implica el abandono de la agenda ecológica, sino una recalibración disimulada, caracterizada por menor ambición inmediata, mayor gradualismo y una búsqueda de coherencia con la estabilidad interna y la competencia global.

Entre 2019 y 2023, el European Green Deal se apoyó en una concepción moral del liderazgo verde: Europa debía “mostrar el camino” al resto del mundo, aun a costa de asumir cargas internas.

Aquella postura se alimentaba de tres corrientes intelectuales: el europeísmo moral, que concibe al continente como una comunidad ética heredera del humanismo ilustrado con vocación de orientar la civilización global hacia la sostenibilidad; el ambientalismo cosmopolita, influido por los valores de la ONU y el multilateralismo del Acuerdo de París, donde el planeta es entendido como un sujeto moral colectivo; y el progresismo tecnocrático, que confía en que la regulación y la innovación tecnológica pueden resolver la crisis ambiental promoviendo a la vez un crecimiento “verde”.

A partir de 2024, esa visión comenzó a erosionarse. La orientación actual de la Comisión Europea adopta un tono más realista, tecnocrático y defensivo: ya no busca redimir al mundo, sino gestionar el impacto político y económico de la transición ecológica dentro de sus propias fronteras. En este contexto, el idealismo cede ante las exigencias de gobernabilidad y de los costos energéticos.

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Fundelec: La demanda de electricidad total país subió 3,9 % i.a. en setiembre

La demanda de energía eléctrica en setiembre registró una suba de 3,9 % interanual, alcanzando los 10.633,5 GWh a nivel nacional. En nueve meses del año se acumula una caída de -0,1 %, en tanto que las distribuidoras de Capital Federal y el GBA tuvieron una importante suba de 7 por ciento i.a. Crecieron los consumos residenciales, comerciales e industriales, indicó el informe periódico elaborado por la Fundación Fundelec.

DATOS DE SEPTIEMBRE
Con temperaturas promedio inferiores a las de setiembre del año pasado, en septiembre último la demanda neta total del MEM fue de 10.633,5 GWh; mientras que el año pasado había sido de 11.719,3 GWh. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 3,9 % y se trata del segundo consumo más bajo de este año, luego de abril. cuando la demanda había sido de 9.823,1 GWh.

Por su parte, en setiembre último se anotó un decrecimiento intermensual de -9,3 % respecto a agosto de 2025, cuando había alcanzado los 11.719,3 GWh.

Aún se mantiene el día 10 de febrero de 2025 como el registro del máximo histórico de demanda de potencia en el SADI con una marca de 30.257 MW a las 14:47 y una temperatura en GBA de 37.9 C°, superando el récord de 29.653 MW del 1 de febrero de 2024. En setiembre último el máximo de potencia alcanzado fue de 22.292 MW.(4/9 a las 20:25).

En cuanto a la demanda residencial de septiembre, alcanzó el 43 % del total país con una suba de 6,9 %, respecto al mismo mes del año anterior. En tanto, la demanda comercial ascendió 1,9 %, siendo el 28 % del consumo total. Y la demanda industrial representó el 29 % del total, con un crecimiento en el mes del orden del 1,3 por ciento.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO

La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido septiembre de 2025): 6 meses de baja (diciembre de 2024, -2,2 %; marzo de 2025, -2,5 %; abril, -1,8 %; mayo, -10,4 %; julio, -2,5 %; y agosto de 2025, -3,7 %) y 6 meses de suba (octubre de 2024, +2,2 %; noviembre de 2024, + 0,2 %; enero de 2025, + 4 %; febrero, + 0,5 %; junio, + 13 %; y septiembre de 2025, + 3,9%). El año móvil (últimos doce meses) presenta una caída de -0,1 por ciento.

Los registros muestran que el consumo de octubre de 2024 llegó a los 10.678,8 GWh; noviembre, 11.064,9 GWh; diciembre de 2024, 11.505,4 GWh; enero de 2025, 13.606,2 GWh; febrero, 12.911,7 GWh; marzo, 11.652,2 GWh; abril, 9.823,1 GWh; mayo, 10.945,4 GWh; junio, 12.685,3 GWh; julio, 12.902,1 GWh; agosto, 11.719,3 GWh; y en septiembre de 2025 alcanzó los 10.633,5 GWh.

CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL

En cuanto al consumo por provincia, en septiembre último, fueron 21 las provincias y/o empresas que marcaron ascensos: Santa Cruz (15 %), EDEA (10 %), EDELAP, Neuquén y Salta (6 %), Chubut (4 %), Catamarca, Formosa, San Juan, Tucumán, EDEN y EDES (3 %), Córdoba, Entre Ríos, Jujuy, La Pampay Santiago del Estero (2 %), San Luis y Chaco (1 %), entre otros.

Por su parte, 5 provincias y/o empresas presentaron descensos en el consumo: Misiones (-2 %), Corrientes, La Rioja, Mendoza y Santa Fe (-1 %). En tanto, Río Negro mantuvo el mismo nivel de consumo de electricidad que el año anterior.

En referencia al detalle por regiones y siempre en una comparación interanual, las variaciones fueron las siguientes:

NEA –Chaco, Formosa, Corrientes y Misiones- tuvo un consumo menor de -0,3 %.
CUYO – San Juan y Mendoza- ascendió el consumo 0,2 %.
LITORAL – Entre Ríos y Santa Fe– subió el consumo 0,3 %.
CENTRO – Córdoba y San Luis- el crecimiento de la demanda fue de 2,1 %.
NOA –Tucumán, Salta, Jujuy, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero- subió 2,8 %.
COMAHUE – La Pampa, Río Negro y Neuquén- tuvo un crecimiento de 2,8 % respecto a septiembre de 2024.
PATAGONIA – Chubut y Santa Cruz- el consumo creció 5,9 % con relación al año anterior.
BAS – todo el interior de la provincia de Buenos Aires (incluyendo La Plata y sin contar Capital Federal y GBA)- marcó un incremento de 5,9 %.
METROPOLITANA – En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron el 32 % del total país, y anotaron un ascenso i.a. conjunto de 7 %, los registros de CAMMESA indican que en el área de EDENOR se tuvo una suba de 7,3 %, mientras que en la zona de EDESUR la demanda ascendió 6,6 por ciento.

TEMPERATURA

El mes de septiembre último fue menos caluroso en comparación con septiembre de 2024. La temperatura media fue de 15.7 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 17.1 °C, y la histórica es de 14.6 °C.

DATOS DE GENERACIÓN

La generación térmica es la principal fuente utilizada para satisfacer la demanda, aunque se destaca que la hidráulica ocupa el segundo lugar desplazando al tercer lugar el aporte de las energías alternativas (fotovoltaica y eólica).

En septiembre, la generación hidráulica se ubicó en los 2.662 GWh, 38 por ciento por arriba de los 1.928 GWh del año anterior. Por su parte, la potencia instalada es de 43.887 MW, donde el 57 % corresponde a fuente de origen térmico y 39 % de origen renovable (alternativa e hidráulica).

El despacho térmico fue menor con respecto al mismo mes de 2024, y el consumo de combustible líquido para generar terminó siendo menor (-25 % es la baja en conjunto). El gas natural representa más del 90 % de la matriz de combustibles para usinas, aproximadamente.

Así, en el noveno mes del año siguió liderando ampliamente la generación térmica, con un aporte de producción de 42,67 % de los requerimientos.

Por otra parte, las centrales hidroeléctricas cubrieron el 24,15 por ciento de la demanda, las nucleares el 8,28 %, y las generadoras de fuentes alternativas el 21,61 % del total demandado. La importación representó el 3,30 % de la demanda satisfecha.

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YPF-Globant: Proyecto para optimizar la cadena de suministro con soluciones de IA

YPF y Globant avanzan con un mega-proyecto para transformar y optimizar la cadena de suministro con soluciones de inteligencia artificial.
● Digital Suppl.AI es la plataforma conjunta que impulsa la transformación del área de Supply Chain de YPF, y está integrada por 46 agentes IA en ocho soluciones agénticas para optimizar abastecimiento, inventarios, gestión de contratos y proveedores.

● El proyecto estará desarrollado sobre el revolucionario modelo de AI Pods de Globant: equipos que combinan agentes de IA supervisados por expertos de la empresa para desarrollar soluciones agénticas con mayor productividad y mejor time-to-market.

● El objetivo es reducir fricciones operativas, mejorar la productividad y eficacia de los procesos y escalar capacidades a lo largo de toda la cadena de suministro.

● Se enmarca en el Plan 4×4 de YPF, que busca mayor eficiencia, competitividad y sostenibilidad.

YPF y Globant lanzaron el proyecto Digital Suppl.AI, una plataforma de transformación basada en inteligencia artificial agéntica para modernizar la cadena de suministro de la principal compañía energética de Argentina.

La plataforma cuenta con ocho soluciones agénticas diseñadas para optimizar procesos estratégicos y altamente manuales. En esta primera etapa, los desarrollos se focalizarán en los procesos de abastecimiento y control de inventarios, áreas clave para la competitividad del negocio.

El proyecto está realizado bajo el nuevo modelo de suscripción a servicios de ingeniería de Globant. Los equipos llamados AI Pods combinan agentes de IA supervisados por expertos de la empresa, que en este caso desarrollarán 46 agentes de IA especializados en actividades específicas. Los AI Pods brindarán mayor productividad y velocidad en el desarrollo de la plataforma, y permitirán integrar los procesos de compras, gestión de stock, contratos y proveedores.

A través de un diseño basado en automatización, grandes cantidades de datos y el lenguaje natural, la plataforma ofrece experiencias personalizadas para cada usuario, simplificando la operación y mejorando la toma de decisiones.

Digital Suppl.AI trasciende la simple automatización y es capaz de aprender y evolucionar con cada interacción, garantizando que las operaciones se ejecuten con mayor rapidez, eficiencia y en línea con las políticas de la compañía.

Lo que antes se hacía a través de procesos manuales, ahora podrá realizarse a través de interacciones fluidas vía chats con los agentes; las tareas operativas dispersas pasan a gestionarse con automatización contextual y asistida; los datos fragmentados se transforman en trazabilidad end-to-end en compras y contratos; y las decisiones reactivas se sustituyen por recomendaciones estratégicas en tiempo real. Estas soluciones agénticas permitirán reducir los ciclos de proceso, optimizar costos y aumentar la productividad, permitiendo que las personas dediquen su tiempo a iniciativas con más valor.

Martín Migoya, co-fundador y CEO de Globant, destacó que “es un orgullo para Globant ayudar a esta insignia del desarrollo argentino a redefinir el futuro del Supply Chain en la industria energética. El nuevo sistema de AI Pods de Globant, donde humanos supervisan a agentes de IA, le permitirá a YPF acelerar sus desarrollos y mantenerse actualizada y preparada para los desafíos del futuro”.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, sostuvo que “vamos a lograr que Argentina exporte más de 30.000 millones de dólares para el 2031. Nuestra responsabilidad ahora es a ejecución y para ser eficientes en la gestión necesitamos las herramientas adecuadas. Este proyecto con Globant es clave para disponer de esos instrumentos. Depende de nosotros poder avanzar en los proyectos que permitan la transformación de la matriz productiva del país”.

“Con Digital Suppl.AI, YPF tendrá a su servicio desarrollos de última generación basados en IA y podrá capitalizar valor en áreas clave”, agregó Fernando Montero Bolognini, CEO Energy & Telecommunications AI Studio de Globant.

Desde su Energy AI Studio, Globant trabajó en el diseño y desarrollo de esta plataforma y en el desafío de integrar datos a lo largo de toda la estructura y cadena de valor de YPF.

Además, el proyecto incluye un servicio de consultoría integral para el desarrollo de una
estrategia de value management especializado en Supply Chain y en gestión del cambio cultural, asegurando que la innovación tecnológica se traduzca en resultados sostenibles y en una transformación organizacional real.

Esta alianza con Globant como partner tecnológico potencia el trabajo que lleva adelante YPF con el Plan 4×4, que busca mejorar la eficiencia de todas sus operaciones para posicionarse como una compañía competitiva a nivel mundial y que contribuya con el objetivo de generar exportaciones superiores a los 30.000 millones de dólares en 2030, se puntualizó.

Desde Globant se describió que “ayudamos a las organizaciones a prosperar en un futuro digital impulsado por la IA. Nuestras soluciones enfocadas en industrias combinan tecnología y creatividad para acelerar la transformación empresarial y diseñar experiencias que los clientes aman. A través de la reinvención digital, nuestros AI Pods basados en un modelo de suscripción y la plataforma Globant Enterprise AI, convertimos los desafíos en resultados de negocio medibles, y los ahorros prometidos en impacto real”.

“Contamos con más de 30.000 empleados y estamos presentes en 35 países y 5 continentes trabajando para empresas como Google, Electronic Arts y Santander, entre otras”.

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EE.UU financiará la construcción de grandes reactores nucleares

El gobierno de Donald Trump firmó un acuerdo de 80.000 millones de dólares para construir grandes reactores nucleares junto con tres empresas. Se trata de uno de los planes más ambiciosos en la energía atómica estadounidense en décadas para maximizar la producción de energía, centrada en petróleo, gas, carbón y nuclear.
También llega en un momento en que el crecimiento en centros de datos de inteligencia artificial aumenta la demanda de energía de Estados Unidos por primera vez en dos décadas, tensionando partes de la red.
Bajo el acuerdo con Westinghouse Electric, Cameco y Brookfield Asset Management, el gobierno estadounidense financiará la construcción de nuevos reactores dentro del marco de la orden ejecutiva firmada en mayo, que fija la meta de tener diez grandes reactores en construcción para 2030.

Trump dijo en Tokio que Japón proporcionará hasta 332.000 millones de dólares para apoyar la infraestructura en Estados Unidos, incluyendo la construcción de reactores AP1000 y pequeños reactores modulares.
Las empresas no especificaron cuándo se haría efectiva la participación del gobierno estadounidense, pero agregaron que el gobierno debe tomar una decisión final de inversión y firmar acuerdos para completar la construcción de las plantas.
Las acciones de Cameco cotizadas en Estados Unidos subieron más del 25%.
Dificil desafío
Actualmente no hay grandes reactores en construcción en Estados Unidos. La administración Trump en mayo ordenó a la Comisión Reguladora Nuclear de Estados Unidos (NRC, por sus siglas en inglés) reducir regulaciones y agilizar nuevas licencias para reactores, buscando reducir un proceso de varios años a 18 meses. La orden exigía 10 nuevos grandes reactores en construcción para 2030.
La NRC dijo que respondería a una solicitud de comentarios sobre el acuerdo una vez que regrese a operaciones completas después de la reapertura del gobierno. El secretario de Energía de Estados Unidos, Chris Wright, dijo en una declaración que Trump había prometido un renacimiento de la energía nuclear “y ahora lo está cumpliendo”.
La demanda creciente de energía de la IA
El interés en torno a la energía nuclear está siendo generado por la creciente demanda de energía las 24 horas por parte de los llamados hiperscaladores que operan infraestructura masiva de computación en la nube para gestionar el creciente procesamiento de inteligencia artificial.
El lunes, NextEra Energy y Alphabet’s Google cerraron un acuerdo para reanudar una planta nuclear inactiva en Iowa.
Los gigantes tecnológicos incluyendo Google, Microsoft y Amazon ya han firmado acuerdos para obtener energía de tecnologías nucleares de próxima generación, como fusión y pequeños reactores modulares.
Constellation Energy y Microsoft se han asociado para revivir una unidad de la planta de Three Mile Island en Pennsylvania para alimentar los centros de datos de Microsoft.
Como parte de la nueva asociación, el gobierno también puede requerir que Westinghouse realice una oferta pública de sus acciones, si se adquiere un interés de participación y la empresa alcanza una valoración de 30.000 millones de dólares o más para enero de 2029, dijeron las empresas.

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Figueroa-Caputo: Inversiones e infraestructura en Vaca Muerta

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa se reunió en Buenos Aires con el ministro de Economía, Luis Caputo y el secretario de Hacienda, Carlos Guberman. “Entre otros temas, dialogaron sobre el trabajo que se viene realizando para aumentar la producción de Vaca Muerta, las obras que son necesarias para fortalecer el desarrollo de las inversiones y la infraestructura que hace falta para resguardar la sustentabilidad social en la provincia”, se comunicó oficialmente.

“Seguimos fortaleciendo el modelo neuquino”, aseguró el gobernador luego del encuentro, y agregó: “Estamos enfocados en avanzar con las obras de infraestructura que garanticen un desarrollo equilibrado en toda la provincia, pensando en el post Vaca Muerta y en la consolidación de un modelo neuquino basado en el bienestar y las oportunidades para nuestra gente”.

La reunión se da en un contexto de crecimiento de la producción de gas y petróleo en la provincia y de expansión de las inversiones en Vaca Muerta. Las exportaciones de los hidrocarburos neuquinos aportan al ingreso de divisas para el país y a posibilitar un superávit comercial favorable en materia hidrocarburífera, con más de 5.000 millones de dólares favorables en lo que va del año, se indicó.

La producción de petróleo en septiembre de 2025 alcanzó los 566.967 barriles diarios, estableciendo una nueva marca histórica para Neuquén. Este valor representa un incremento del 3,5 % respecto de agosto y un aumento interanual del 26,87 % en comparación con septiembre de 2024.

En el acumulado de enero a septiembre de 2025, la producción es 22,88 % superior a la registrada en el mismo período del año anterior.

En cuanto al gas, la producción de septiembre fue de 95,71 millones de metros cúbicos diarios, lo que representa una disminución del 15,4 % respecto del mes anterior y una variación interanual negativa del 7,72 % en comparación con septiembre de 2024.

El acuerdo con las operadoras por el bypass de Añelo

En la Legislatura del Neuquén, tomará estado parlamentario el proyecto de ley para ratificar el acuerdo con las operadoras del sector hidrocarburífero para la pavimentación de 51 kilómetros del bypass de Añelo, conectando las Rutas Provinciales 8 y 17.

El proyecto de ley firmado por el gobernador Figueroa prevé la autorización al ministerio de Infraestructura, a llevar adelante los actos necesarios a los efectos de adherir, en carácter de Fideicomisario, al Fideicomiso By Pass de Añelo, instrumentado mediante un contrato firmado el en junio de 2025 por las empresas YPF, Vista Energy Argentina, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Tecpetrol, Chevron Argentina, Phoenix Global Resources, y Total Austral, en su carácter de Fiduciantes; y TMF Trust Company, en su carácter de fiduciario.

El proyecto establece que el Poder Ejecutivo Provincial recibirá la obra concluida en carácter de Donación con Cargo.

La iniciativa plantea que el Poder Ejecutivo lleve adelante los actos necesarios para someter las rutas 8 y 17 a un régimen de peajes, y podrá adoptar medidas administrativas a los efectos de derivar la totalidad del tránsito pesado de la zona por las rutas que formarán el bypass. También faculta a las Dirección Provincial de Vialidad a llevar adelante la operación vial de las rutas que serán asfaltadas, incluida la administración del peaje.

Los vehículos livianos y patentados en la provincia de Neuquén no pagarán peaje. Y habrá tarifas diferenciales para vehículos pesados patentados en la provincia, se indicó.

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YPF adquirió el 100% de Refinor. Refuerza su presencia en el norte del país

YPF concretó la adquisición de la participación de Hidrocarburos del Norte en Refinor, empresa que opera en toda la cadena de valor del transporte y comercialización de combustibles y gas en el norte argentino.

Con esta operación, YPF pasa a controlar el 100 % del paquete accionario de Refinor que continuará operando como parte del Grupo YPF.

Esta operación es estratégica para la compañía, ya que le permite asegurar la operación del poliducto que conecta la terminal de despacho de YPF en Montecristo (Córdoba) con el nodo de Refinor en Banda del Río Salí (Tucumán), optimizando la logística de abastecimiento de combustibles en toda la región del NOA, puntualizó YPF.

Refinor, además, gestiona una red de más de 70 estaciones de servicio distribuidas en las provincias de Tucumán, Salta, Santiago del Estero, La Rioja, Jujuy, Catamarca y Chaco. A partir de esta adquisición YPF garantiza la continuidad operativa y el abastecimiento en toda la región.

La compañía trabajará, también, para alinear los estándares operativos de Refinor con las mejores prácticas y procesos que promueve YPF en toda su cadena de valor, se indicó.

Hidrocarburos del Norte es una sociedad perteneciente al Grupo Integra, un holding empresarial argentino con presencia en sectores estratégicos como energía, minería, agroindustria y servicios financieros. Hasta la fecha tenía una participación del 50 % en Refinor.

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Genneia abastecerá energía renovable a Rutini Wines en Mendoza

Una de las bodegas más emblemáticas de Argentina, Rutini Wines, firmó un acuerdo con Genneia, empresa líder en generación de energías renovables en el país, para abastecer con fuentes renovables el 35 % del consumo energético de sus plantas ubicadas en Maipú y Valle de Uco, Mendoza.

La nueva alianza estratégica entre las compañías se concreta a través del sistema Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), mediante un contrato de provisión de energía renovable por un período de 6 años, iniciando en agosto del 2025. La energía será suministrada a Rutini Wines desde un pool de activos de Genneia, conformado por parques eólicos y solares de la compañía ubicados en distintos puntos del país.

Este acuerdo representa un avance significativo en la estrategia de sustentabilidad de Rutini Wines, que implementa reconocidos estándares en sus fincas y bodegas, como el Protocolo de Sustentabilidad de Bodegas de Argentina y Global GAP y contribuye especialmente al logro de sus objetivos de reducción de huella de carbono, de gestión eficiente de recursos y de abastecimiento responsable.

El Director de Operaciones de Rutini Wines, Robert Hagen, destacó que “el abastecimiento con energía renovable representa un paso concreto hacia la descarbonización de nuestras operaciones, consolidando una gestión que combina excelencia enológica, innovación y vitivinicultura sustentable”.

La Gerente Comercial Senior de Genneia, Gabriela Guzzo, afirmó que “para nosotros es un orgullo acompañar a Rutini Wines en su camino hacia una operación más sustentable. Desde Genneia trabajamos para acercar soluciones energéticas eficientes que permitan a las empresas avanzar en sus compromisos ambientales. Este acuerdo refleja cómo la colaboración entre sectores es clave para acelerar la transición energética en Argentina”.

En la actualidad mas de 80 clientes corporativos de diversas industrias establecieron alianzas con la compañía, fortaleciendo su compromiso con la descarbonización de sus operaciones y consolidando a Genneia como un aliado estratégico en la transición hacia una economía de bajas emisiones.

Genneia es compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 20 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 21 % de la generación de energía eólica y el 12 % de la solar. La inauguración del Parque Eólico La Elbita, en la provincia de Buenos Aires, junto a la puesta en marcha del Parque Solar Anchoris en Mendoza, ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a más de 1.400 MW, consolidando su liderazgo en el sector.

Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea y La Elbita, Genneia cuenta con una capacidad total de 945 MW en energía eólica. Actualmente, la compañía avanza con la construcción del Parque Solar San Rafael, con una capacidad de 180 MW, y del Parque Solar San Juan Sur, de 130 MW, ubicados en Mendoza y San Juan, respectivamente. Con sus cinco parques solares en operación —Ullum I, II y III, Sierras de Ullum, Tocota III, Malargüe I— y ahora Anchoris, alcanza un total de 490 MW de capacidad instalada en energía solar.

Acerca de Rutini Wines

Bodega La Rural fue fundada en 1885 por Felipe Rutini y desde entonces ha tenido un rol clave en el desarrollo de la viticultura en Mendoza. En 1925, fue una de las pioneras en plantar viñedos en el Valle de Uco, hoy una de las principales regiones vitivinícolas del mundo. En los años 90, la bodega original e histórica en Coquimbito fue renovada, combinando su herencia del siglo XIX con tecnología moderna. En 2008 se construyó Rutini Wines en Tupungato, Valle de Uco, reafirmando su compromiso con la calidad, innovación y la excelencia.

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Milicic difunde su desempeño económico, en su reporte 2024

La compañía presenta su tercer reporte de sostenibilidad, elaborado bajo estándares GRI, un documento que refleja su gestión basada en los criterios ambientales, sociales y de gobernanza (ASG) y que reafirma su compromiso con el desarrollo sostenible.

El reporte involucra las actividades de sus tres unidades de negocio y de sus operaciones en Argentina y la región, y se realizó tomando como referencia los estándares de Global Reporting Initiative (GRI), los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) y los 10 principios de Pacto Global.

El documento detalla la gestión de un año desafiante, donde la compañía logró revertir los resultados de los primeros trimestres, cerrar con un balance operativo equilibrado y avanzar en su estrategia de diversificación geográfica con su primer proyecto de construcción en Perú. Asimismo, consolida su hoja de ruta a futuro a través de la actualización de su estrategia corporativa, la Visión 2027.

“Quiero agradecer especialmente a colaboradores, clientes, proveedores y comunidades por su confianza y reconocer el esfuerzo de todo el equipo de Milicic que hizo posible este reporte. Asimismo, invito a nuestros grupos de interés a conocer los resultados y desafíos aquí presentados con la mirada hacia el futuro y reafirmando nuestro lema Construyendo confianza”, expresa Marian Milicic, gerenta general de la compañía.

El reporte está estructurado siguiendo los cinco pilares de la estrategia de sostenibilidad de Milicic: Negocio y Cadena de Valor, Comunidades, Personas, Planeta, y el pilar transversal de Gobierno Corporativo e Integridad. Entre los principales hitos destacan:

Negocio y Cadena de Valor: se avanzó en la diversificación geográfica con el primer proyecto en la quebrada de Cabuyal, Perú. Se renovó la flota de camiones, alcanzando un 76% de unidades con norma Euro 5 para reducir emisiones, y se optimizaron los procesos de cotización y consumo de combustible.

Personas: se firmaron los Principios de Empoderamiento de las Mujeres (WEPs) de ONU Mujeres y Pacto Global y se implementó un Protocolo para el Abordaje de la Violencia y Acoso Laboral. El programa “Cultura de Seguridad” se extendió, logrando una evolución positiva desde una visión preventiva a una proactiva.

Planeta: se realizó una nueva medición de la huella de carbono con validación externa junto a ALPA. Se profundizaron las buenas prácticas de gestión de residuos (reciclaje de RAEE, pilas, compostaje) y se inició el desarrollo de un esquema integral de economía circular.

Comunidades: se profundizó el vínculo con las localidades, priorizando el empleo y abastecimiento local. Se ejecutaron proyectos de inversión social en comunidades cercanas a proyectos y en Rosario, con una activa participación de voluntarios.

Gobierno Corporativo e Integridad: el Programa de Integridad y el Comité de Ética continuaron siendo pilares fundamentales, asegurando prácticas comerciales éticas y un canal de denuncias confidencial. La composición del Directorio mantuvo una representación femenina del 50%.

Acceda al Reporte de Sostenibilidad 2024 completo: Click aquí.

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Tarifas y subsidios: octubre marcó una baja estacional y una fuerte reducción en las transferencias

Un hogar del AMBA sin subsidios destinó $170.412 mensuales a servicios públicos. Los subsidios reales cayeron 56% interanual y la cobertura tarifaria promedio se mantiene en el 50%.

En octubre de 2025, un hogar promedio del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) sin subsidios necesitó $170.412 para cubrir los gastos de electricidad, gas, agua y transporte público. El monto representa una baja del 1,9% respecto de septiembre y un aumento del 26% en la comparación interanual, según el Observatorio de Tarifas y Subsidios del IIEP (UBA-CONICET).

La canasta de servicios

El gasto mensual se distribuye en $33.438 para electricidad, $28.759 para gas natural, $31.796 para agua potable y $76.418 para transporte.
La reducción general obedeció al menor consumo energético luego del invierno y al ajuste estacional. En gas, el cargo fijo aumentó 3,1%, pero el cargo variable se redujo 10,4%. En electricidad, los cargos se incrementaron 3,1% y 2,4%, respectivamente. En transporte, el boleto promedio ponderado subió 2,1%.

Desde diciembre de 2023, la canasta del AMBA se encareció 514%, frente a una inflación general del 171%. En 2025 acumula un alza del 21%, mientras el índice de precios al consumidor se estima en 24%.

El transporte aportó 15 de los 26 puntos del incremento interanual, seguido por gas (24%), agua (18%) y electricidad (16%).
En promedio, las tarifas cubren el 50% de los costos de los servicios, y el Estado afronta la mitad restante.

Peso en el ingreso

La canasta de servicios equivale al 10,7% del salario promedio registrado, estimado en $1.600.815, lo que permite adquirir 9,4 canastas con un salario, frente a 8,5 un año atrás. El transporte explica el 45% del gasto total.

Los subsidios, en su nivel más bajo desde 2022

Hasta el 16 de octubre, los subsidios económicos a energía, transporte y agua mostraron una caída nominal del 37% interanual y una reducción real del 56%.
En total, las transferencias alcanzaron $4,55 billones, frente a $7,18 billones en igual período de 2024.

Los subsidios energéticos concentraron el 86% del total, con una baja real del 52%.
Las transferencias a CAMMESA se redujeron 12% nominal y 39% real, y las destinadas a ENARSA cayeron 57% nominal y 70% real, por menor importación de gas y sustitución por producción local.
El Plan Gas.Ar disminuyó 67% real, reflejando el aumento de transporte de gas nacional y la reducción de compras externas.

El sector transporte explicó el 14% del total y presentó una baja del 69% real. El Fondo Fiduciario del Sistema de Infraestructura del Transporte registró una reducción acumulada del 43% real.

En los últimos doce meses, los subsidios fueron 70% menores que en enero de 2024 y 80% inferiores al pico de 2022.
El ajuste contribuyó al superávit fiscal: el 42% del mismo se explica por la reducción de subsidios, principalmente energéticos.

Cobertura de costos y tarifas residenciales

En promedio, los usuarios cubren el 52% del costo eléctrico y el 44% del gas natural.
Por segmento, los hogares de altos ingresos (N1) pagan el 80% del costo eléctrico y el 74% del gas; los de ingresos medios (N3), el 39% y 24%; y los de bajos ingresos (N2), el 27% y 19%.

El Precio Monómico del Mercado Eléctrico Mayorista fue de USD 91,5 por MWh, un 2% superior al del año anterior, impulsado por mayores remuneraciones a la generación térmica, nuclear y renovable.

Comparativo nacional

La factura eléctrica promedio del país fue de $66.874 para usuarios N1, $47.868 para N3 y $41.097 para N2.
La factura de gas alcanzó $38.951 para N1, $30.143 para N3 y $27.773 para N2.

En electricidad, la energía representa entre 18% y 37% del total según el nivel de ingreso, el Valor Agregado de Distribución entre 39% y 56%, y los impuestos un 25%.
En gas, el componente del precio del gas pesa entre 30% y 45%, el VAD entre 33% y 48% y los impuestos un 22%.

Tarifas y salarios

Las facturas de energía eléctrica y gas en el AMBA continúan, en términos reales, por debajo de los niveles de 2019.
En octubre, la factura eléctrica subió 1,8% para N2, 0,6% para N3 y cayó 1% para N1.
En gas, las variaciones fueron de -3,4% para N1, +1,7% para N2 y +0,3% para N3.

El peso sobre el salario fue de 4,4% para N1, 2,9% para N2 y 3,3% para N3.
Respecto al ingreso mínimo, las proporciones fueron 1,7% para N1, 7,4% para N2 y 4,2% para N3.

Transporte: medios de pago y costos

El sistema de transporte incorporó el uso de tarjetas, QR y NFC. En el Subte, los pagos digitales alcanzan el 34% de los viajes, en colectivos del AMBA el 3%, y en Córdoba y Mendoza el 42,6% y 27% respectivamente.
En septiembre, los descuentos otorgados por promociones alcanzaron $2.900 millones.

El boleto mínimo promedio fue de $451 en el AMBA, $547 en la Ciudad, $550 en el conurbano, $280 en trenes y $1.112 en el Subte.
En el interior, el promedio fue de $1.279.

El costo técnico del boleto de colectivo en el AMBA fue de $1.665, un 48% por encima del precio regulado de $1.120.

El panorama tarifario de octubre evidencia una convergencia gradual entre costos y precios, acompañada por una fuerte reducción de subsidios y una estabilidad en la cobertura tarifaria promedio.
El peso de los servicios públicos sobre el salario se mantiene contenido, en tanto el proceso de adecuación tarifaria continúa bajo un esquema diferenciado por niveles de ingreso y región.

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El pulso libertario en las provincias petroleras

Las urnas de las provincias productoras de hidrocarburos dejaron un panorama matizado para La Libertad Avanza (LLA). En algunos distritos, Javier Milei consolidó su dominio con márgenes amplios; en otros, las fuerzas locales lograron contener el avance libertario, reafirmando identidades provinciales que resisten la homogeneización del voto nacional.
Las provincias de fuerte identidad local —como Santa Cruz o La Pampa— mostraron resistencias, mientras que Neuquén, Mendoza y Tierra del Fuego coronaron la tendencia nacional.

Vaca Muerta y la Patagonia del equilibrio

En la provincia emblema de Vaca Muerta, LLA se impuso con claridad: 35,81 % en senadores y 33,55 % en diputados, relegando a La Neuquinidad (29,37 % y 31,37 %, respectivamente). Más atrás quedaron Fuerza Patria, Más por Neuquén y Fuerza Libertaria.

La paridad fue absoluta en el Alto Valle: el voto rionegrino exhibió un equilibrio inusual. En senadores, Fuerza Patria alcanzó 30,64 %, apenas por encima de LLA (30,37 %). En diputados, el orden se invirtió: LLA 34,46 % frente a 29,45 % de Fuerza Patria. Los espacios Juntos Defendamos RN, PRO y FIT-U completaron el tablero.

En Chubut, la diferencia fue mínima: LLA 28,47 % frente a 27,84 % de Unidos Podemos. Más atrás quedaron Arriba Chubut, FIT-U y Crecer. En este turno no se renovaron bancas en el Senado.

En la cuna política del kirchnerismo, Santa Cruz, asomaron señales de autonomía. Fuerza Santacruceña prevaleció con 32,10 %, seguida muy de cerca por LLA (31,70 %). Más atrás quedaron Por Santa Cruz, PRO y FIT-U.

Del extremo austral al oeste cuyano

En el confín del país, Tierra del Fuego, Milei amplió su base: 39,63 % en senadores y 38,53 % en diputados. Fuerza Patria quedó segunda (30,6 % y 30,96 %), mientras que Defendamos TdF y FIT-U completaron el cuadro.

Por su parte, en Mendoza, la hegemonía libertaria se impuso con un potente 53,85 % de los votos, muy por delante de la Fuerza Justicialista (24,95 %) y del Frente Verde.

La Pampa, por poco, no se tiñó de violeta: ofreció una de las contiendas más reñidas. Defendamos La Pampa logró 44,51 % frente a 43,59 % de LLA. Apenas un punto separó al oficialismo provincial del avance libertario.

El norte energético: expansión y resistencias

En Salta, los libertarios consolidaron su presencia con 41,47 % en senadores y 38,37 % en diputados. Primero los Salteños obtuvo 27,93 % y 33,27 %, seguido por Fuerza Patria y el Partido de la Victoria.

En Jujuy, también productora de gas, LLA alcanzó 37,42 %, superando con amplitud a Jujuy Crece (19,82 %). Más atrás quedaron Fuerza Patria, Primero Jujuy Avanza y FIT-U.

En Formosa, tradicional enclave justicialista del mapa energético y contracorriente del resto, el Frente de la Victoria retuvo su primacía con 57,34 %, mientras que LLA alcanzó 36,75 %, seguida por Juntos por la Libertad y la República y el Partido Obrero.

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Clima frío, sanciones y cautela geopolítica reconfiguran los precios del gas y el petróleo

Los precios del GNL en el mercado asiático mostraron un leve incremento durante la última semana. Esto se debe principalmente a dos cosas: el comienzo de la temporada fría y la cautela general frente a las sanciones sobre el gas ruso. Según Reuters, el promedio spot de GNL para diciembre en entregas en el noreste de Asia se ubicó en 11,20 USD por MMBtu, apenas por encima de los 11,10 de la semana pasada. La región mantiene estabilidad aparentemente gracias a inventarios elevados y producción local en alza, mientras Europa enfrenta un escenario más difícil, menos almacenamiento y complicaciones con Rusia.

En paralelo, los futuros de gas en los principales mercados también registraron ciertas variaciones. El Henry Hub estadounidense cerró en 3,39 USD/MMBtu (+12,3%), reflejando expectativas de una mayor demanda residencial con la llegada del invierno en el hemisferio norte. En Europa el TTF promedió 10,93 USD/MMBtu (+7,4%) en un contexto de preocupación por el suministro y eventos técnicos que reactivaron la volatilidad. En Asia el JKM avanzó hasta 11,18 USD/MMBtu (+1,4%) en correlación con el repunte europeo y un aumento de la actividad logística previo a los meses de mayor consumo.
El mercado de crudo, por otro lado, comenzó a corregirse levemente tras la fuerte suba de la semana anterior.

Los precios del Brent y el West Texas Intermediate cerraron con descensos de 0,5% y 0,3%, respectivamente, presionados por la intención de la OPEC+ de realizar un nuevo incremento de producción en diciembre. Ocho países del grupo, liderados por Arabia Saudita, respaldan la medida en busca de recuperar participación de mercado, lo que neutralizó el efecto de las sanciones estadounidenses sobre las principales petroleras rusas. Las conversaciones entre el presidente estadounidense Donald Trump y su par chino Xi Jinping, previstas para el jueves, concentran la atención de los operadores. Un posible entendimiento comercial podría aliviar las restricciones a las exportaciones chinas de tierras raras y reducir el riesgo de una nueva escalada arancelaria. En ese escenario, los analistas observan una pausa natural en el repunte del crudo, con los traders reacomodando posiciones a la espera de definiciones políticas.

Pese a la moderación en el petróleo, la dinámica general del complejo energético continúa marcada por factores estructurales: la fragilidad del equilibrio oferta-demanda, las sanciones sobre Rusia y la transición climática en curso. La demanda estacional sostiene los precios del gas, mientras la OPEC+ busca reordenar el mercado petrolero sin provocar un nuevo ciclo inflacionario. Los flujos energéticos globales permanecen condicionados por la misma lógica de cautela: inventarios elevados, clima adverso y una geopolítica que aún no ofrece estabilidad duradera.

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La PBA invita a pymes a una Ronda de petróleo, gas, minería y energía

El gobierno de la provincia de Buenos Aires, a través del Ministerio de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica, junto al Consejo Federal de Inversiones, convoca a pymes bonaerenses a una Ronda de Negocios Nacional e Internacional con el objetivo de promover la inserción de las empresas bonaerenses en la cadena de provisión de productos y servicios para sectores estratégicos en el desarrollo productivo nacional : Petróleo, gas, minería y energía.

La ronda de Negocios se desarrollará en el Teatro Argentino de La Plata, el jueves 27 de noviembre.

Del ámbito nacional participarán las principales operadoras petroleras, gasíferas y mineras, junto con empresas de servicios integrados, contratistas EPC, constructoras y proveedores especializados para los segmentos upstream y downstream, así como generadoras, transportistas y distribuidoras de energía eléctrica. También estarán presentes compradores internacionales provenientes de Bolivia, Brasil, Chile y Perú.

La convocatoria está abierta a pymes de la Provincia de Buenos Aires vinculadas con los sectores de petróleo, gas, minería y energía, interesadas en expandir sus negocios y conectarse con nuevos mercados. Las empresas interesadas en participar tienen tiempo para inscribirse hasta el viernes 07 de noviembre en el siguiente enlace: https://forms.gle/wNzXBw88xykJtTv17

Una vez finalizado el período de inscripción, se coordinarán las agendas de entrevistas que las empresas mantendrán a lo largo de la jornada. La participación en el evento no conlleva costo alguno para las empresas.

El Ministerio de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica bonaerense ofrecerá un acompañamiento completo a las empresas inscriptas para asegurar una participación eficaz.
Para más información, escribir a inversionycomex.pba@gmail.com


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Nuevo precio del biodiesel para mezcla con gasoil

La Secretaría de Energía fijó en Pesos un millón quinientos noventa mil ochocientos treinta y dos ($ 1.590.832) por tonelada el precio de adquisición del biodiesel por parte de las petroleras destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (Biocombustibles).

El nuevo precio rige para las operaciones a llevarse a cabo a partir de la entrada en vigencia de la resolución 422/2025, publicada en el Boletín Oficial el 27/10, y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

La R-422 establece que el plazo de pago del biodiesel (a los proveedores) no podrá exceder, en ningún caso, los Siete (7) días corridos, a contar desde la fecha de la factura correspondiente.

Los artículos 13 y 14 de la ley 27.640, asignan a la S.E. la función de determinar la metodología de cálculo de los precios a los cuales deberán llevarse a cabo la adquisición de biocombustibles para el cumplimiento de su mezcla obligatoria con los combustibles fósiles, la cual deberá garantizar una rentabilidad determinada, considerando los costos de elaboración, transporte y el precio para el producto puesto en su planta de producción.

A través de la Resolución 385 del 3 de octubre último la S.E. fijó el precio mínimo de adquisición de dicho producto para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes en curso y hasta la publicación de un nuevo precio.

“No obstante, las actuales condiciones del mercado del biodiesel ameritan la determinación de un nuevo precio, de acuerdo al procedimiento aprobado para su cálculo mediante la Resolución 963/23 de la Secretaría de Energía”, argumentó la cartera a cargo de María Tettamanti.

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IAE: Seminario Anual de la Energía

El Instituto Argentina de la Energía General Mosconi (IAE) desarrollará el 5 de noviembre su Seminario Anual de la Energía.

Será entre las 9 y las 12, en la sede del Consejo Profesional de Ingeniería Mecánica y Electricista, con sede en Pasaje del Carmen 776, CABA.

Se debatirá en tres paneles: El primero tendrá por título “El rol del ente único regulador y la competencia de los mercados” del que participarán el economista Fernando Navajas (FIEL), Verónica Gesse (Secretaria de Energía de Santa FE, y Eduardo Montamat presidente de la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia.

El segundo panel tendrá por título “Los desafíos de la transición y de la infraestructura eléctrica”, con Jorge Lemos (Gerente de Regulación de Edesur), Martín Mandarano (CEO de YPF Luz), y Pablo Tarca (Director General de Transener).

El tercer panel se denomina “Petróleo y Gas: Producción, Exportaciones e Infraestructura”, con los expositores Mauricio Roitman (presidente de Energeia), Daniel Dreizzen (Comisión de planeamiento del IAPG), y Pablo Magistocchi (Country Manager de IMPSA).

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FOMICRUZ estima concretar en diciembre la adjudicación de áreas convencionales

FOMICRUZ S.E. activó la licitación para adjudicar a operadoras privadas los diez yacimientos hidrocarburíferos maduros cedidos por YPF S.A. en la provincia de Santa Cruz, proceso que prevé finalizar en diciembre próximo.

El proceso constituye uno de los hitos más relevantes en materia de producción convencional de hidrocarburos en los últimos años y prevé inversiones por más de u$s 1.200 millones para el período 2026-2031, de acuerdo con las ofertas presentadas. El ministro de Energía y Minería, Jaime Alvarez, estimó que en pocos días se resolverán las preadjudicaciones y que en diciembre tales áreas podrían estar siendo adjudicadas para encarar su operación.

La licitación tiene por objetivos reactivar la actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge y fortalecer la participación de pymes nacionales en la operación de áreas maduras. Oscar Vera, presidente de Fomicruz destacó que las futuras operadoras deberán mantener la actividad, incrementar la producción, y preservar los puestos de trabajo en los yacimientos, lo que preservará la paz social.

Están comprendidas las comunidades de Pico Truncado, Las Heras, Caleta Olivia, Cañadón Seco y Koluel Kaike.

YPF decidió dejar de operar yacimientos convencionales en varias provincias argumentando razones económicas, y acentuar el foco en los reservorios No Convencionales de la formación Vaca Muerta (NQN). También invertirá en la zona sur de Santa Cruz, en procura de recursos NC en la formación Palermo Aike.

El proyecto y su alcance

La licitación comprende las áreas Los Perales–Las Mesetas, Las Heras–Cañadón de la Escondida, Cañadón León–Meseta Espinosa, El Guadal–Lomas del Cuy, Cañadón Yatel, Pico Truncado–El Cordón, Cañadón Vasco, Barranca Yankowsky, Cerro Piedra–Cerro Guadal Norte y Los Monos.

Las seis compañías nacionales que habían presentado originalmente una iniciativa privada para hacerse cargo de las concesiones: Clear Petroleum S.A., Patagonia Resources S.A., Quintana E&P Argentina SRL, Roch Proyectos S.A.U., Azruge S.A. y Brest S.A. de Servicios Petroleros presentaron una oferta conjunta en la licitación.

La propuesta busca potenciar la eficiencia operativa y la sostenibilidad de la producción convencional a través de un esquema de cooperación técnica y financiera de largo plazo, se indicó.

Los programas de inversión presentados comprenden trabajos en pullig, workover, perforación y el desarrollo de la recuperación secundaria y terciaria de estos reservorios convencionales.

Asesoramiento legal

El Estudio PAGBAM (Pérez Alati, Grondona, Benites & Arntsen) realizó el asesoramiento integral en el proceso de Licitación Pública Nacional 006/2025. Incluyó aspectos contractuales y regulatorios tanto de la iniciativa privada como de la oferta, incluida la estructuración del consorcio y el cumplimiento de los requisitos de la licitación.

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El retail latinoamericano tiene la palabra en Chicago

(De izquierda a derecha) Enrique Chardon, Frank Gleeson, Ernesto Sister y
David Freidzon.

El NACS (National Association of Convenience Stores) es la vidriera por excelencia para la industria minorista de tiendas de conveniencia y combustibles; la misma cuenta con miles de empresas miembro de más de 50 países.

El NACS Show de 2025 se realizó del 14 al 17 de octubre, en la ciudad de Chicago con la presencia de sus autoridades Henry Armour, Mark Wohltmann y Frank Gleeson (presidente, director y próximo presidente respectivamente).

En este ámbito y bajo el concepto “No solo Cargue y Siga: reinventando el convenience en latinoamérica” se llevó a cabo la disertación de Balko (Argentina) junto a Grupo Dislub Equador (Brasil) sobre la Evolución del Convenience Store en América Latina.

La charla abordó temas como: la diferente idiosincracia en América Latina respecto del resto del mundo; cómo impacta la matriz energética dominante en países como Brasil, México, Argentina y Chile y cuál es el “mindset” que le permite a las empresas latinoamericanas competir “mano a mano” con otras más grandes. Dejando en claro que las lecciones prácticas e ideas presentadas pueden ser aplicadas por prácticamente cualquier negocio.

David Freidzon, Gerente de Marketing del Grupo Dislub Equador, explicó que una de las claves destacadas del éxito obtenido en las estaciones de su redes es buscar ser más que un lugar donde simplemente recargar combustible, lo que se busca es ofrecer una experiencia al cliente que haga que éste permanezca más tiempo, por lo tanto aumentando las ventas. Lograr esta experiencia se logra por medio de una arquitectura que destaca y con una oferta de servicios variada y de calidad.

Las tiendas de conveniencia juegan un papel muy importante en esta ecuación, ofreciendo un lugar para quedarse y disfrutar el momento; en otras palabras: hacer foco en “lo que los consumidores necesitan” en lugar de “lo que quieren”.

Por su parte, Ernesto Sister, Jefe del Área de Retail de Balko, compartió su experiencia acerca de cómo encarar desde el punto de vista técnico el desarrollo de una imagen de marca consistente en toda una red, apoyado principalmente por los casos de éxito de AXION energy en Argentina, Paraguay y Uruguay y el de Dislub Equador en Brasil. También resaltó la importancia de diseñar pensando en distintas escalas de proyecto para adaptarse a diferentes niveles de inversión sin perder de vista la ecuación costo-beneficio.

Finalmente, Enrique Chardon, Gerente General de Balko, destacó la importancia del diseño en la pregnancia de una marca, ejemplificando este concepto con un paralelismo hecho con obras arquitectónicas que perduran en el tiempo como las pirámides, el coliseo y otros más contemporáneos convertidos en clásicos. Cómo una empresa puede adueñarse de un color, una forma, un ángulo como elemento distintivo, destacándose así de la competencia y para construir una sólida identidad de marca.

Cada día observamos más y más casos de éxito en Convenience en LATAM que no necesariamente corresponden a proyectos de grandes marcas; son las pequeñas empresas las que dan este salto de calidad utilizando como herramientas la creatividad e innovación para destacar frente a su competencia, transformando en el proceso un mercado tan particular como el latinoamericano.

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MEGSA-CAMMESA: 49,280 MMm3/d para 1 Q de noviembre. PPP u$s 2,63 en el GBA

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 03/11/2025 al 16/11/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

Se recibieron 44 ofertas por un volumen total diario de 49.280.000 m3, con Precios Promedio Ponderados de u$s 2,04 en el PIST y de u$s 2,63 en el Gran Buenos Aires.
Los precios en el PIST fueron desde u$s 0,61 hasta u$s 2,53 por Millón de BTU, en tanto que los precios en el GBA fueron desde u$s 1,01 hasta u$s 3,41 el MBTU, según la cuenca de orígen.

Desde Neuquén llegaron 14 ofertas, por un total de 16.900.000 m3/día. Desde Santa Cruz se formularon 8 ofertas que totalizaron 7.190.000 M3/día. Desde Tierra del Fuego llegaron 10 ofertas por un total de 13.800.000 m3/día. Desde Chubut 6 ofertas por 6.590.000 m3/día, y desde la cuenca Noroeste 6 ofertas por un total de 4.800.000 m3/día.

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OLADE: ALC alcanzó el 71 % de generación eléctrica renovable en junio

En junio de 2025, la generación eléctrica total en América Latina y el Caribe (ALC) sufrió un decrecimiento del 6 % respecto al mes de mayo debido a una menor demanda de electricidad, informó el reporte de generación eléctrica de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).

En junio último, América Latina y el Caribe generó 159 teravatios hora (TWh) de electricidad, con 71 % proveniente de fuentes renovables.

La hidroelectricidad mantuvo su liderazgo con un 51,3% de participación, seguida del gas natural (20,4%), la eólica (10,1%) y la solar (4,8%), consolidando una matriz regional mayoritariamente limpia.

A pesar de la reducción mensual del 6 % respecto a mayo, el informe destaca un crecimiento interanual del 5 % frente a junio de 2024. La hidroelectricidad fue la fuente de mayor expansión, con 16,3 TWh adicionales en los últimos doce meses, impulsada por condiciones hídricas favorables. Por el contrario, el gas natural registró la mayor contracción, con 7,7 TWh menos que el año anterior.

Cabe destacar que, en junio de este año, todas las fuentes han reducido su aporte a la generación total en valores absolutos con respecto al mes anterior, con excepción de la bioenergía, la cual lo incrementó en 2 TWh.

El reporte subraya además que nueve países de la región superaron el índice regional de renovabilidad, entre ellos, Paraguay y Costa Rica que alcanzaron el 100 %, seguidos de Uruguay (98 %), Brasil (95 %) y Colombia (91 %).

Según OLADE, estos resultados confirman el liderazgo regional en generación renovable y evidencian una tendencia sostenida de crecimiento del 7 % anual en la producción acumulada de energía eléctrica durante los últimos tres años.

Descarga el reporte en el siguiente enlace: https://www.olade.org/publicaciones/octubre-2025-reporte-n-7-generacion-electrica-en-america-latina-y-el-caribe/

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Figueroa: “La clave es que la monetización de nuestro subsuelo se reinvierta bien”

El gobernador Rolando Figueroa afirmó que “Neuquén ha logrado pararse desde otra posición frente a las empresas petroleras”, y consideró que la clave “es lograr que la monetización de nuestro subsuelo se reinvierta bien”.

“Antes, el 100 % de las regalías se usaban en gastos corrientes y se pedía prestado a tasas altísimas -dijo-. Hoy, las regalías financian infraestructura, pagan deudas y miran hacia el futuro. Ese es el rumbo correcto”, remarcó.

“Al sentarnos con las empresas pedimos tres cosas claras -indicó-: Primero, capacitación para nuestra gente. El Instituto Vaca Muerta comenzará a funcionar en abril, con la participación de YPF, otras operadoras y el sindicato, para formar a nuestros trabajadores. Segundo, colaboración con la educación formal: Hoy tenemos el programa de becas más ambicioso de América Latina, con veinte mil becas en total. Tercero, inversión en infraestructura. Estamos avanzando en la circunvalación de Añelo, donde la provincia aporta más de 20 kilómetros y las empresas, a través de un fondo de inversión de 60 millones de dólares, completan los 50 kilómetros restantes. Es un ejemplo de trabajo conjunto”.

Figueroa precisó que todo esto coincide con una nueva etapa de la producción hidrocarburífera neuquina. “La producción convencional se está agotando, y eso podría generar desempleo si no actuamos. Por eso redujimos tres puntos las regalías y eliminamos ingresos brutos a quienes mantengan los puestos de trabajo. Así protegemos la actividad y a los trabajadores”.

Explicó que, con los no convencionales, “la clave fue defender el dominio provincial de nuestros recursos”, establecido por Constitución Nacional. Recordó que cuando el Gobierno Nacional incluyó en la Ley Bases un artículo que devolvía el gas y el petróleo a la Nación, “lo frenamos de inmediato”.

“Esa misma negociación nos permitió fijar una regalía referencial del 15% -agregó-. Todas las nuevas concesiones están firmándose con ese porcentaje. La diferencia entre el 12 y el 15 % se destina a infraestructura: las empresas pueden aportar los fondos o ejecutar directamente las obras.” Un ejemplo de esto es la pavimentación de la ruta provincial 7 en Cortaderas, a cargo de YPF.

El gobernador destacó el rol de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) en las concesiones. “Es una herramienta estratégica que algunos quisieron eliminar y nosotros decidimos fortalecer”, remarcó. En ese sentido informó que, hoy, en cada área nueva, “negociamos la participación de GyP. Por ejemplo, en el caso de GeoPark, exigimos inversión genuina y logramos que se asocien con GyP, con una participación del 5 %. Así garantizamos que los recursos queden en la provincia”.

Proyección regional e internacional

Sobre la nueva etapa en la historia energética de la Provincia, recordó que “nuestro gas ya abastece el mercado interno, sustituye importaciones y comienza a llegar a los mercados regionales. Avanzamos con Chile, con Brasil y con otros países de América Latina”. No obstante, como la ventana de extracción es entre 30 y 50 años, consideró que hay que abrir nuevos mercados y llegar incluso a Europa.

“El acuerdo con YPF para el desarrollo del GNL es fundamental: permitirá llevar nuestro gas a Europa. Es una inversión de 25 mil millones de dólares, pero los europeos necesitan energía de zonas estables y sin conflictos. Neuquén tiene una posición geopolítica privilegiada”.

Figueroa adelantó que se está trabajando con Brasil, ya que atraviesa una crisis de abastecimiento de gas sobre todo en el área industrial de San Pablo. “Queremos colocar 30 millones de metros cúbicos diarios desde Vaca Muerta”. Para eso tiene previsto viajar a fin de mes a ese país.

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Vista Energy alcanzó los 126.800 boe/d en el tercer trimestre y baja sus costos

Vista Energy consolidó en el tercer trimestre de 2025 su crecimiento en Vaca Muerta, apalancado en la productividad de nuevos pozos en Bajada del Palo Oeste y La Amarga Chica, y en una gestión orientada a la eficiencia operativa.

La compañía informó que, en el período mencionado, la producción total alcanzó los 126.800 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), un 7 % superior a la del trimestre anterior y un 74 % más, año contra año. La producción de crudo fue de 109.700 barriles día, lo que representa un incremento del 7 % contra el trimestre anterior, y un aumento interanual del 73 por ciento.

El EBITDA (ganancias antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización) ajustado ascendió a 472 millones de dólares, un 17 % más que en el trimestre anterior y un 52 % más, año contra año.

El lifting cost (costo operativo de extraer un barril de crudo), se ubicó en 4.4 dólares por boe, un 6 % por debajo del nivel registrado un año atrás, reflejando la eficiencia alcanzada en las operaciones de desarrollo, se puntualizó.

Los ingresos totales fueron de 706 millones de dólares, un 16 % más que en el segundo trimestre del año y un 53 % por encima del mismo período del 2024.

Las inversiones totalizaron 351 millones de dólares, impulsada por la puesta en producción de nuevos pozos durante el trimestre, se indicó.

Vista precisó que el resultado neto del tercer trimestre alcanzó los 315 millones de dólares, mientras que el resultado por acción fue de 3.0 dólares.

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Gasoducto Cordillerano interconectado con el San Martín. Encaran las plantas compresoras

El gobernador del Chubut, Ignacio Torres, encabezó la presentación de la obra de ampliación del Gasoducto Cordillerano Patagónico, que implica la instalación de dos nuevas plantas compresoras en las localidades de Alto Río Senguer y Gobernador Costa; y de una nueva planta en la localidad de Holdich, a partir de las gestiones impulsadas por el mandatario chubutense junto a sus pares de Neuquén, Rolando Figueroa, y de Río Negro, Alberto Weretilneck, para impulsar el desarrollo regional.

El proyecto, que demandó una inversión total de 50.600 millones de pesos entre las tres provincias, incluyó la obra de interconexión entre el Gasoducto Patagónico Cordillerano y el Gasoducto General San Martín.

Dicha obra brindará una solución definitiva en la región, aportando confiabilidad al sistema y garantizando el abastecimiento de gas natural, permitiendo a su vez la incorporación de 12 mil nuevos usuarios de Chubut, Neuquén y Río Negro, luego de la suspensión en la entrega de nuevas conexiones desde 2022.

El acto se llevó a cabo en las instalaciones de la planta compresora ubicada en Gobernador Costa, y acompañaron al mandatario el vicegobernador Gustavo Menna; el gobernador Río Negro, Alberto Weretilneck, quien participó por videollamada; el presidente de Camuzzi, Jaime Barba; el intendente local, Miguel Gómez; y sus pares de Río Pico, José de San Martín; Cholila; Alto Río Senguer; Sarmiento; El Hoyo y Tecka.

“La Patagonia es el motor energético del país”

Torres destacó que la obra “es un logro muy importante para todos nosotros y una obra fundamental para la Patagonia”, señalando que las provincias de Chubut, Neuquén y Río Negro “no solo tienen superávit energético, sino que, además, son el motor energético de la Argentina”.

“Lo importante es haber podido trabajar en conjunto y concretar estas obras que parecían imposibles, lo que hoy nos permite decirle a los pueblos de Chubut, Río Negro y Neuquén, que este es el último invierno sin factibilidad para acceso al gas”, expresó el titular del Ejecutivo, anticipando que “más de 12 mil familias van a ser beneficiadas por esta obra tan importante”.

“Con responsabilidad, austeridad y, sobre todo, con convicción, esta obra, de más de 50 mil millones de pesos, va a finalizar antes del próximo invierno”, aseguró el Gobernador, puntualizando que “la etapa más importante ya se logró, que es la conexión del Gasoducto Patagónico Cordillerano con el Gasoducto General San Martín y que nos va a permitir garantizar que el invierno que viene, ninguna de las familias que padecen la falta de gas, tengan que volver a atravesar por lo mismo”.

El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, expresó que “esta obra es para nuestra provincia y para la región sumamente importante” y mencionó que “esta es una muestra más de lo que podemos hacer los patagónicos cuando estamos unidos”.

“La Patagonia produce el 98 % del gas del país, el 96 % del petróleo, el 60 % de la energía eólica y el 20 % de la energía hidráulica, por eso merecemos que nuestros pueblos tengan los servicios que necesitan”, señaló.

Por su parte, el presidente de Camuzzi Gas del Sur S.A., Jaime Barba, sostuvo que “es un orgullo poder inaugurar esta obra tan necesaria para toda la región cordillerana” y detalló que el proyecto “tiene cuatro frentes de trabajo: el primero, que ya está concluido, es un gasoducto de 5 kilómetros y medio que ya está en funcionamiento; y los otros tres brindarán una solución definitiva a los actuales y futuros usuarios del sistema”.

Detalles de las obras

El proyecto, que demandó una inversión de más de 50 mil millones de pesos entre las tres provincias contempla, por un lado, la interconexión del Gasoducto Patagónico Cordillerano con el Gasoducto General San Martín, lo que permitirá reforzar el suministro y diversificar las fuentes de inyección de gas. Dicha obra, que debía haberse realizado en el año 2007, fue finalmente ejecutada 18 años después, y se encuentra en un 100 por ciento finalizada.

En segundo lugar, la iniciativa prevé la construcción de una nueva planta compresora en Alto Río Senguer, así como al montaje de un nuevo equipo en la planta existente de Gobernador Costa, obras que fueron reactivadas con la firma del acuerdo en la Casa de Gobierno del Chubut.

La fecha prevista para la finalización de la obra era el año 2017, pero fue paralizada y finalizada ocho años después. Dicha obra fue financiada por el Banco del Chubut y el Banco de la Provincia de Neuquén, por un monto de $ 24.800 millones que ha sido garantizado por Camuzzi Gas del Sur S.A., que ejecutará la obra; en tanto que la interconexión con el Gasoducto General San Martín y la construcción de la nueva Planta Compresora Holdich contemplan una inversión por parte de la licenciataria, de $ 25.812 millones adicionales.

En tercer orden, el proyecto implica la instalación de una tercera planta compresora en la localidad de Holdich, departamento de Escalante, que complementará las de Gobernador Costa y Alto Río Senguer, mejorando la presión y el caudal operativo; dicha obra ya fue adjudicada y ya inició su construcción.

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Fuerte aporte de energéticas al superavit comercial

El 84 por ciento del superavit comercial argentino alcanzado en setiembre, cuando totalizó U$S 921 millones, estuvo dado por el superavit registrado en dicho mes en la balanza energética, que fue de U$S 776 millones, destacó la Secretaría de Energía.

En setiembre las exportaciones del rubro energético totalizaron U$S 967 millones (+25% interanual) en tanto que las importaciones implicaron un monto de U$S 191 millones (+3,9 i.a.), se indicó.

En lo que respecta a los primeros 9 meses del año, la balanza comercial energética registró un superavit de U$S 5.368 millones, producto de exportaciones por U$S 8.131 millones e importaciones por U$S 2.763 millones.

En el año 2024 la balanza comercial energética totalizó un superavit de U$S 5.668 millones, resultando dicho monto de comparar exportaciones por U$S 9.677 millones (principalmente petróleo y derivados, y gas) con importaciones que sumaron U$S 4.009 millones, con caída de 49 % i.a. comparadas con 2023.

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PCR y ArcelorMittal Acindar inauguraron el primer Parque Renovable Híbrido del país

Las empresas PCR y ArcelorMittal Acindar anunciaron la inauguración, en San Luis, de un parque solar de 18 MW, ubicado en la localidad de Toro Negro, departamento de General Belgrano, dentro del predio del Parque Eólico San Luis Norte, que se encuentra en operación desde 2024 con 112 MW de potencia instalada.

Con esta incorporación, el complejo alcanza una capacidad total de 130 MW y se convierte en el primer parque híbrido de generación renovable del país, al integrar en un mismo sitio tecnología eólica y solar, poniendo en valor el recurso del viento y la irradiación del sol que tiene esa región de la provincia.

Esta modalidad permite además optimizar el uso de la infraestructura eléctrica, mejorar el factor de capacidad y aumentar la previsibilidad de la generación de energía limpia, se destacó.

La construcción del parque solar demandó una inversión de 15 millones de dólares, completando así, con los 25 aerogeneradores eólicos, una inversión total de 230 millones de dólares para el desarrollo de esta etapa del Parque de Generación Renovable.

La nueva capacidad de generación eléctrica renovable del parque solar podrá abastecer el equivalente a 35.000 hogares argentinos, y si se suma la potencia del parque eólico, todo el complejo estará contribuyendo al abastecimiento equivalente de 250 mil viviendas en el país, además de permitir directamente la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y el cumplimiento de los compromisos ambientales asumidos por el país, se describió desde PCR.

El parque se despliega en un predio de 1.500 hectáreas, cuenta con 25 aerogeneradores con una capacidad instalada de 112,5 MW de potencia. Asimismo, la ampliación de su capacidad con el nuevo complejo solar implicó la instalación de 35.000 paneles con trackers automáticos que permiten el seguimiento de la irradiación en cada hora del día.

Martín Federico Brandi, CEO de PCR, destacó que “este nuevo hito refuerza nuestra visión de largo plazo: invertir en una matriz energética más limpia, diversificada y confiable. El primer parque híbrido del país es una muestra de cómo la innovación tecnológica y la sostenibilidad pueden ir de la mano del desarrollo productivo nacional, contribuyendo con la industria en la descarbonización de sus operaciones”.

Por su parte, Federico Amos, CEO de Acindar expresó que “la inauguración de las operaciones del Parque representa un importante hito en la historia de ArcelorMittal Acindar. Somos pioneros en la industria siderúrgica argentina en el abastecimiento de energías renovables, y los primeros dentro de ArcelorMittal a nivel global en implementar un proyecto de esta envergadura”.

“Estamos orgullosos de ser impulsores junto a PCR de la generación de energía renovable del país y al mismo tiempo contribuir con el planeta a partir de la reducción de emisiones de CO2”, afirmó Amos.

PCR es una empresa de capitales argentinos con más de 100 años de trayectoria en el país, especializada en petróleo & gas, energías renovables y cemento. Es principal fabricante de cemento en la región patagónica, y para la generación de energía renovable, opera cuatro complejos de parques eólicos con una potencia total de 527,4 MW ubicados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis.

En su división de petróleo y gas opera en la Argentina en las provincias de La Pampa y Mendoza y cuenta con cuatro áreas de exploración y explotación en Ecuador. Desde 2022 también se encuentra desarrollando proyectos de inversión en energía en Estados Unidos.

Por otra parte, ArcelorMittal Acindar es la productora de aceros largos líder en Argentina, que abastece a los sectores de la industria, el agro y la construcción. Cuenta con más de 80 años de historia en el país y, desde 2006, forma parte de ArcelorMittal, el principal productor siderúrgico y minero a escala mundial.

Posee instalaciones de gran magnitud en cinco ciudades del país, siendo su principal predio productivo el de Villa Constitución (provincia de Santa Fe), donde opera un complejo de producción integrado: un puerto de minerales, una Planta de Reducción Directa, una Acería con hornos de arco eléctrico y máquinas de colada continua, trenes de laminación de última generación y plantas de alambres. También tiene plantas de producción en las ciudades de Rosario, Santa Fe; San Nicolás y La Tablada (Buenos Aires), Villa Mercedes (San Luis).

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MEM: El Gobierno activa medidas para “la normalización del Mercado Eléctrico”

El Gobierno Nacional dispuso la normalización del funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en base a los principios de competencia establecidos en la Ley 24.065 (Marco Regulatorio de la Electricidad).

Mediante la Resolución 400/2025 se impulsa un nuevo esquema basado en señales de precios marginales, tratando de eliminar las distorsiones creadas por la intervención estatal. El objetivo es restablecer un mercado eléctrico competitivo, transparente y sustentable, en el que el Estado recupere su rol regulador sin interferir en la operatoria, comunicó la Secretaría de Energía.

Y argumentó que “durante las últimas dos décadas, la fijación administrativa de precios y los subsidios indiscriminados distorsionaron las señales económicas, desincentivaron la inversión y generaron dependencia del gasto público. La normalización del MEM revierte ese proceso, restableciendo el principio de marginalismo como base del funcionamiento del sistema”.

La medida también establece la creación de un Mercado a Término de Energía y Potencia, que permitirá la libre contratación entre generadores, distribuidores y grandes usuarios. De esta manera, se promueve la competencia, se impulsa la instalación de nueva capacidad de generación y se facilita la planificación de inversiones de largo plazo.

Asimismo, avanza en la descentralización del manejo de combustibles, devolviendo a los generadores térmicos la responsabilidad de adquirir sus insumos.

CAMMESA dejará de concentrar la compra de combustibles y mantendrá sus funciones de despacho y administración del mercado, así como su rol de proveedor de última instancia, en línea con su diseño original.

El nuevo marco reafirma el respeto a los contratos vigentes del Plan Gas hasta su finalización en 2028, se puntualizó.

El gobierno señaló que “con esta reforma se consolida un cambio estructural en el sector energético: el Estado deja de actuar como empresario para volver a ser garante de reglas claras, precios reales y libertad de contratación”.

“La normalización del MEM restituye las condiciones para un mercado eléctrico eficiente, competitivo y previsible, capaz de atraer inversión privada, mejorar la calidad del servicio y asegurar el acceso sostenible a la energía para todos los argentinos”, reafirmó Energía.

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ENARGAS abre consulta pública una nueva metodología para las ampliaciones de redes de gas

La Resolución 778/2025 somete a discusión un proyecto integral que reemplaza la Resolución I-910/2009. Propone una metodología económica actualizada, incorpora al “comitente” como beneficiario de contraprestaciones y fija un horizonte de evaluación de cinco años.

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) lanzó una consulta pública para reformar de manera integral el régimen de autorizaciones previsto en el artículo 16 de la Ley 24.076 (T.O. 2025) aplicable a las obras de expansión de los sistemas de distribución de gas. La iniciativa, formalizada mediante la Resolución ENARGAS 778/2025, busca actualizar criterios técnicos, económicos y procedimentales que regían desde la Resolución I-910/2009 y su normativa complementaria, ahora destinada a ser sustituida.

El llamado se apoya en el procedimiento de consulta previsto en el Decreto 1738/92 y en la Ley Nacional de Procedimientos Administrativos, y reemplaza un proceso iniciado en 2019 (Res. 630/2019) que proponía ajustes parciales. El nuevo proyecto plantea una reforma de base: redefine la evaluación de proyectos, el cálculo de aportes y contraprestaciones, y el alcance de los sujetos que pueden percibirlas.

Uno de los ejes es la actualización de la “Metodología para la Evaluación Económica del Proyecto” del Anexo V de la I-910/09. ENARGAS propone pasar a una evaluación sobre un horizonte de cinco años —en línea con la lógica de la revisión tarifaria quinquenal— y utilizar costos marginales asociados a cada emprendimiento para reflejar mejor los costos reales de la expansión. Como cierre del flujo, el valor residual de la inversión de la prestadora se incorpora como recupero en el último período considerado. El objetivo declarado es evitar doble contabilización entre egresos tarifarios y los de cada proyecto, y acelerar el tratamiento de las ampliaciones.

En materia de financiamiento y retornos, se mantienen principios de la ley: si un proyecto no resulta rentable, la prestadora debe transparentar el cálculo y el monto de inversión que haría viable el suministro, y podrá requerir aportes de futuros usuarios. Sin embargo, la propuesta introduce un cambio relevante: incorpora expresamente la figura del “comitente” —cuando quien asume el costo no es la distribuidora, subdistribuidora ni los futuros usuarios— como acreedor de la contraprestación económica equivalente, como mínimo, al valor de negocio del proyecto. Además, abre la posibilidad de acordar distintas modalidades para percibir esa contraprestación (bienes, servicios y/o metros cúbicos de gas), continuidad de una opción ya prevista para usuarios y reforzada en 2024 al permitir el cálculo con cargo fijo promedio vigente.

Respecto de obras de refuerzo o infraestructura cuya demanda efectiva no pueda preverse con precisión, el proyecto admite un tratamiento diferencial de la metodología, sujeto a aprobación de la autoridad regulatoria, para ajustarla a los costos reales del servicio. También aclara que las obras incorporadas en planes de inversión obligatorios aprobados en cuadros tarifarios —o financiadas por el Factor de Inversión K— no deben tramitarse por esta reglamentación, para evitar superposiciones.

En el plano procedimental, la resolución fija que los trámites ya iniciados continuarán bajo el régimen vigente al momento de su ingreso. Para nuevas solicitudes, el monto de inversión y la documentación económica deberán presentarse con el expediente conforme al Subanexo I; ENARGAS podrá requerir información adicional cuando haya aportes directos de usuarios o clientes. Asimismo, el organismo propone regular supuestos en los que, pese a contar con autorización, las obras no comienzan dentro de plazos razonables y aparece otro interesado en ejecutarlas.

La consulta pública estará abierta por 15 días hábiles administrativos desde la publicación de la resolución en el Boletín Oficial. Durante ese período, los interesados podrán formular observaciones no vinculantes. El expediente quedará disponible en la sede central del ENARGAS (Suipacha 636, CABA) y en sus delegaciones, y el proyecto se difundirá en la sección “Elaboración participativa de normas” del sitio web del organismo.

El acto se dicta en el marco de las competencias de ENARGAS según la Ley 24.076 y el Decreto 1738/92, y con mención al proceso de creación del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad previsto en el Decreto 452/2025, hasta cuya plena operación se mantienen vigentes las actuales estructuras del regulador del gas.

Claves de la Resolución 778/2025:

  • Qué cambia: sustituye la Resolución I-910/2009 y su esquema de evaluación y contraprestaciones para expansiones de redes.
  • Nueva metodología: evaluación económica a cinco años, con costos marginales por proyecto y valor residual como recupero al final del período.
  • Contraprestaciones: se reconoce como beneficiario también al “comitente”; las formas de pago pueden ser bienes, servicios y/o gas.
  • Demandas inciertas: admite un tratamiento metodológico diferencial para refuerzos/infrastructuras con incorporación de demanda no predecible.
  • Alcances y exclusiones: no aplica a obras ya contempladas en planes de inversión obligatorios o por Factor K.
  • Transición: expedientes en curso siguen bajo el régimen vigente a su ingreso.
  • Participación: 15 días hábiles para comentarios desde la publicación en el Boletín Oficial; expediente disponible en sede de ENARGAS y delegaciones.

Para distribuidores y subdistribuidores, el punto crítico será el ajuste de los modelos de evaluación y la documentación económico-financiera exigida. Para municipios, cooperativas, desarrolladores y otros comitentes, la novedad es el reconocimiento explícito como acreedores de contraprestaciones y la posibilidad de acordar modalidades de percepción. Para usuarios, la propuesta busca acortar tiempos y transparentar los aportes requeridos cuando un proyecto no es rentable, sin duplicar costos ya contemplados en tarifas.

Los aportes deberán presentarse por escrito dentro del plazo establecido a partir de la publicación oficial. El proyecto y su anexo técnico (IF-2025-115674567-APN-GD#ENARGAS) estarán disponibles para consulta presencial y en el portal del organismo, donde se centralizan los procesos de elaboración participativa de normas.

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Japón y Rusia: se complejiza la relación

La cooperación entre Japón y Rusia en el sector del oil&gas es clave en la estrategia energética de Tokio y una ventana de oportunidad para Moscú. Sin embargo, el conflicto con Ucrania y la presión internacional sobre Moscú introdujo nuevos desafíos para este vínculo.

Antecedentes

Hace ya décadas que el país nipón depende de importaciones para cubrir buena parte de sus necesidades energéticas, dada la escasa (casi nula) producción doméstica. Según datos de 2021, Rusia aportó aproximadamente un 3,6 % del crudo y alrededor del 8,7 % del gas natural licuado (GNL) importado por Japón. Proyectos clave como Sakhalin‑2, en los que participan compañías japonesas, han sido centrales para esta colaboración energética, aprovechando la proximidad geográfica con la isla de Sajalín. Además, Japón ha firmado acuerdos con Rusia en ámbitos más allá de los hidrocarburos, como el hidrógeno, y el almacenamiento de GNL, en el marco del traslado hacia energías más limpias.

Cooperación reciente y factores geoeconómicos

Una de las notas que destaca esta cooperación es que Japón, mediante sus compañías e inversiones, se involucró en proyectos rusos como el Arctic LNG‑2, con una inversión estimada en torno a los 3.000 millones de dólares, según declaraciones del presidente ruso en 2017.
Esa relación era vista por Tokio como un mecanismo para diversificar sus proveedores energéticos, alejándose de la casi absoluta dependencia del Medio Oriente.
Sin embargo, esta interdependencia se ha tensado tras el conflicto en Ucrania. A pesar de formar parte del G7 y apoyar las sanciones a Rusia, Japón ha mantenido algunos vínculos con los proyectos rusos de energía, justificando que ello es importante para su seguridad energética.

Tensiones y cambio de rumbo

En los últimos años el escenario ha cambiado. Por ejemplo, en 2024 se reportó que Japón depende de Rusia para cerca del 9 % de su GNL, y que, frente al vencimiento de contratos, los compradores japoneses evaluaban no renovarlos.
Más recientemente, en octubre de 2025, el Scott Bessent, Secretario del Tesoro de los Estados Unidos, declaró que espera que Japón deje de importar energía rusa, en una reunión con el ministro japonés de Finanzas. Tokio respondió que actuará según el principio básico de coordinación con los países del G7, aunque destacó que ciertas importaciones, como las de Sakhalin Blend, siguen siendo relevantes para su seguridad energética.
Además, en septiembre de 2025 Japón redujo el tope de precio para el crudo ruso a 47,60 USD por barril, alineándose con las sanciones del bloque europeo. No obstante, esta medida tiene un impacto limitado dada la proporción muy pequeña de crudo ruso en sus importaciones totales (0,1 % en el periodo enero-julio de ese año).

Implicaciones y dilemas

El dilema para Japón es claro: por un lado, su obligación como país aliado de las sanciones internacionales y su responsabilidad en materia de estabilidad geopolítica; por otro, la necesidad de garantizar una fuente fiable y relativamente cercana de energía, dada su debilidad en recursos propios.
La proximidad de Sajalín (varios días de navegación frente a otras fuentes) le da ventaja logística, pero las presiones políticas y el desgaste del yacimiento principal plantean incertidumbres.
Por otra parte, la diversificación de proveedores, por ejemplo con EE.UU., Australia o el esfuerzo de cooperación conjunta con Corea del Sur e Italia, muestra que Tokio busca reducir su exposición a Rusia.
Para Rusia, mantener la participación de compañías japonesas y sus contratos es relevante tanto para la financiación de sus proyectos de energía como para mantener relaciones con un país avanzado tecnológicamente y geográficamente cercano.

La cooperación energética Japón-Rusia ha recorrido un camino de persistente vinculación, pero ahora se encuentra en un punto de inflexión. Los compromisos geopolíticos, las sanciones y los vencimientos contractuales obligan a Tokio a replantear el equilibrio entre seguridad energética y alineamiento internacional. De aquí en adelante, la clave estará en saber hasta qué punto Japón puede o quiere mantener sus vínculos con Rusia sin desatender su posición como miembro del G7 y sin sacrificar su independencia energética.

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CEPH: Nuevo Director Ejecutivo

La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) designó a Juan Schamber como su nuevo director ejecutivo.

Schamber posee experiencia en asuntos corporativos y comunicación estratégica, con trayectoria en empresas líderes, entre ellas Grupo Peñaflor, Urban, Coca-Cola, Petrobras y Pérez Companc. Su expertise también incluye experiencia en el ámbito gremial empresario.

Junto al actual presidente de la entidad, Carlos Ormachea (Tecpetrol), Schamber asume la tarea de consolidar el posicionamiento de la CEPH como entidad interlocutora de la industria del petróleo y el gas en el país, se comunicó.

Schamber trabajará junto a la comisión directiva, integrada por Pan American Energy (vicepresidencia primera); YPF (vicepresidencia segunda), Vista (secretaría general); Total (pro secretaría); Pampa Energía (tesorería); Pecom (revisión de cuentas); Chevron, Pluspetrol, Shell, Capsa, Phoenix, Harbour Energy, Equinor, Petroquímica Comodoro Rivadavia (vocalías).

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Hidroeléctrica Diamante: Extienden hasta junio/26 la concesión a HIDISA

La Secretaría de Energía estableció que la actual Concesionaria HIDROELÉCTRICA DIAMANTE S.A. (HIDISA), concesionaria del Sistema Hidroeléctrico Diamante (MZA) continuará operando el Complejo Hidroeléctrico oportunamente otorgado en concesión (1994), hasta el 30 de junio de 2026.

Ubicada sobre el río Diamante, en la provincia de Mendoza, está conformada por tres represas y tres plantas generadoras de energía hidroeléctrica (Agua del Toro, Los Reyunos y El Tigre).

Mediante la resolución 398/2025, la S.E. requiere a tal fin a HIDISA que remita dentro de los CINCO (5) días corridos de la entrada en vigencia de dicha norma, la Carta de Adhesión respectiva, que se apruobó como Anexo de la R-398.

En su artículo 2, dicha resolución establece que “en caso de no efectuarse la adhesión referida, la concesionaria mencionada estará obligada a continuar con la generación de energía eléctrica por un plazo no inferior a NOVENTA (90) días corridos, con el fin de que el ESTADO NACIONAL adopte los recaudos necesarios para la continuidad del servicio, debiendo cumplir con la totalidad de las obligaciones del respectivo Contrato de Concesión que se inició en 1994”.

En el artículo 3 de la misma resolución se determina que “si la Concesionaria presta su conformidad a continuar operando los complejos hidroeléctricos respectivos, quedará sujetas a las siguientes condiciones:

a. La Concesionaria deberá cumplir con la totalidad de las obligaciones de su respectivo Contrato de Concesión que se inició en 1994, junto con las disposiciones que mediante el presente se modifican, amplían y/o aclaran.
b. Se deberá actualizar la Garantía de Cumplimiento de Contrato, la que no podrá ser inferior a dólares estadounidenses UN MILLÓN (U$S 1.000.000). Asimismo, la garantía, a instancias de la S.E., podrá satisfacerse a través de una fianza o seguro de caución.
c. Dado que la actividad de generación es por cuenta y riesgo de la concesionaria, los cambios que se produzcan en el esquema remuneratorio como consecuencia de las medidas que se adopten para normalizar el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) no podrán ser invocados como incumplimientos del ESTADO NACIONAL. Las normas que se dicten a tal efecto no podrán perjudicar la remuneración actual de la Concesionaria.
d. Se deberá abonar el esquema de regalías para la Provincia de MENDOZA que se acuerde entre la S.E. y la Provincia, siempre respetando la proporcionalidad de los ingresos reconocidos, según corresponda.
e. Con una frecuencia cuatrimestral la concesionaria deberá presentar un inventario detallado y actualizado de los Bienes Propios, Cedidos y Equipos de la Concesionaria. Se considerará incumplimiento grave la falta de presentación u omisión de algún elemento indispensable que se utilice para el cumplimiento del contrato.
f. Se posterga la transferencia de los Bienes previstos en el Capítulo XIX del Contrato de Concesión del Sistema Hidroeléctrico Diamante, hasta tanto se produzca el vencimiento del plazo previsto en los Artículos 1° o 2° de la presente medida.
g. La Concesionaria deberá permitir las visitas a los perímetros de la Concesión a los interesados en el procedimiento licitatorio a celebrarse y conforme lo prevea el respectivo pliego de dicho procedimiento.

Asmimismo, se estableció “la continuidad de la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA de la S.E. en su calidad de veedor para el Sistema Hidroeléctrico Diamante por el plazo establecido en la Resolución ahora oficializada.

El 8 de marzo último el Estado Nacional y la Provincia de Mendoza convinieron llevar adelante en conjunto un proceso licitatorio o concurso público nacional e internacional destinado a concesionar el Sistema Hidroeléctrico Diamante, en los términos de las Leyes 15.336 (Energía eléctrica) y 24.065 (Marco regulatorio e la Electricidad).

En los considerandos de la nueva Resolución se puntualiza que “es intención del Estado nacional volver a licitar la concesión del Sistema Hidroeléctrico Diamante bajo un proceso competitivo nacional e internacional al vencimiento de la concesión hidroeléctrica, convocando a una licitación pública nacional e internacional para el otorgamiento de una nueva concesión.

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Energía aprobó la adjudicación de la ampliación de GPM a tgs. Inversión de u$s 700 millones

Por Santiago Magrone

La Secretaría de Energía aprobó la Licitación Pública Nacional e Internacional referida a la ampliación de la capacidad de transporte del Tramo I del ahora denominado Gasoducto Perito Moreno (inaugurado en 2023 como Gasoducto Presidente Néstor Kirchner) realizada por Energía Argentina S.A. , y adjudicó tal licitación a Transportadora de Gas del Sur (tgs).

A través de la resolución 397/2025 publicada en el Boletín Oficial con fecha 17/10, Energía aprobó tal adjudicación, que había sido dispuesta por el Directorio de Energía Argentina mediante la Resolución 004 del 25 de septiembre último.

Se trata de la contratación de la ampliación de la capacidad de transporte de gas natural del Tramo I del GPM -que actualmente transporta hasta 26 millones de metros cúbicos día- y que permitirá incrementar dicha capacidad en hasta 14 MMm3/día, con opción a 6 MMm3/día adicionales, opción a ejercer en no mas de 2 años.

El Tramo II del GPM (o ex GPNK) entre Salliqueló y San Jerónimo (Santa Fe) ha sido prácticamente descartado por la Administración Milei.

La realización del proyecto ahora adjudicado demandará una inversión del orden de los U$S 700 millones. Los plazos técnicos constructivos que demanda su ejecución tornan muy poco probable que la ampliación de Capacidad de Transporte pueda activarse para el invierno de 2026.

La ampliación del Tramo I del GPM, mejorará la disponibilidad de gas natural, reducirá los requerimientos futuros de Gas Natural Licuado (GNL) y de combustibles alternativos en los meses de invierno, y permitirá a su vez mejorar el perfil de gas disponible para centrales de generación eléctrica en períodos estivales de alto requerimiento.

Mediante el Decreto 1060/2024 se declaró de Interés Público Nacional la Iniciativa Privada propuesta por tgs S.A. denominada “Incremento de la Capacidad de Transporte Gas Natural, en la Ruta Tratayén – Litoral Argentino” , que consiste en la ejecución de las obras de ampliación del Tramo I del GPM, que abarca desde la localidad de Tratayén ubicada en Neuquén, hasta la localidad de Salliqueló en la Provincia de Buenos Aires, con el fin de incrementar la capacidad del sistema de transporte de gas producido en Vaca Muerta.

Estas obras de ampliación del GPM se encuentran vinculadas a las instalaciones que forman parte de la Concesión de Transporte oportunamente otorgada a la empresa IEASA), actualmente Energía Argentina S.A., mediante el Decreto 76 de febrero de 2022.

A través de la Resolución 169 de febrero de 2025 del Ministerio de Economía se delegó en la S.E. la responsabilidad de llevar adelante todos los trámites necesarios para la concreción de la Iniciativa Privada propuesta por TGS S.A.

En cumplimiento de lo dispuesto por la R-169/25 el Directorio de EA emitió la Resolución 001/2025 en mayó último aprobando el llamado a Licitación Pública Nacional e Internacional GPM.

El Adjudicatario tendrá a su cargo la Operación y Mantenimiento de la infraestructura existente que integra la concesión de titularidad de EA y de la Infraestructura de la Ampliación objeto de la Licitación durante el Plazo de Operación y Mantenimiento que establece el Pliego.

Proceso licitatorio

A través del Acta 816 de julio 2025, el Directorio de EA aprobó la designación de los miembros de la Comisión Evaluadora de Ofertas, órgano colegiado consultivo integrado por profesionales de EA, encargado de evaluar la capacidad legal, técnica, y económica-financiera de los oferentes.

EA realizó la apertura de ofertas, resultando ser la de la empresa TGS S.A. la única presentada, el 28 de Julio último. EA verificó el contenido del Sobre 1: “Documentación Legal – Propuesta Técnica” de la oferta presentada por TGS S.A.

La Comisión dictaminó el 18 de septiembre recomendando al Directorio de EA preseleccionar la propuesta del oferente TGS S.A. y disponer la apertura del Sobre 2 (oferta económica) del oferente preseleccionado.

El precio ofertado será el único importe que el Adjudicatario recibirá como contraprestación para: (i) recuperar las inversiones y gastos correspondientes a la Obra de Ampliación y a la Obra de Ampliación de la Capacidad Opcional, en su caso; (ii) compensar servicio de operación y mantenimiento que el Adjudicatario prestará a EA; y (iii) obtener el retorno razonable pretendido durante el Plazo de Disposición de la Capacidad Incremental (15 años) en los términos de la Oferta Irrevocable de Reserva de Capacidad.

De acuerdo a las constancias asentadas la Escritura Pública 228 del 22 de septiembre de 2025, el precio ofertado por la empresa resultó en la suma de dólares estadounidenses sesenta y nueve centavos POR MILLÓN DE BRITISH THERMAL UNIT (U$S 0,69/MMBtu), neto del impuesto al valor agregado (IVA).

El artículo 3 de la R-397 establece que “el adjudicatario deberá presentar a EA, dentro de los CINCO (5) días computados a partir de la fecha de notificación de la medida, las correspondientes garantías de cumplimiento, en dólares estadounidenses, en los términos establecidos en el Pliego de Cláusulas Generales y Especiales de esta licitación.

La vigencia de la garantía se extenderá “hasta el total cumplimiento de las obligaciones que surjan de la aceptación de las Ofertas Irrevocables por parte del Adjudicatario”, y “reservándose EA las acciones que pudieran corresponderle en concepto de multas, gastos, daños y perjuicios”. “La eventual ejecución de la Garantía de Cumplimiento, lo será sin perjuicio de la responsabilidad por los daños y perjuicios que el Contratista haya causado”, añade la R-397.

La resolución firmada por María Tettamanti establece además que “dentro del plazo de CINCO (5) días corridos contados desde la fecha de notificación de la presente medida, EA deberá suscribir y remitir al Adjudicatario la Oferta de Reserva de Capacidad y la Oferta Irrevocable de Operación y Mantenimiento” del GPM.

“Si el Adjudicatario no aceptare las Ofertas Irrevocables dentro del mismo plazo, contado a partir de la fecha de recepción de las mismas, EA podrá dejar sin efecto la Adjudicación, y ejecutar la Garantía de Mantenimiento de Oferta”, puntualiza la R- 397.