El Ministerio de Economía dispuso un nuevo aumento en el recargo que se aplica sobre el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST). A partir de ahora, será del 6,80% por cada metro cúbico de 9.300 kilocalorías, según establece la Resolución 1253/2025, publicada en el Boletín Oficial.
El recargo alimenta el Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas, creado por la Ley 25.565 y sus modificatorias, que financia las compensaciones destinadas a abaratar la factura para los usuarios residenciales. La medida llega en un contexto de emergencia energética y fiscal, y busca garantizar recursos para sostener el esquema de subsidios focalizados.
En los considerandos, la cartera que conduce Luis Caputo advierte que el esquema previo de subsidios generalizados financiados con aportes del Tesoro resultaba “incompatible” con la situación financiera del Estado. Por eso, desde 2024 se viene implementando un Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados, que reemplaza los subsidios masivos por ayudas selectivas según nivel de ingreso y consumo.
El nuevo porcentaje se aplicará tanto a las empresas distribuidoras y comercializadoras de gas, que deberán trasladarlo a la facturación de los usuarios finales, como también al autoconsumo de gas. En este último caso, el monto se calculará sobre el volumen consumido y el precio promedio ponderado de ventas de la propia empresa.
El ENARGAS será el encargado de definir los procedimientos especiales de facturación, que entrarán en vigencia una vez publicados oficialmente. Según la resolución, las distribuidoras no podrán obtener ni pérdidas ni ganancias por la aplicación del recargo, que deberá trasladarse de forma neutra a las tarifas.
Con este ajuste, el Ministerio de Economía busca asegurar la disponibilidad de fondos para financiar los subsidios residenciales en lo que resta de 2025, mientras sigue vigente la emergencia del sector energético nacional, prorrogada hasta julio de 2026.
(Tras las inundaciones en Bahía Blanca)
. Tras las severas inundaciones que afectaron a Bahía Blanca en marzo de 2025, Transportadora de Gas del Sur S.A. (TGS) confió a Flowtex HDD S.A. la rehabilitación urgente de dos gasoductos troncales clave: Gral. San Martín y Neuba I.
El proyecto se desarrolló dentro del Complejo General Cerri de TGS, en cercanías de Bahía Blanca, e implicó la ejecución de dos cruces dirigidos bajo el Río Saladillo García, mediante el método de Perforación Horizontal Dirigida (HDD).
La obra se completó exitosamente entre el 15 de mayo y el 16 de junio, restableciendo el servicio en tiempo récord.
Alcance y características técnicas
Se reemplazaron dos tuberías de 30” de acero API 5L X70, cada una mediante un cruce de 350 metros de longitud y 15 metros de profundidad promedio. El proceso incluyó perforación piloto de 10”, ensanches progresivos hasta 42”, y la inserción de columnas soldadas con recubrimiento termocontraíble.
El terreno presentó suelos arenosos con limos y arcillas, lo cual demandó estudios previos de geotecnia y detección de interferencias. Se utilizó como equipo principal la planta Flowtex DD440, y se aplicó tecnología de guiado Gyro, que permitió máxima precisión bajo interferencias complejas.
Trabajo colaborativo y gestión eficiente
Más de 30 especialistas participaron activamente en la ejecución, entre ellos personal técnico de Flowtex, profesionales del equipo de TGS, y contratistas como Bahisa, con quienes se conformó un equipo operativo coordinado y eficaz.
El trabajo se llevó a cabo en paralelo a la reactivación de la planta afectada, y con cruces próximos a gasoductos operativos y vías ferroviarias, lo que exigió una planificación rigurosa y medidas de seguridad estrictas.
Resultados destacados
Obra finalizada antes del plazo previsto.
Cruces ejecutados con alta precisión y mínimo impacto.
Coordinación continua con TGS y contratistas mediante reuniones de seguimiento.
Reconocimiento público de TGS al desempeño del equipo.
Flowtex HDD S.A. agradeció a TGS la confianza depositada, y destacó el trabajo conjunto con Bahisa, empresas locales y el equipo técnico de TGS, que hizo posible esta intervención crítica para la seguridad energética del país.
El ministerio de Economía aprobó, a través de la resolución 1254/2025, la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), del proyecto de instalación del Parque Eólico Olavarría, de 180 MW de potencia, en ése partido de la provincia de Buenos Aires.
Presentado por GEAR I SA, compañía en la cual son socias las empresas PCR y Arcelor Mittal Acindar, el denominado “P.E. Olavarría”, demandará una inversión de 275 millones de dólares.
GEAR I (Generación Electrica Argentina Renovable I S.A.) ya tiene bajo su operación el Parque Eólico y Solar San Luis Norte.
La R-1254 determinó como fecha de adhesión al RIGI del Proyecto “P.E. Olavarría” el día 25 de julio 2025, y estableció que “durante el primer y segundo año contados desde la fecha de notificación de la resolución, GEAR I deberá haber completado una inversión en activos igual o superior al cuarenta por ciento (40 %) del monto de inversión mínima fijado para el sector “Energía”, en la Ley Bases 27.742.
La fecha límite para el cumplimiento del monto de inversión mínima en activos computables por parte del Vehículo de Proyecto Único (VPU) GEAR I SDE, es el día 30 de noviembre de 2027, indica la R-1254.
El artículo 5° de dicha resolución aprueba el listado de mercaderías y servicios que el VPU podrá importar bajo la franquicia del artículo 190 de la ley 27.742.
Asimismo, en su artículo 10 la R-1254 activa la comunicación a la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA), para que genere una CUIT especial para el VPU GEAR I SDE, y también habilita la aplicación de los incentivos tributarios y aduaneros del RIGI al Proyecto “P.E. Olavarría”.
El RIGI fue creado para promover proyectos estratégicos con inversiones superiores a los U$S 200 millones. Ofrece seguridad jurídica, estabilidad fiscal, aduanera y cambiaria por hasta 30 años, junto con beneficios impositivos y para la importación de bienes de capital.
El proyecto consta de 30 aerogeneradores de última generación con 6 MW de capacidad de generación que completan una potencia de 180 MW, lo que equivale al abastecimiento de electricidad de 340.000 viviendas por año.
El complejo eólico estará emplazado en 4.500 has ubicadas a 24 kilómetros de Olavarría y se conectará con la estación transformadora de esa localidad a través de una línea de alta tensión que también construirá la empresa.
En paralelo se llevarán a cabo obras en las estaciones transformadoras de Ezeiza y Olavarría, incluyendo el reemplazo de capacitores que reforzarán la línea de alta tensión de 500 kV que une Olavarría con Ezeiza.
Estas intervenciones permitirán ampliar la capacidad de transporte en el corredor eléctrico, optimizando la integración del parque Olavarría al sistema interconectado nacional, así como de otros proyectos renovables por 260 MW de capacidad que la compañía tiene en desarrollo y con prioridad de despacho, se detalló.
Toda esta actividad significará la contratación de 1.300 trabajadores en forma directa e indirecta en la etapa de construcción del parque, e involucrará más de 30 empresas proveedoras de insumos y servicios locales. La obra insumirá 2.100 toneladas de hierros y 24.000 toneladas de cemento para las fundaciones de los aerogeneradores y asimismo 4 km líneas de torres de acero.
Desde PCR – Arcelor Mittal Acindar se describió que el Parque Eólico Olavarría representa “una inversión estratégica destinada a instalar mayor capacidad de generación de energía renovable y fortalecer la matriz energética del país en base a fuentes limpias, y al mismo tiempo, abastecer la creciente demanda de la región del AMBA”.
El CEO de PCR, Martín Federico Brandi, señaló que “El Parque Eólico Olavarría fortalece nuestro compromiso y protagonismo con la transición energética del país para constituir una matriz eléctrica más confiable, limpia y competitiva para las industrias”.
Por su parte, Federico Amos, CEO de ArcelorMittal Acindar indicó que “el Parque Eólico Olavarría marca un hito en nuestro camino hacia la descarbonización. Nos permitirá abastecer con energía renovable más del 65 % de nuestras operaciones en Argentina, reduciendo nuestra huella de carbono y reafirmando nuestro compromiso con la sustentabilidad”.
PCR y ArcelorMittal Acindar son accionistas de GEAR I S.A., en un 51 % y 49 % respectivamente, sociedad que es la titular del “Parque Eólico y Solar San Luis Norte” con un potencia total de 130MW, situado en la localidad de Toro Negro, departamento de Belgrano, Provincia de San Luis.
Tanto la energía renovable que genera el Parque San Luis Norte como la prevista que produzca el nuevo Parque Eólico Olavarría se destinarán en un importante porcentaje para abastecer las plantas industriales de ArcelorMittal Acindar en el país con el propósito de continuar con su objetivo corporativo de descarbonización de sus productos y cumplir con sus metas de sustentabilidad.
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. Opera actualmente 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.
El Mercado Electrónico del Gas realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 01/09/2025 al 14/09/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 36 ofertas de abasto por un volumen total de 35.100.000 metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 3,88 y de U$S 4,71 el Millón de BTU puesto el gas en el PIST, y en el Gran Buenos Aires, respectivamente.
Desde Neuquén llegaron 16 ofertas por un volúmen total de 15,9 millones de m3/día. Otras 4 ofertas llegaron desde Chubut, por un volumen total de 2,4 millones de m3/día.
Desde Tierra del Fuego llegaron 8 ofertas que totalizaron 11,2 millones de m3/día.
Desde Santa Cruz arribaron 4 ofertas por un total de 2,9 millones de m3/día. Y desde la cuenca Noroeste llegaron 4 oferts por un total de 2,7 millones de metros cúbicos día.
Los precios para el gas en el PIST variaron desde U$S 3,24 hasta U$S 4,16 por MBTU; En tanto, los preciops del gas puesto en el GBA variaron desde los U$S 3,82 y U$S 5,02 el MBTU, según las cuencas de origen.
OPINION
. Comunicado de la Secretaría de Energía del Partido Justicialista
El Gobierno Nacional lleva adelante en materia de energía una clara política de entrega de activos estratégicos y capacidades nacionales, que busca el sometimiento y la renuncia al desarrollo autónomo, soberano y libre.
Los ejemplos más claros son la destrucción del sector nuclear y la privatización ruinosa de las centrales hidroeléctricas del Comahue.
A pesar de planes con nombres grandilocuentes -pero vacíos de contenido-, el sector nuclear atraviesa un proceso de paralización, despidos y desguace. La gestión actual abandonó el CAREM, pequeño reactor modular de diseño argentino, que tenía un avance superior al 70 por ciento, uno de los mayores a nivel mundial para proyectos de este tipo, lo que le daba un enorme potencial exportador.
En su lugar, las actuales autoridades decidieron impulsar otra iniciativa, desde cero, con pocos antecedentes, cuya patente es compartida con una empresa extranjera. De esta manera se evidencia el interés geopolítico y la pérdida de autonomía que esconde esta decisión.
Asimismo, resulta preocupante la suspensión de otros proyectos fundamentales como la construcción de las centrales nucleares Atucha III y IV, que contaban con financiamiento chino y transferencia de tecnología que iba a permitir por primera vez el desarrollo de centrales nucleares de uranio enriquecido, mientras se demora la extensión de vida de Atucha I, iniciada durante el gobierno anterior.
Sin dudas, el objetivo de todas estas acciones es la entrega de capacidades nacionales -acumuladas durante décadas y reconocidas internacionalmente- para ponerlas al servicio de un modelo de sometimiento que condena y posterga a nuestro pueblo.
El desarrollo nuclear argentino es hijo de la visión estratégica de Juan Domingo Perón, que creó la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) en 1949, antes incluso que grandes potencias, y puso en marcha en 1974 la primera central nuclear de Latinoamérica.
Este complejo nuclear pudo resistir las políticas neoliberales de los años ´90 gracias al compromiso de su trabajadores, hasta la reactivación que impulsó Néstor Kirchner en 2006, con el logro de la finalización de Atucha II, tras años de parálisis.
A su vez, la privatización de las represas del Comahue tendrá consecuencias gravosas por los próximos 30 años, en tanto se dolarizan los ingresos de los concesionarios y se actualizarán por la inflación de Estados Unidos, lo que va a encarecer el costo de la energía para nuestras industrias, hogares y comercios, además de someter a nuestro país a juicios internacionales debido a la insostenibilidad del actual régimen cambiario.
De la misma manera, el nuevo esquema dará a los nuevos administradores de las centrales la posibilidad de que puedan disponer luego de una cantidad de años de toda la energía producida sin la obligación de venderla al Mercado Eléctrico, lo que implica que el sistema nacional pierde un recurso fundamental.
Es por ello que además de denunciar esta grave situación, exigimos se desista del desarme del sector nuclear y la entrega vil de las represas del Comahue, que sin dudas constituyen un pilar fundamental de un proyecto nacional soberano, de empleo y desarrollo para todos los y las argentinas.
.YPF Luz y Justoken formalizaron una alianza estratégica para desarrollar una plataforma digital que permitirá comercializar y gestionar energía eléctrica de forma automática, segura y confiable.
Esta innovadora plataforma utilizará tecnología blockchain para dar trazabilidad de la energía contratada ermitiendo tokenizarla, y también automatizar procesos comerciales y administrativos, educir costos perativos, con una gestión eficiente y segura de datos energéticos.
Se estima que la plataforma estará operativa antes de fin de año en Argentina, y en una primera tapa se plicará a contratos de energía renovable que abastezcan demandas de clientes industriales MATER) con a posibilidad de ampliarse a otro tipo de contratos y tecnologías, dando más apertura a nuevos inversores e industrias. En el roadmap de desarrollo está previsto que otros generadores se puedan sumar a la plataforma, con planes que también incluyen impulsar la plataforma en otros países de la región.
Beneficios clave:
● Trazabilidad: seguimiento en tiempo real de la energía contratada, condiciones contractuales y estado de cuentas.
● Accesibilidad: permitirá a usuarios participar en proyectos de energía tokenizados.
● Eficiencia operativa: reportes instantáneos que facilitarán monitoreo en tiempo real y el cumplimiento regulatorio.
● Sustentabilidad e innovación: contribuye al uso eficiente de la energía. Marca un precedente en innovación tecnológica y energética.
“Este es un hito histórico en la industria energética”, afirmó Eduardo Novillo Astrada, CEO & Co‐Founder de Justoken. “Nuestra tecnología, la transparencia y liquidez asociadas a la tokenización se integran por primera vez a un generador de energía como YPF Luz”.
Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, afirmó que “Este desarrollo que estamos realizando junto a Justoken facilitará nuevas formas de contratar energía y modernizará el mercado eléctrico”.
Acerca de Justoken
Justoken (anteriormente Agrotoken) es una empresa especializada en soluciones blockchain empresariales que se enfoca en la digitalización y tokenización de activos del mundo real. Con experiencia comprobada en múltiples sectores como agro, energía, minería y finanzas. La compañía ofrece infraestructura tecnológica avanzada y soluciones tailor made que permiten a las empresas transformar digitalmente sus operaciones y desbloquear nuevas oportunidades de valor.
Acerca de YPF Luz
YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una compañía argentina líder en generación de energía eléctrica eficiente y sustentable, con 12 años de trayectoria. Opera 15 activos distribuidos en 8 provincias del país, con una capacidad instalada de 3,4 GW, que abastece el 10 % de la demanda eléctrica nacional. Está construyendo dos nuevos proyectos renovables: el Parque Eólico CASA (63 MW) en Olavarría y el Parque Solar El Quemado (305 MW) en Mendoza.
La demanda de energía eléctrica en julio último resultó -2,5 % inferior a la del mismo mes del año pasado, alcanzando los 12.902,1 GWh a nivel nacional. En siete meses del año la demanda acumula una suba de 0,03 %.
Por su parte, las distribuidoras de Capital y GBA tuvieron una importante caída de -3,4 % en la comparación interanual. Cayeron los consumos residenciales e industriales en todo el país, aunque la demanda comercial aumentó levemente, indicó el informe periodico de la Fundación Fundelec.
LOS DATOS DE JULIO
En julio de 2025, la demanda neta total del MEM fue de 12.902,1 GWh; mientras que el año anterior había sido de 13.226,3 GWh. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un descenso de -2,5%. Sin embargo, es el tercer consumo más importante del año, luego de enero (13.606,2 GWh) y febrero (12.911,7 GWh). Cabe aclarar que julio de 2024 es el cuarto consumo más alto de la historia con 13.226,3 GWh.
La demanda del mes de julio resultó en un crecimiento intermensual del 1,7 % con respecto a junio, cuando había alcanzado los 12.685,3 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 el GBA de 37.9 C°, lo que superó el récord anterior de 29.653 MW del 1 de febrero de 2024. En julio, el máximo de potencia alcanzado fue de 28.119 MW, el 01 de julio a las 20:36.
En cuanto a la demanda residencial de julio, representó el 51 % del total país con una baja de -4,6 %, respecto al mismo mes del año anterior. En tanto, la demanda comercial ascendió sólo 0,4 %, siendo 25 % del consumo total. Y la demanda industrial resultó ser el 24 %, con una caída en el mes del orden del -0,8 %, aproximadamente.
EL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES
La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido julio de 2025) con 6 meses de baja (septiembre,-6,6 %; diciembre de 2024, -2,2 %; marzo de 2025, -2,5 %; abril, -1,8 %; mayo, -10,4 %; julio de 2025, -2,5 %) y 6 meses de suba (agosto de 2024, 3,5 %; octubre, 2,2 %; noviembre de 2024, 0,2 %; enero de 2025, 4 %; febrero, 0,5 %; junio de 2025, 13 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una caída de -0,3 por ciento.
CONSUMO MENSUAL REGIONAL
En cuanto al consumo por provincia, en julio, 19 fueron las provincias y/o empresas que marcaron ascensos: Chubut (-10 %), Tucumán (-8 %), Catamarca, Chaco, Santiago del Estero y San Luis (-5 %), Jujuy, y La Rioja (-4 %), EDELAP y Córdoba (-3 %), Salta, Formosa y Santa Fe (-2 %), Corrientes, Mendoza, San Juan y EDEN (-1%), entre otros.
Por su parte, 6 provincias y/o empresas presentaron ascensos en el consumo de energía: Santa Cruz (10 %), Neuquén (5 %), EDEA (3 %), EDES (2 %), La Pampa y Río Negro (1 %). En tanto, Entre Ríos y Misiones mantuvieron el consumo de julio 2024.
En referencia al detalle por regiones y siempre en una comparación interanual, las variaciones fueron las siguientes:
PATAGONIA – Chubut y Santa Cruz- el consumo decreció -15,3 % en relación al año anterior.
NOA –Tucumán, Salta, Jujuy, La Rioja, Catamarca y Santiago del Estero- bajó la demanda -4,8 %.
CENTRO – Córdoba y San Luis- la caída en la demanda fue de -3,5 %.
METROPOLITANA – Ciudad de Buenos Aires y GBA – presentó un descenso: -3,4 %.
NEA –Chaco, Formosa, Corrientes y Misiones- presentó un decrecimiento: -1,7 %.
LITORAL – Entre Ríos y Santa Fe– cayó en el consumo: -1,4 %.
CUYO – San Juan y Mendoza- descendió el consumo -1,2 %.
BAS – todo el interior de la provincia de Buenos Aires (incluyendo La Plata y sin contar Capital Federal y GBA)- marcó -0,3 %.
COMAHUE – La Pampa, Río Negro y Neuquén- tuvo un crecimiento de 2,4 % respecto a julio 2024.
En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron el 35 % del consumo total país, regictraron un descenso conjunto de -3,4 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una baja de -4,1 %, mientras que en EDESUR la demanda descendió -2,5 %.
TEMPERATURAS
Observando las temperaturas, el mes de julio de 2025 fue menos frío en comparación con julio de 2024. La temperatura media fue de 12.3 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue de 10.6 °C, y la histórica es de 11.2 °C.
DATOS 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 al tercer lugar el aporte de las energías alternativas (fotovoltaica y eólica). En julio, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 2.636 GWh, por debajo de los 3.297 GWh del año anterior, lo que representa una variación negativa del -20 por ciento.
Por su parte, la potencia instalada es de 43.654 MW, donde el 57 % corresponde a fuente de origen térmico y 38 % de origen renovable (alternativa e hidráulica). El despacho térmico fue muy similar al del mismo mes de 2024, y el consumo de combustible también terminó siendo menor. Con un bajo consumo de combustibles alternativos, el gas natural representa más del 80 % de la matriz de combustibles, aproximadamente.
Así, en el séptimo mes del año siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 48,46 % de los requerimientos. Por su parte, las centrales hidroeléctricas cubrieron el 19,61 % de la demanda, las nucleares proveyeron el 6,64 %, y las generadoras de fuentes alternativas un 15,41% del total. La importación representó el 9,88 % de la demanda cubierta.
El proyecto Nuevas Especificaciones de Combustibles (NEC) que YPF desarrolla en el Complejo Industrial Luján de Cuyo (Mza) alcanzó un nuevo hito con el montaje del reactor HG-D-3501, y significa un avance decisivo en la modernización de la refinería, que ya supera el 85 % de ejecución.
El reactor de desulfuración, fabricado por IMPSA en Mendoza bajo estrictos estándares internacionales, es una de las piezas clave de la nueva unidad HDS II. Opera mediante un proceso catalítico en presencia de hidrógeno, eliminando compuestos sulfurados del gasoil en condiciones de alta presión y temperatura.
Su diseño especializado garantiza seguridad, eficiencia y durabilidad en entornos de operación severos, consolidando al Complejo como referente tecnológico en la refinación de combustibles más limpios.
Con un peso de 456 toneladas y 38 metros de longitud, su traslado desde la planta de IMPSA en Godoy Cruz hasta la refinería fue un hito dentro de la logística en Argentina, producto del trabajo conjunto con Vialidad Nacional, Policía de Mendoza y municipios.
El proyecto NEC permitirá que la totalidad del gasoil producido en el Complejo industrial cumpla con los estándares ambientales más exigentes, al reducir el contenido de azufre a 10 partes por millón (ppm). Esto responde a las nuevas exigencias de motorización y a la evolución del mercado hacia combustibles más limpios.
Además de la unidad HDS II, el proyecto NEC contempla la incorporación de nuevas unidades (H2 II y SE33), la modificación de instalaciones existentes (HDS I y OSBL) y la adecuación de servicios auxiliares. La iniciativa también incrementará la capacidad de producción de la refinería y garantizará el abastecimiento de Infinia Diesel en todo el país, se destacó.
La puesta en marcha del proyecto está prevista para 2026 y constituye una de las inversiones más relevantes de las últimas décadas en la refinería.
EL PROYECTO EN DATOS
La Secretaría de Energía (del Ministerio de Economía) oficializó la Resolución 353/2025 mediante la cual emitió la segunda autorización para la Libre Exportación de Gas Natural Licuado (GNL) a la empresa Southern Energy S.A. (SESA), y estableció que la garantía de estabilidad de la exportación de GNL “quedará supeditada a la ejecución y puesta en operación del proyecto de infraestructura de transporte de gas natural comprometido por SESA, conforme a su presentación de fecha 1° de agosto de 2025”.
SESA presentó el 25 de junio último ante la Subsecretaría de Combustibles Líquidos una nueva notificación de exportación de GNL. Ello en base a la contratación de un segundo barco procesador (MKII) a partir de 2028.
La empresa informó en dicha presentación que la cantidad máxima diaria (CMD) de GNL a ser exportada asciende a QUINIENTOS CUARENTA Y OCHO MIL NOVECIENTOS (548.900 MMBTU), la cantidad máxima anual (CMA) asciende a CIENTO NOVENTA Y UN MILLONES DOSCIENTOS CUARENTA Y UN MIL SETECIENTOS CINCUENTA (191.241.750 MMBTU), y la cantidad total (CT) a exportar equivale a CINCO MIL CUATROCIENTOS SESENTA Y CUATRO MILLONES CINCUENTA MIL (5.464.050.000 MMBTU).
Se trata de un proyecto de exportación a largo plazo, con una duración de 30 años, cuya vigencia se extiende desde el 1° de septiembre de 2028 hasta el 31 de agosto de 2058.
La notificación de exportación realizada por la empresa se realizó en el marco de la ampliación del proyecto de inversión oportunamente adherido al RIGI (Régimen de Incentivos fiscales y de libre disponibilidad de divisas a las Grandes Inversiones) mediante la Resolución 559/25 del Ministerio de Economía, consistente en la contratación de la segunda planta flotante de licuefacción de gas natural (MKII).
Cabe referir que, a través de la Resolución 165 de abril último la S.E. emitió el primer certificado de Autorización de Libre Exportación de GNL a favor de SESA, cuando contrató el barco procesador (Hilli Episeyo).
El buque Hilli Episeyo tendrá una capacidad de producción de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a 11,7 millones de metros cúbicos día de gas natural.
En esa oportunidad la autorización de libre exportación fue extendida por la cantidad máxima diaria de GNL (CMD) de TRESCIENTOS OCHENTA Y CINCO MIL (385.000) MMBTU, la cantidad máxima anual (CMA) de CIENTO TREINTA Y CUATRO MILLONES CUATROCIENTOS MIL (134.400.000) MMBTU, y la cantidad total (CT) a exportar de TRES MIL OCHOCIENTOS CUARENTA MILLONES (3.840.000.000) MMBTU.
La vigencia de esa autorización de exportación (Resolución 165/25), se extiende desde el 1° de julio de 2027 hasta el 30 de junio de 2057.
La ampliación ahiora autorizada “viabiliza el desarrollo de un gasoducto dedicado que abastecerá ambas terminales”, señala la nueva resolución.
En dicha presentación SESA informó que el proyecto se conforma con la construcción de un gasoducto de treinta y seis pulgadas (36”), cuya traza parte de las cercanías de la Localidad de Tratayén, Provincia del Neuquén, y se extiende aproximadamente 470 kilómetros, hasta la Localidad de San Antonio, Provincia de Río Negro.
Asimismo, SESA informó que el sistema será diseñado para transportar aproximadamente veintiocho millones de metros cúbicos por día (28 MMm3/d), y estimó su puesta en operación comercial en mayo de 2028.
El proyecto original de SESA fue encabezado por PAE y Golar (dueña del barco procesador “Hilli Episeyo” que se instalará en el puerto marítimo específico en la provincia de Río Negro). Luego se integraron otras importantes compañías productoras del gas.
Southern Energy tiene previsto una inversión estimada de U$S 2.900 millones en los primeros 10 años del proyecto. La inversión total calculada es de U$S 7.000 millones en toda la cadena de valor a lo largo de 20 años.
A partir del ingreso de YPF, los socios en Southern Energy tienen la siguiente participación accionaria: PAE (40 %), Pampa Energía (20 %), YPF (15 %), Golar LNG (10 por ciento), y Harbour Energy (15 %).
Harbour Energy es el resultado de la fusión de Chrysaor y Premier Oil (que exploró ilegalmente en Malvinas en 2013), dos grupos petroleros y gasíferos británicos. Harbour Energy adquirió en 2023 los activos de petróleo y gas no rusos de la compañía alemana Wintershall DEA, entre los que se incluyen proyectos off shore en la zona norte de la Isla grande de Tierra del Fuego.
En lo que respecta a la empresa SESA, asumió el compromiso de contratar con un tercero la ejecución del proyecto de infraestructura (gasoductos y puerto) de acuerdo a la descripción técnica detallada, y/o la que resulte necesaria a los efectos de la exportación notificada.
A su vez, manifestó su compromiso de contratar la provisión del servicio de transporte por la capacidad requerida, en función de los volúmenes de exportación informados.
Además, SESA informó que en caso de que la infraestructura proyectada no se encontrara en condiciones operativas a la fecha de inicio de la exportación notificada, asume la responsabilidad de gestionar por su cuenta y riesgo el servicio de transporte con relación a los volúmenes objeto de la exportación, en función de la capacidad – firme y/o interrumpible- disponible a tal fecha en el sistema de transporte.
Energía&Negocios: el periodismo energético como vanguardia
María del Rosario Martínez
La energía en las últimas tres décadas
Jorge E. Lapeña pág. 65
Energía: No queda lugar para más postergaciones
Emilio Apud pág. 74
30 años del sistema de gas natural en Argentina
Raul D. Bertero pág. 85
Con la transformación energética,
¿se dieron todos los resultados esperados?
Oscar Dores pág. 116
Los servicios públicos de electricidad
y gas natural a la deriva
Gerardo Rabinovich pág. 124
Cómo ha impactado el desarrollo energético en la Argentina,
desde las reformas de los ’90.
Konstantinos Papalias y Charles Massano pág. 132
En el marco de una reunión que congregó a referentes de cámaras y federaciones de expendedores de todo el país, la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos de la República Argentina (CECHA) renovó sus autoridades, resultando reelegido por unanimidad Isabelino Rodríguez como Presidente para un nuevo período de dos años.
En el encuentro se ratificó la necesidad de mantener una conducción unificada para afrontar los grandes desafíos que actualmente presenta el sector.
La Comisión Directiva de CECHA quedó integrada por Isabelino Rodríguez como Presidente; Vicente Impieri y Alberto Boz como Vicepresidente 1° y 2° respectivamente; Alfredo Gonzáles y Oscar Gaona como Secretario y Prosecretario; Adriana Sors y Gonzalo Rodríguez como Tesorera y Protesorero; Carlos Gold y Carlos Pinto como Secretario y Prosecretario de Asuntos Institucionales; y Pedro Llorvandi y Silvio Giannini como Secretario y Prosecretario de Actas.
La reunión de Comisión contó con la presencia del subsecretario de Combustibles de la Nación, Federico Veller, y del director de Comercialización y Refinación, Pablo Vasallo. Uno de los puntos centrales de la agenda fue la solicitud al Gobierno nacional para agilizar el otorgamiento de permisos relacionados con la normativa 1102/04, fundamental para la operatoria de las estaciones de servicio.
Al respecto, se resolvió avanzar en una capacitación destinada a los gerentes de las cámaras empresarias para agilizar los trámites y evitar demoras burocráticas, explicó Rodríguez.
Durante la reunión se repasaron las líneas generales de la política energética del Gobierno, centradas en la liberalización de los mercados. Desde CECHA se plantearon los problemas específicos que afectan la actividad cotidiana del sector.
Además, se ultimaron detalles para una próxima reunión con el ministro de Desregulación y Transformación del Estado, Federico Sturzenegger. El objetivo es presentar un documento con propuestas concretas para eliminar regulaciones que obstaculizan el normal desarrollo de la actividad.
Gerardo Rabinovich*
En la mañana del 28 de abril España quedó a oscuras en forma imprevista: padres saliendo desesperados de su trabajo yendo a buscar a sus hijos a la escuela, familiares tratando de encontrar a sus seres queridos en los trenes y subterráneos detenidos en la mitad de las vías, sin comunicaciones, sin smartphones ni Internet, vuelos desviados sin poder aterrizar en aeropuertos españoles. Un verdadero desastre. Poco después se perdió el suministro en Portugal, y Francia tuvo que interrumpir la interconexión que tiene con España para que la falla no se propague por toda Europa. El servicio se fue reponiendo a lo largo de las siguientes cuarenta y ocho horas.
El párrafo anterior habla por sí solo y con mucha claridad sobre la importancia y la esencialidad del servicio eléctrico en nuestras modernas sociedades.
Los medios y las redes sociales estallaron posteriormente buscando las razones del colapso, planteando en algunos casos teorías conspirativas, como ciberataques procedentes de Rusia, u otras interesadas echando la culpa a la alta penetración de la energías renovables, en particular la energía solar fotovoltaica, en el sistema eléctrico español, y advirtiendo que todo intento por reemplazar combustibles fósiles estaba destinado al fracaso.
Poco menos de tres meses después, hacia fines de junio se conocieron las investigaciones oficiales que descartaron las teorías conspirativas, y explicaron que las fallas se produjeron por sobretensiones extremas, desajustes entre oferta y demanda, operadores actuando fuera de tiempo, agentes que no siguieron los protocolos de seguridad, ya sea por imposibilidad técnica o inconveniencias económicas, y herramientas para equilibrar las redes disponibles pero no obligatorias que podrían haberse utilizado evitando que el sistema eléctrico fuera cayendo como un castillo de naipes[i].
Las instituciones que deben intervenir en el mercado eléctrico obtuvieron un duro aprendizaje y emitieron una cantidad de recomendaciones que comienzan a ponerse en práctica. Para el grueso de la población el problema desapareció cuando volvió el servicio eléctrico y se normalizaron las prestaciones y para los medios y las redes dejó de ser un tema que mereciera seguir en cartelera, sin noticias sensacionales.
Solo un largo y aburrido informe técnico, que bien comunicado hubiera servido para que la sociedad conozca toda la complejidad que esconde la industria eléctrica, que no tolera interrupciones largas ni accidentes y que debe estar en todo momento cuando se la requiere, como el aire y el agua. La electricidad no es un bien como cualquier otro dice el profesor Jacques Percebois (2018), no es almacenable, es esencial, se consume cuando se produce, tiene precios distintos en distintos momentos del día, de la semana y del ano[ii].
Esta larga introducción nos permite comprender los desafíos de la reconstrucción del mercado eléctrico argentino, que sufrió la intervención de todos los gobiernos del siglo XXI, transformando al operador del sistema eléctrico, CAMMESA, en el único comprador y vendedor de la electricidad del país, y canalizando enormes subsidios desde 2005, cuantificados por Alejandro Einstoss (2025)[iii], en casi 150.000 mil millones de u$s y siendo responsable de casi todo el desequilibrio fiscal de nuestra economía en este primer cuarto de siglo.
En los dieciocho meses que lleva gobernando la actual administración, sigue sin poder encontrar el punto de arreglo del sector eléctrico. El diagnóstico es el correcto y es consensuado:
Sin embargo, las soluciones no aparecen. Las ideas no parecen ser muy atractivas para eventuales interesados en las nuevas concesiones hidroeléctricas, y se recurre a fórmulas ya experimentadas en los anos 1990 para la expansión de las líneas eléctricas de alta tensión, que nunca han funcionado.
Existe financiamiento internacional para ambos problemas que el Estado se resiste a tomar, insistiendo en delegar en la iniciativa del sector privado, que no parece muy interesado en asumir estos riesgos, preservando los objetivos de equilibrio fiscal y eliminación del impuesto inflacionario.
En el caso especifico de la energía eléctrica, la participación del sector público siempre ha sido indispensable para equilibrar las expectativas de rentabilidad del sector privado, y para habilitar el desarrollo de nuevos proyectos que en definitiva se vuelcan sobre la competitividad del país, tanto en la industria como en el campo.
Casi la mitad de la electricidad que consumimos se produce con gas natural. Esta es una palanca de competitividad que no se sabe como aprovechar. El gas natural es el gran director del sector energético argentino.
La revolución del shale oil y del shale gas en los Estados Unidos a partir de 2010, llevó a este país a ser el primer productor mundial de petróleo y gas natural, pero el impacto más importante fue la reducción de los costos del gas natural en el mercado interno, que permitió la reindustrialización del país, la reducción del precio de la electricidad por la sustitución del carbon por el gas natural de muy bajo costo, y convertirse en el primer exportador mundial de GNL[iv], según Daniel Yergin (2020).
La abundancia del recurso en Vaca Muerta, no puede ser evacuada a los centros de consumo por una infraestructura insuficiente. La segunda etapa del gasoducto Perito Moreno es una obra muy importante para habilitar proyectos de exportación hacia Brasil, y para satisfacer los picos de la demanda invernal.
En el mes de junio pasado nos despertamos con la novedad de cortes de gas en casi todo el país por un pico de demanda causado por una ola de frio polar prolongada.
¿Como es posible que esto suceda en un país que no se cansa de pregonar sus ambiciones de exportar grandes cantidades de petróleo y gas natural al resto del planeta? ¿Porque no se puede replicar la exitosa experiencia del shale oil de los Estados Unidos, con precios del gas natural en baja atrayendo proyectos industriales que generen empleo y riqueza y reduciendo el costo de la electricidad?
El mes pasado, la Secretaria de Energía admitió la compra de gas natural a un valor de 7 u$s/MMBtu, el doble casi del pactado en el Plan Gas, que ya era un precio promocional para incrementar la producción en Vaca Muerta. ¿Como se explica en un país donde el recurso es abundante? ¿Es posible exportar con estos precios? ¿Hay un problema de competitividad con nuestro gas?
La coordinación gas-electricidad es critica para lograr salir del laberinto en el que nos introdujo el populismo energético del siglo XXI en la Argentina. Precios del gas natural compatibles con los precios de exportación de Vaca Muerta van a permitir la reconstrucción del mercado eléctrico, en el cual se puedan establecer contratos de abastecimiento entre productores de gas y generadores de electricidad, sin pasar por la intermediación de CAMMESA, y contratos de abastecimiento de electricidad entre generadores y distribuidores, sin pasar por la intermediación de CAMMESA.
El costo medio de generación en junio fue de 94 u$s/MWh. La cobertura de costos con el precio estacional fue apenas del 51%[v]. El problema de los subsidios eléctricos no está resuelto. El espejismo del verano desapareció rápidamente, cuando la cobertura de costos llegaba al 80%. En los próximos meses los subsidios volverán a ser importantes, con costos medios de generación reflejando precios del gas natural muy altos. Los objetivos fiscales e inflacionarios se ven amenazados por el conjunto gas-electricidad.
Volviendo al principio, es muy probable que ocurran incidentes cono los ocurridos en España, y para estar preparados se requiere una visión integral del problema energético. Es una obligación indelegable del Estado Nacional, a través de sus instituciones de planificación, hoy desmanteladas. La respuesta a las preguntas y la mitigación de la incertidumbre existente pasan por mecanismos que solamente pueden ser diseñados desde la Nación, a través de un Plan Energético Nacional de largo plazo. El sector privado lo necesita como guía de sus inversiones y la sociedad como un garantía de la seguridad de abastecimiento.
Hoy paradójicamente comprometida, en un país que sueña con que el recurso de Vaca Muerta lo saque de la pobreza, mientras el gas y la electricidad se cortan cuando mas se necesitan,
[i] Versión no confidencial del informe del comité para el análisis de las circunstancias que concurrieron en la crisis de electricidad del 28 de abril de 2025. Consejo de Seguridad Nacional, Gobierno de España (junio 2025).
[ii] Jacques Percebois: Energie, Economie et Politiques, de Boeck,, Paris, 2014.
[iii] Einstoss, A. (2025). Lo que falta en la corrección de subsidios, Clarín, 15 julio 2025.
[iv] Daniel Yergin: The New Map: Energy, Climate and the Clash of the Nations, Penguin Books, 2020.
[v] Observatorio de la Transición Energética, Fundación Torcuato di Tella.
Oscar Dores *
En Argentina, el sistema eléctrico fue acompañando los vaivenes del termómetro socioeconómico. En ese contexto, el rol de la clase media siempre fue clave.
Argentina vivió hace poco más de 30 años una transformación del sector eléctrico que buscó resolver los problemas graves que arrastraba desde la década del ’80. Sin embargo, si miramos un poco más atrás, veremos una continua relación con la realidad socioeconómica que no deja de ser determinante.
En la primera mitad del siglo XX Argentina tuvo dos periodos de mucho crecimiento, seguidos de dos tropiezos que tuvieron más que ver con la situación económico-social mundial: Entre 1900 y 1913 y entre 1917 y 1929 el PBI creció un 6,4% anual.
Ya en los años ’50, y con otros dos incrementos sostenidos (un 3,7% anual en 1944-1951 y un 3,8% en 1951-1958), Argentina vivió un nuevo impulso. Como en otros lugares del mundo, la clase media era incipiente y muchas familias alcanzaron la posibilidad de cierto confort, el acceso al estudio y algunos beneficios laborales.
Por entonces, al sur de Sudamérica, la TV era casi un lujo de reciente nacimiento y en algunos pocos hogares pudientes y solidarios solía juntarse parte del barrio para ver la programación. Sin embargo, en cualquier momento, la falta de tensión podía dejar a los chicos (y grandes) sin su programa favorito.
Servicios Eléctricos del Gran Buenos Aires, SEGBA, fue creado en 1958, en principio, para intentar resolver ese problema, unificando el sistema de la Capital del país y su Conurbano, donde más se padecía esta falta de tensión, provocada por un mayor consumo eléctrico en hogares, fábricas y negocios. No es un dato menor que, entre 1940 y 1960, el país triplicó su producción eléctrica, yendo de 2550 GWh anuales, en 1940, a 7863 GWh, en 1960.
Durante los años ’60, la TV y los lavarropas se hicieron más accesibles y muchos hogares sumaron estos y otros electrodomésticos. A la par, comercios e industrias también incrementaron su consumo: lo que antes llevó 20 años, ahora necesitó de 15, ya que Argentina triplicó nuevamente su producción eléctrica entre 1960 y 1975. Mientras, el PBI creció un 170%. Yacyretá y Atucha fueron proyectos que surgieron para afrontar estas subas del consumo energético. Pero, los vaivenes socioeconómicos volvieron a influir en el crecimiento del país y del sector eléctrico. Entre el 1975 y 1992, el PBI cayó en ocho años, con hiperinflación en 1975, 1984-1985 y 1989-1990.
En esos años, el sector eléctrico padeció la salida de servicio de El Chocón y de Atucha y la baja hidraulicidad de Salto Grande. Esta situación, más el mal mantenimiento de las generadoras térmicas, desembocó en una crisis de abastecimiento y los tristemente recordados cortes programados en turnos de 5 horas para todos los hogares, comercios e industrias.
La transformación eléctrica
Como consecuencia de esta coyuntura, en 1992, llegó la gran transformación del sector eléctrico. Incluyendo la división en los tres segmentos de Generación, Transporte y Distribución, y la privatización parcial del sector de distribución: se conformó un sistema mixto, con distribuidoras privadas, públicas y cooperativas.
Esto dio un fuerte impulso a la demanda eléctrica, incrementándose un 60% sólo en la década del ’90. A la vez, se crearon generadoras que dieron fortaleza al sector y, con este esquema, se bajó de 44 dólares por MWh a poco más de 22, entre 1992 y 1998. En 2001, el estallido de una nueva crisis marcó un fuerte descenso del PBI para el año siguiente (-10,9%), y también del consumo eléctrico (-2,1%). El sistema que, antes utilizaba un fondo de estabilización nacional que equilibraba lo que se pagaba por tarifa, cayó en un déficit permanente, recibiendo por factura cada vez menos de lo que implicaba el costo de la energía. Esto, obviamente tuvo que ser compensado con subsidios generalizados, sucumbiendo en la paradoja de subsidiar la energía a barrios cerrados o hogares con piletas climatizadas. Aunque la crisis económica fue la más profunda en 100 años, no hubo un regreso a los cortes programados, pero en diferentes momentos de altas temperaturas, los gobiernos recurrieron a disminuir la demanda industrial para subsanar la saturación del sistema.
El consumo eléctrico: termómetro de lo social
Cada vez que el consumo eléctrico retrocedió, el PBI marcó un mayor retroceso. Y, por el contrario, cuando hubo un fuerte crecimiento del indicador económico de la producción del país, también lo experimentó la demanda eléctrica. Es decir, que uno y otro están relacionados y no solo desde el consumo doméstico, sino también desde la demanda comercial e industrial. Y allí es donde vemos que el sistema eléctrico es confort, pero también es motor y sostén de la producción de nuestro país.
Asimismo, en el plano social, la clase media es el principal impulsor de la movilidad social, porque es la que se esfuerza continuamente por progresar. Es la que tal vez puede gastar un poco más que el resto, pero que, sin embargo, vive de su trabajo y depende de sus ingresos para llegar a fin de mes. Por eso, también, la clase media es la que evita conflictos en una sociedad. Y eso está en riesgo. Como lo está el sistema eléctrico.
En materia eléctrica, debemos estar atentos a que es un servicio que es esencial y, sabiendo que el 33% por ciento de la población no tiene acceso a la red de gas natural, Argentina no puede permitirse tener una red eléctrica que no llegue a todos los ciudadanos con la calidad necesaria.
En nuestro país, se sucedieron problemas de generación y de distribución, cíclicamente, que se fueron resolviendo. Pero el problema de transporte nunca se resolvió completamente. Aunque hubo inversiones en Extra Alta Tensión y eso trajo un gran alivio al sistema, aún persisten ahogos en las redes regionales.
Al ser un servicio que requiere de inversiones de mediano y largo plazo, el sistema eléctrico tiene que ser renovado constantemente para fortalecerse y permitir el crecimiento y el progreso de la sociedad.
Esta particularidad nos impone el desafío de contar con gestión, planeamiento estratégico y una tarifa que logre el equilibrio entre lo que implica el costo de la energía y la sustentabilidad del sistema. Necesitábamos salir del laberinto de subsidios generalizados, pero también necesitamos que la energía llegue a cada rincón de nuestro país, porque ningún crecimiento serio excluye de sí a parte de la población: o se crece en conjunto, o no es crecimiento.
Hacia el futuro
A medida que pasa el tiempo, el mundo nos va convirtiendo cada vez más en seres electrodependientes. De la heladera, primer electrodoméstico, pasamos a la TV, al lavarropas, al Aire Acondicionado, a la infinidad de pequeños electrodomésticos, computadores, teléfonos celulares, portones eléctricos, servicio de Internet y, ahora, motos y hasta autos eléctricos. Para usar todo eso, tenemos que disponer de energía eléctrica. ¿Está Argentina preparada para recibir un nuevo impulso para la demanda eléctrica?
El sistema plenamente estatal no dio solución. Luego, el mercado tampoco terminó de dar solución. Lo genuino sería que el sistema eléctrico se pudiera sostener por sí mismo, sin perder el objetivo de resolver la necesidad de expansión del sistema.
Por eso, debemos invertir y formar recursos humanos en el sector eléctrico. Porque la diversidad en la matriz energética y el transporte, en particular, son vitales para tener un país integrado eléctricamente, y eso requiere esfuerzo económico y capacitación.
Con un sistema robusto y con las decisiones e inversiones adecuadas, el servicio puede volver a ser confiable, accesible y consolidarse como el recurso que favorece el crecimiento de nuestro país.
En resumen, si yo nací en el Gran Buenos Aires y, como a miles de chicos, me fue difícil ver televisión, y aún hoy, con varias crisis transitadas, nos es complejo integrar el país eléctricamente y dar una prestación eficiente a toda la sociedad, ¿no será que culturalmente nos cuesta considerar a los servicios públicos esenciales como promotores del progreso social?
*Director de Fundelec. Fuente de datos: INDEC,
Secretaría de Energía y CAMMESA.
Emilio Apud *
En lo que va del gobierno de Milei el sector energético debió subordinar su accionar, al objetivo excluyente e impostergable de evitar el caos ante la crítica situación en que dejó la economía el gobierno de Fernández. En lo que va de 2025 también a los requerimientos políticos de un año electoral en el que controlar la variable IPC es prioritario por su gran incidencia en el humor del votante.
La situación del área energética heredada también fue crítica en general pero principalmente en sus aspectos técnicos, económicos y financieros.
Veamos. Hasta ahora, el 90% de la energía producida en el país se destinó a la demanda interna que es la que debiera financiar al sector, como lo hiciera hasta 2003, mediante el pago de tarifas y de precios vinculados a los costos económicos de los servicios y bienes que provee. Pero, por imposición del populismo energético, exacerbado en el cuarto gobierno K, esa demando llego a pagar menos del 20% en los servicios de electricidad y gas y valores discrecionales en los combustibles a pesar de tener estos precios desregulados.
Subsidios insuficientes a la producción y congelamiento tarifario a los segmentos regulados en una economía con inflación exorbitante, provocaron descapitalización de los activos productivos por falta de inversión, una mayor inflación por la emisión monetaria destinada a los subsidios y un crecimiento dispendioso de la demanda ante una señal de precios ridículamente bajos. Es decir, menor oferta, mayor demanda, pero insatisfecha, cortes e inflación, a cambio de una ficción tarifaria que generaba beneficios políticos a los gobiernos K.
En la industria petrolera las inversiones se limitaban a lo necesario ya que había intervención discrecional del gobierno en los precios del crudo y de los combustibles, valiéndose de la posición oligopólica de YPF empresa en la que el estado controla el management y el 51% de las acciones. Los contados desarrollos que hubo en el sector en esas condiciones se lograron mediante subsidios del estado ocultos bajo el título de incentivo a la producción, como el Plan Gas y financiaciones del estado para construir infraestructura en gasoductos a precios excesivos aceptados por las urgencias del desabastecimiento y los costos de importación del gas.
No obstante, esa herencia y las restricciones por la emergencia económica, durante 2024 el gobierno avanzó exitosamente en volver a generar ingresos genuinos en el sector reduciendo significativamente subsidios directos, a los productores e indirectos a los distribuidores. Se revirtió la insostenible relación de inicio 70% subsidios del Estado y 30% pago de los usuarios, pero no se pudo completar la tarea de sanear completamente la economía del sector que aún depende de algunos aportes públicos que deberían desaparecer para que la energía funcione con sus propios recursos.
Sigue vigente la segmentación de los usuarios residenciales en función de sus ingresos establecida por el gobierno anterior. Recordemos que el segmento N1 comprende a los de mayor poder adquisitivo, el N2 a los de menor poder y el N3 representando a usuarios de clase media baja. Con los ajustes realizados, a fines del año pasado quedaban todavía 9,5 millones de usuarios de electricidad que pagaban menos del 40% y 5,4 millones de gas menos del 50 %.
Esa porción de la demanda aún subsidiada más las importaciones de gas no cubiertas por las tarifas significaron aportes del tesoro del orden de los USD 6.000 millones.
Durante el presente año electoral se trató de mantener las proporciones de fines del año pasado mediante ajustes cercanos a la inflación, al incumplimiento de acuerdos hechos con generadores y distribuidores en el sector eléctrico y no trasladando al precio del gas los incrementos en el valor del dólar. Otra vez el sector energético participa en la campaña electoral, prioridad 2025 del gobierno. Pero cada vez queda menos margen para restricciones y postergaciones en la energía. Y aquí es necesario destacar la situación dispar que atraviesan los sectores Oil & Gas, o petrolero, por un lado y el eléctrico por otro. Es mucho más crítico el cuadro de situación del sector eléctrico, que tiene buena parte de sus servicios regulados y con decisiones pendientes que debe definir el Estado previo a cualquier convocatoria a la inversión privada.
Dentro del sector petrolero hay que distinguir el negocio del crudo del del gas. En un contexto internacional favorable para el mercado del petróleo y con oferta competitiva en cantidad y precio por los niveles de productividad y eficiencia alcanzados por la industria petrolera en Vaca Muerta, VM, se produjeron inversiones significativas en oleoductos para una evacuación creciente del petróleo de VM con destino a la exportación, tales los casos de la inversión en curso para el oleoducto VM sur y la reciente ampliación del Oldelval. Es decir, las favorables condiciones del mercado internacional del crudo junto las mejoras regulatorias e incentivos como el RIGI, introducidas por el actual gobierno, crearon las condiciones propicias para que las empresas privadas encararan estas inversiones y el desarrollo del mercado de exportación.
En cambio, en gas el tema es algo más complejo. Las empresas deben encarar un negocio nuevo, la exportación al competitivo mercado mundial de gas natural ya que hasta el presente sólo vivió del doméstico y algo del regional, siempre con ayudas del Estado de las que, afortunadamente, ya queda poco. Con el inmenso recurso de Shale gas de VM, el conocimiento y experiencia que las empresas adquirieron para su explotación vía fracking o fractura hidráulica, ahora es necesario invertir en las plantas de licuefacción para transformar al gas en GNL, única forma de transportarlo a otros continentes. Ello implica además la inversión en infraestructura de gasoductos, en el futuro todos dedicados, que unirán VM con las plantas de GNL en el golfo de San Matías. Se encuentran en marcha planes para la exportación de GNL encarados por grupos de petroleras y se espera la llegada de las primeras plantas de licuefacción que operarán en buques especiales amarrados en Punta Colorada para 2027. El plan prevé hacia 2030 ingresos por exportación de GNL del orden de los USD 30.000 millones. Este proyecto requerirá acción en ambos extremos del negocio exportador: el upstream o yacimiento de VM y el cliente internacional, que es el que fijará el precio al que deberá ajustarse toda la cadena de valor. Constituye un gran desafío para una industria acostumbrada a demandas cautivas y a subsidios e intervenciones del Estado.
Donde el problema es mayor y requiere de tratamiento urgente es en el sector eléctrico que se encuentra en estado crítico después de más de 20 años de desinversión. Los tres segmentos que los compones Generación, Transporte y Distribución se han descapitalizado en tal magnitud que serían necesarias inversiones del orden de los USD 25.000 millones para alcanzar la calidad de servicio que había en 2003.
Hoy el sistema eléctrico argentino esta operando al límite, sin capacidad para atender nuevas demandas y con un nivel de confiabilidad muy bajo debido a la gran probabilidad de falla en cualquiera de sus tres componentes. La generación no tiene reserva técnica y opera con máquinas de bajo rendimiento por antigüedad y falta de mantenimiento adecuado. El sistema de transporte ya no cuenta con capacidad para transportar energía de nuevos emprendimientos eólicos en la Patagonia o solares en el NOA ni para abastecer al AMBA en forma segura. Pero lo mas grave es que esa situación puede hacer colapsar el servicio en todo el país como ya ha ocurrido.
La distribución, último eslabón de la cadena de abastecimiento eléctrico y el más expuesto a la opinión pública por estar en contacto con la demanda residencial, es donde se producen las interrupciones más frecuentes de servicios a raíz de la obsolescencia de la red y a su atraso tecnológico.
Para facilitar los proyectos de petróleo y gas, que están bien encaminados, y resolver el grave problema del sector eléctrico, a partir del año entrante ya sin elecciones y con la macro estabilizada, se debería reformular la organización de la conducción política del sector en cabeza de la Secretaría de Energía. No tiene sentido realizar parches en una estructura deformada después de más de 20 años de intervencionismo. Tampoco lo tiene ante los nuevos objetivos que debe encarar la conducción del sector que son: impulsar la exportación de gas y petróleo, y concitar el interés inversor en el descapitalizado sector eléctrico.
En esa nueva configuración de la Secretaría de Energía ya no sería necesaria la figura del Secretario Coordinador creada como alter ego del ministro Caputo ante la necesidad de ejercer el control en el área durante la etapa de recuperación de la estabilidad macro. Las reformas estructurales y necesaria de la cartera de energía mencionadas deberían incluir además el demorado cierre de ENARSA, la reducción del rol de CAMMESA solo a la ejecución del despacho económico de cargas y la desregulación más amplia posible para el ejercicio libre y directo entre la oferta y la demanda.
*Ingeniero consultor, Consejero Académico de la fundación Libertad y Progreso. Fue Secretario de Energía y Director de YPF.
María del Rosario Martínez
Editora
En el nacimiento de las reformas estructurales que transformaron al sector energético argentino a comienzos de la década de 1990, Energía&Negocios irrumpió como un medio pionero que supo leer los signos de su tiempo. No fue una publicación más: fue el primer tabloide del país y del mundo dedicado en forma exclusiva y sistemática a la cobertura de la energía en todas sus dimensiones—petróleo, gas, electricidad y regulación.
Surgido en los tiempos de las privatizaciones, durante el reordenamiento institucional y empresarial del sector, Energía&Negocios ofreció desde sus primeras ediciones un abordaje profesional y especializado, con análisis técnicos, entrevistas, marcos normativos y una lectura aguda de las dinámicas empresariales.
Su público no era el lector casual: estaba pensado para decisores, consultores, reguladores e inversores que, ante el vértigo de los cambios, necesitaban comprender con rigor el nuevo mapa energético.
A diferencia de boletines institucionales o revistas técnicas de corte científico, su propuesta editorial apostó desde el inicio por la independencia y la construcción de un discurso periodístico propio, riguroso pero accesible, atento tanto a la coyuntura como a las tendencias de fondo. Su identidad se consolidó en formato papel, con ediciones mensuales que funcionaban como verdaderos dossiers temáticos, y supo adaptarse a los cambios tecnológicos migrando más tarde al entorno digital sin perder su impronta sectorial.
En un tiempo cuando los grandes diarios trataban a la energía apenas como un renglón dentro del tablero económico, y donde las revistas del sector se enfocaban en lo estrictamente técnico, Energía&Negocios se erigió como un medio singular, que logró articular información especializada con mirada periodística.
Por todo esto, más que una simple publicación, Energía&Negocios fue y sigue siendo testigo y partícipe de las grandes transformaciones del entramado energético argentino. Su legado es el de haber construido un espacio de reflexión, información y debate que aún hoy conserva vigencia frente a medios más recientes del eco-sistema digital.
Energía&Negocios es el lector que nos sigue desde el principio, son los profesionales que forman parte de nuestro staff, los columnistas y referentes que nos acompañan con sus artículos y los auspiciantes que no han dejado de apoyarnos.
A todos ellos muchas gracias
Energía&Negocios cumplió tres décadas informando al sector energético
La primera transición de la democracia
El primer presidente del nuevo ciclo democrático, Raúl Alfonsín, con un enfoque desarrollista, intentó preservar el rol del Estado en áreas estratégicas y promover acuerdos sociales.
El Plan Houston, lanzado en 1985, propuso reactivar la producción hidrocarburífera sin ceder la soberanía estatal sobre los recursos mediante la cooperación público-privada, pero con límites. Bajo un esquema de contratos de riesgo, YPF conservaba la propiedad del crudo mientras las empresas privadas financiaban y ejecutaban las tareas de exploración.
Si bien el plan atrajo inversiones y generó cierta dinamización sectorial, sus resultados fueron moderados debido a la crisis económica, la falta de continuidad institucional y las tensiones internas sobre la apertura a actores extranjeros.
A pesar de las reformas monetarias como el Plan Austral, la hiperinflación y el colapso económico, sumados a las presiones políticas producto del juicio a las juntas militares precipitaron el fin del ciclo alfonsinista.
Alfonsin adelantó la entrega del mando en 1989, dando paso a Carlos Saúl Menem, cuyo gobierno, pese a su origen peronista, adoptó la agenda neoliberal.
Esta transición marcó el abandono definitivo del modelo industrialista de posguerra y el inicio de una etapa de reformas estructurales profundas —privatizaciones, apertura comercial y convertibilidad— que reconfiguraron la economía argentina bajo la lógica del mercado y el capital transnacional. La salida del gobierno argentino de Raúl Alfonsín coincidió, en el plano internacional, con la caída de Muro de Berlín dio paso al fin de la bipolaridad que había marcado las relaciones internacionales desde la Segunda Guerra Mundial. Los EE.UU. de inmediato impusieron las recetas para dictar las reglas del nuevo Orden Mundial.
De la Rioja a la estratósfera
Menem fue, sin duda, una de las figuras más singulares de la política argentina, hasta hoy sólo superado por el excéntrico Javier Milei. Parecía salido de una novela de realismo mágico, trayendo promesas de una osadía inauditas, como el famoso “Canal Federal”, que llevaría agua desde Tucumán hasta La Rioja y Santiago del Estero, o la inminente llegada de la revolución productiva. Gobernó con estilo propio: abrazando a Bush, abrazando a los Rolling Stones, y abrazando al neoliberalismo como si fuera la receta mágica. Menem convirtió a la Casa Rosada en una especie de set de televisión donde todo era posible, todo menos que la convertibilidad durara para siempre.
El inicio de su mandato tuvo ciertos tropiezos, pero su gestión quedará marcada por su proyecto de Reforma del Estado, plasmado en la ley 23.696. Se estableció el marco legal para la privatización masiva de empresas públicas y la reestructuración del aparato estatal, en sintonía con el recetario del Consenso de Washington. Esta transformación redujo drásticamente la presencia del Estado como productor, transfiriendo funciones clave al capital privado, tanto nacional como extranjero. Empresas emblemáticas como YPF, ENTEL, Gas del Estado, SEGBA y los ferrocarriles fueron vendidas —muchas veces a precios subvaluados y sin mecanismos eficaces de control social—, consolidando una lógica de mercado que subordinó el interés público a la rentabilidad. Si bien el proceso generó una modernización inicial y atrajo inversiones, dejó como legado una matriz económica fragmentada, una pérdida significativa de soberanía sobre sectores estratégicos y una creciente vulnerabilidad frente a los vaivenes del capital financiero global.
La Convertibilidad y su legado estructural
La Ley de Convertibilidad de 1991, que equiparó peso y dólar, logró contener la hiperinflación, pero al costo de hipotecar la soberanía monetaria y cambiaria. Este esquema, apoyado por una profunda desregulación y liberalización financiera, atrajo capitales especulativos y facilitó la venta del patrimonio estatal, mientras debilitaba la industria nacional. La aparente estabilidad de los primeros años ocultó una matriz económica frágil, desindustrializada y vulnerable, cuyas consecuencias —desempleo, desigualdad y pérdida de control estratégico— se manifestarían con crudeza en la crisis del 2001.
El vértigo de la transformación
El último lustro del siglo XX fue, para la Argentina, un tiempo de redefiniciones profundas en el tablero energético. El país transitaba un proceso de reforma estructural que había comenzado en la década anterior, y que encontraba en el sector energético un terreno fértil para la inversión privada, la apertura internacional y la competencia. En ese contexto, la energía se convirtió no sólo en un vector de desarrollo económico, sino también en un espacio de reconfiguración del poder empresario, de integración regional y de articulación con el capital transnacional.
La década de los noventa fue testigo de privatizaciones, asociaciones estratégicas, procesos de concentración, internacionalización de firmas nacionales y llegada de grandes conglomerados extranjeros. Nuevos gasoductos, megaproyectos industriales y alianzas entre compañías marcaron una etapa de dinamismo sin precedentes. Esta cronología recoge, con espíritu sintético pero con mirada analítica, los principales hitos acontecidos entre 1995 y 2000 en ese escenario de efervescencia, incertidumbre y transformación.
Una tormenta de novedades
1995 Se editó la primera edición de Energia&Negocios cuya tapa abrió con una disputa decisiva entre los proyectos TransGas y GasAndes, que competían palmo a palmo por la concreción de un gasoducto binacional hacia Chile, símbolo de una época en que la integración energética con el vecino país se tornaba estratégica. En paralelo, el Estado nacional avanzaba en el proceso de desinversión, licitando la venta de la emblemática Petroquímica de Bahía Blanca. Por su parte, la estadounidense Amoco y la argentina Camuzzi sellaban una asociación para adquirir una planta de energía en la Patagonia, mientras Total comenzaba a trabajar en el yacimiento Hidra Sur, de alta complejidad técnica y potencial productivo.
1996 La expansión de la infraestructura energética continuó con el llamado a licitación para el tendido de las redes de transporte correspondientes a la cuarta línea del sistema Comahue. Se definía además la fecha de capitalización de YPFB, en Bolivia, siguiendo un modelo inspirado en la experiencia argentina.
Ese mismo año, Repsol consolidaba su presencia en el país mediante la compra del 37,7% de las acciones de Astra, como parte de su estrategia regional de expansión. La obra pública también se dinamizaba: SADE, TGS y Pietroboni se adjudicaban la construcción del Gasoducto de Entre Ríos.
En la Cuenca Austral, Total alcanzaba una producción de 10 millones de m³, mientras comenzaban las primeras exportaciones de gas a Chile: un consorcio liderado por Bridas, Chauvco e YPF enviaba dos millones de metros cúbicos diarios a la planta de Methanex. A su vez, TermoAndes lanzaba su proyecto de exportación eléctrica hacia Chile a través de la provincia de Salta.
90 Años del descubrimiento
1997 Los grandes jugadores del sector se movían con agilidad. Petrobras, YPF y Dow Química anunciaban la construcción conjunta de una planta separadora de gases en Loma La Lata. Gaz de France ingresaba al mercado local al quedarse con la distribución de gas en la novena zona (que abarcaba Entre Ríos, Corrientes, Formosa, Chaco y Misiones).
La integración energética con Chile se fortalecía con la construcción del Gasoducto de Atacama, en manos de CMS y Electricidad de Chile. En tanto, la firma IMPSA firmaba un acuerdo con la constructora china State Construction Engineering para desarrollar proyectos conjuntos. Ese mismo año, Energía & Negocios editaba una obra conmemorativa: Historia del Petróleo de la Argentina, celebrando los 90 años de su descubrimiento.
Los grandes cambios
La colaboración entre TransGas (Enap e YPF) y Gas del Sur (Nova) dio origen al proyecto Gasoducto del Pacífico, que se consolidó como símbolo de cooperación energética regional. YPF, Pérez Companc y Agrium emprendían la construcción de la mayor planta de amoníaco del mundo, reafirmando la tendencia hacia los megaproyectos.
En el ámbito internacional, INVAP inauguraba un reactor atómico de 22MW en Egipto, orgullo de la tecnología nuclear nacional. Roberto Monti asumía la presidencia de YPF, mientras que se multiplicaban las operaciones de compra y fusión: Pérez Companc se adjudicaba un contrato en Perú, comenzaba a producir en Bolivia, creaba Pecom y compraba activos en Brasil; Total se asociaba con Dapsa para fundar Total Lubricantes Argentinos; Shell adquiría el yacimiento Acambuco a PanAmerican.
A su vez, Enargas autorizaba la construcción de los gasoductos Norandino y Atacama. AES compraba a Techint el 90% de las acciones de Edelap. Uruguay adjudicaba la obra del gasoducto Buenos Aires–Montevideo a un consorcio liderado por Panamerican Energy, British Gas y ANCAP. Electricité de France (EDF) se hacía con el 51,5% de la Empresa Distribuidora de Mendoza, y Techint ingresaba al mercado venezolano adquiriendo el 70% del complejo Sidor. La refinería de San Lorenzo ampliaba su capacidad con nuevas plantas de asfalto y despacho. YPF sumaba el 18,67% de la canadiense Bitech Petroleum Co., mientras Pluspetrol compraba dos áreas en Bolivia. En materia institucional, se reglamentaba la Ley de Actividad Nuclear, y Carlos Menem vetaba la Ley de Energía Eólica. Miguel Madanes reemplazaba a Nells León como presidente de YPF. Entre los grandes movimientos globales, Exxon y Mobil se fusionaban, formando la petrolera más grande del mundo, y Total adquiría Petrofina por más de 11.000 millones de dólares.
La acción de oro
El año estuvo marcado por la compra de YPF por parte de Repsol, operación que redefinió el mapa energético argentino. La norteamericana LG&E adquiría el 28% de los activos de Invergás (propiedad del Grupo Soldati) por 75 millones de dólares. Ancap sellaba una alianza con Loma Negra para la producción de cemento y también se quedaba con las estaciones de servicio de Sol Petróleo.
Chevron concretaba la adquisición de San Jorge, y TotalFina se fusionaba con la belga Elf Aquitaine, consolidando su peso internacional. El Gasoducto del Pacífico entraba finalmente en operación, y Repsol YPF lograba el control de Gas Natural, culminando un proceso de integración vertical. En lo político, Fernando de la Rúa asumía la presidencia de la Nación.
El nuevo milenio
2000 marcó un hito en la integración energética regional con el inicio de las exportaciones de gas natural argentino hacia la ciudad brasileña de Uruguaiana, consolidando así uno de los principales ejes del comercio energético en el Mercosur. En paralelo, se lanzó la licitación para la ampliación del complejo hidroeléctrico de Yacyretá mediante el aprovechamiento del brazo Aña Cuá, con el objetivo de fortalecer la generación de energía renovable y binacional.
2001 en tanto, estuvo signado por un notable dinamismo en el mercado energético y una intensa actividad de reconfiguración empresarial. La firma estadounidense AES adquirió el 61,5% de Gener, ampliando su presencia en el sector de generación eléctrica. Al mismo tiempo, Petrobras dio un paso estratégico al iniciar la producción de gas natural en Bolivia, reforzando su papel como actor clave en el abastecimiento energético del Cono Sur.
En cuanto a los activos de transporte y distribución, Repsol se desprendió del 36% de su participación en el oleoducto Trasandino, mientras que TotalfinaElf expandió su presencia en el sistema gasífero regional mediante la adquisición de acciones en Transportadora de Gas del Norte (TGN), GasAndes y Transportadora de Gas del Mercosur (TGM). En esa misma línea de consolidaciones, Electricité de France ingresó al mercado argentino al comprar el 80% de Edenor, una de las principales distribuidoras eléctricas del país.
Como reflejo de la creciente importancia del sector energético en el entramado geopolítico y económico del Mercosur, se publicó una edición bilingüe de La Energía y sus Protagonistas, una obra que reunió información clave sobre organismos, autoridades y principales referentes de la industria regional; y primer Quien es Quien de la Energía del Mercosur.
En este escenario, la energía se posicionaba no sólo como motor del desarrollo, sino también como terreno de disputas estratégicas y reconfiguración empresarial a escala continental.
El fin de la convertibilidad
A pesar de la dinámica de los negocios en 2001 del sector energético, la economía argentina atravesaba una de las crisis más profundas de su historia: fuerte recesión, el aumento del desempleo y la pobreza, la fuga de capitales y la pérdida de confianza en el sistema financiero.
El estallido se produjo tras años de endeudamiento externo, ajuste fiscal y recesión económica.
El gobierno impuso el “corralito”, que restringió el retiro de dinero de los bancos, lo que provocó protestas masivas, disturbios que concluyeron en la renuncia del presidente Fernando de la Rúa –que se negó a salir de la convertibilidad– en diciembre de ese año.
La crisis derivó en una grave inestabilidad política y social, con cinco presidentes en menos de dos semanas y la derogación del régimen de convertibilidad —que equiparaba el peso al dólar— generó un fuerte impacto sobre los contratos pactados en moneda extranjera.
Nuevo ciclo político
2002 se inició un nuevo ciclo político, con el presidente elegido por la Asamblea nacional, Eduardo Duhalde, quien asumió el cargo el 2 de enero de ese año tras la renuncia de Fernando de la Rúa en diciembre de 2001 y una breve sucesión de presidentes interinos.
Duhalde gobernaría hasta el 25 de mayo de 2003, cuando le entregó el mando a Néstor Kirchner, electo presidente ese mismo año. Su gestión fue clave en la transición tras la crisis de 2001, incluyendo la salida de la convertibilidad y la devaluación del peso.
Para enfrentar esta situación, el Congreso sancionó la Ley 25.561 de Emergencia Pública en enero de 2002, que declaró la emergencia económica y dispuso la pesificación de las obligaciones contractuales expresadas en dólares, convirtiéndolas a pesos a una paridad de uno a uno. Esta medida, conocida como “pesificación asimétrica”, buscó proteger a los deudores frente a la brusca devaluación del peso, pero alteró profundamente los términos contractuales y generó conflictos entre particulares y con el Estado, especialmente en relación con los derechos adquiridos algunos de los cuales fueron renegociados mientras que otros terminaron en el CIADI.
Negocios en 2002
El Gasoducto Cruz del Sur, emblema de la integración energética entre Argentina y Uruguay, alcanzó finalmente la ciudad de Montevideo. Sin embargo, el contexto de crisis económica y la abrupta devaluación del peso argentino triplicaron el precio del metro cúbico, poniendo en evidencia los desafíos de estabilidad macroeconómica en la región.
Mientras tanto, Tenaris expandía sus horizontes: sus exportaciones crecían y sus acciones alcanzaban nuevos máximos, consolidando su perfil global. En el norte argentino, Refinor emprendía la construcción de una planta de almacenaje de propano y butano, reforzando la infraestructura de líquidos del gas.
El ciclo Kirchner
El país sufría las consecuencias de la crisis económica: la producción petrolera cayó más de un 3% y se multiplicaban las rupturas de contratos en un clima de recesión. En el sector eléctrico, los precios de generación se habían reducido drásticamente en los últimos ocho años, alcanzando los 23 dólares por megavatio-hora, una cifra que reflejaba la contracción del mercado.
En mayo, Néstor Kirchner asumía la presidencia de la Nación, iniciando un nuevo ciclo político. Mientras tanto, Petrobras descubría la mayor reserva gasífera de Brasil, Tenaris se consolidaba en el mercado chino, y PDVSA desembarcaba en Argentina con su marca PDV. A nivel interno, el Estado argentino reconocía a las provincias el derecho de otorgar permisos de exploración, descentralizando competencias. No obstante, las reservas hidrocarburíferas seguían en descenso. En contraste, un desarrollo tecnológico destacaba por su originalidad: la Argentina exportó a Francia una turbina generadora de energía undimotriz, desarrollada por la Universidad Nacional de La Plata. Sin embargo, las exportaciones de crudo cayeron un 15%, signo de una industria aún golpeada.
2004 Este año trajo consigo importantes movimientos empresariales y proyectos estratégicos. Pan American Energy adquirió a Repsol el 35% de los bloques exploratorios en la Cuenca Malvinas y en áreas costa afuera. Transportadora de Gas del Sur anunció mejoras en el Gasoducto Cordillerano, mientras que GasAtacama ampliaría su capacidad de transporte. A su vez, se acordó la traza definitiva del Gasoducto del Noreste Argentino (GNA), infraestructura clave para llevar gas a regiones históricamente postergadas. Se lanzó el Plan Nacional Minero y, frente a la insuficiente capacidad de transporte de gas, comenzaron negociaciones para importar gas desde Bolivia. La Refinería de La Plata registró niveles récord de producción. En el plano provincial, Entre Ríos recuperó el control de Edeersa, con la transferencia del 51% de sus acciones. Perú logró abastecer con gas de Camisea a Lima y Callao, y en Argentina se lanzó la licitación del Gasoducto del Nordeste. El Congreso nacional, por su parte, aprobó la creación de Enarsa, una empresa pública con la misión de recuperar el rol del Estado en el sector energético.
2005 La reconfiguración del mapa energético continuó con intensidad. Dow Chemical adquirió la totalidad de PBB Polisur, mientras que Repsol YPF vendió el 50% de Petroken. Electricité de France, por su parte, se retiró del país, vendiendo Edenor al fondo Dolphin, liderado por Marcelo Mindlin. En el ámbito offshore, comenzaron a producir los yacimientos Carina y Aries, bajo la conducción del consorcio liderado por Total Austral.
Petrobras compró Gaseba Uruguay, y Enarsa firmó acuerdos de exploración en el Mar Argentino junto a Petrobras, PetroUruguay y Repsol YPF. En paralelo, el gobierno de Tierra del Fuego selló un entendimiento con Sipetrol para impulsar la exploración provincial. En diciembre, Argentina sorprendía al mundo cancelando de forma anticipada su deuda con el Fondo Monetario Internacional, en un gesto de soberanía financiera.
2006 El dinamismo continuó: Apache adquirió Pioneer, mientras que Brasil alcanzaba un logro histórico al conseguir el autoabastecimiento energético. Pampa Holding compró el 83% de Central Puerto y Tecpetrol expandía sus operaciones hacia Venezuela. Tecna, por su parte, vendía el 50% de sus acciones a Isolux. En la Patagonia, Emgasud anunció la construcción de un polo energético en Chubut. Total se desprendió de sus activos eléctricos, mientras que Central Puerto adquiría por completo la generadora térmica de Loma La Lata.
2007 La consolidación energética se acentuó. SADESA adquirió la hidroeléctrica Piedra del Águila y los activos de CMS, mientras que Pampa Energía compró Powerco, controlante de la central térmica Güemes.
Enarsa se posicionaba como actor central en el desarrollo del Gasoducto del Noreste Argentino. Petrobras, por su parte, profundizó su presencia en Neuquén con la compra a ConocoPhillips de participaciones clave en los yacimientos Sierra Chata y Parva Negra. La provincia de Chubut renovó por treinta años la concesión del área Cerro Dragón a Pan American Energy. En el plano internacional, se inauguró en Sídney un reactor nuclear de investigación desarrollado en Argentina, ejemplo del potencial tecnológico nacional. A nivel doméstico, comenzaron las operaciones del Gasoducto Patagónico y Albanesi realizó una inversión de 100 millones de dólares para aumentar la potencia de su planta en Córdoba. Pero también emergieron tensiones: en medio de una crisis energética, Argentina interrumpió los envíos de gas natural a Chile. A fines de año, Cristina Fernández de Kirchner asumía la presidencia de la Nación.
2008 El año estuvo marcado por nuevas exploraciones y descubrimientos. Pan American Energy halló nuevas reservas en Cerro Dragón y Pluspetrol desarrolló activos en Bolivia. Pampa Energía prometió una inversión de 560 millones de dólares en generación. Enarsa lanzó un ambicioso programa de exploración offshore, mientras que Petrobras descubría más petróleo en la Cuenca de Espíritu Santo y compraba los activos de Esso en Chile. La represa de Yacyretá alcanzaba un récord de generación, y se iniciaba la construcción de la línea NEA–NOA. El Gobierno lanzó dos programas clave: Petróleo Plus y Gas Plus, ambos orientados a estimular la inversión en exploración y producción. Medanito inauguró una planta de compresión en Neuquén.
En Chile, PAE se preparaba para iniciar actividades exploratorias. Brasil sorprendía al anunciar el hallazgo de gigantescas reservas —estimadas en 33 mil millones de barriles— en el presal del Atlántico sur, en los campos Pão de Açúcar y Carioca.
2009 La Compañía General de Combustibles (CGC) descubrió nuevos hidrocarburos en Río Negro, mientras que Total obtenía la extensión de los contratos de Aguada Pichana y San Roque. Edesur pasó al control del grupo italiano Enel, y Capex logró extender la vigencia de su contrato en Agua del Cajón hasta 2026. En el Golfo San Jorge, Pan American Energy iniciaba su incursión offshore, sumándose a la tendencia de exploración en áreas marítimas.
2010 El programa Gas Plus alcanzaba su tercera fase, mientras se inauguraba el Gasoducto Transmagallánico, integrando aún más el sur del país. En el plano empresarial, Bridas vendía el 50% de sus activos a la empresa china CNOOC, y luego adquiría el 60% de PAE, consolidando su control. Pampa Energía y Apache firmaban un acuerdo para el desarrollo de gas no convencional, señalando el inicio de una nueva etapa en la matriz energética nacional.
2011 Fue un año de hitos. Tecpetrol realizaba un importante hallazgo en el área Los Bastos, y se licitaba el primer tramo del Gasoducto del Noreste Argentino. Pampa Energía adquiría los activos argentinos del fondo Ashmore. Se alcanzaba la cota máxima de Yacyretá, y se inauguraba el parque eólico Arauco, un símbolo de la diversificación energética. YPF, ya bajo gestión nacional, anunciaba el descubrimiento de un megayacimiento de shale oil en Loma La Lata, al tiempo que se iniciaban operaciones en la regasificadora de Escobar. En energía nuclear, se aprobó el proyecto de turbinas en Aña Cuá y se firmaron los contratos para extender la vida útil de la Central Embalse.
El país lograba, además, un avance sin precedentes en exploración no convencional, con la perforación del primer pozo horizontal multifracturado de América Latina. La producción petrolera alcanzaba su mayor nivel desde mayo de 2011.
2012 El conflicto en torno a las Islas Malvinas resurgió con fuerza, cuando el gobierno argentino inició acciones contra la exploración ilegal en aguas circundantes.
Mientras tanto, la Cámara de Diputados aprobaba el proyecto para expropiar el 51% de YPF, dando lugar a un giro histórico en la política energética. Ese mismo año, Carlos Slim adquiría el 8,4% de las acciones de la petrolera. En simultáneo, se inauguraron importantes obras: la central termoeléctrica de Ensenada, la central Brigadier López y plantas de Energías Sustentables en San Juan. YPF y Chevron anunciaban una alianza estratégica para desarrollar Vaca Muerta, y Bridas completaba la compra de Esso, relanzando su marca como Axion Energy.
Una nueva etapa
2013 El desarrollo masivo de Vaca Muerta comenzó a consolidarse: YPF, junto a Chevron, Dow, Shell y otras operadoras, protagonizaban una nueva era energética. Ese acuerdo (YPF-Chevron) fue clave para impulsar la exploración de hidrocarburos no convencionales.
Ese mismo año, el gobierno de Ecuador –por medio de su justicia– intentó la ejecución de la sentencia a Chevron por más de USD 19.000 millones por contaminación en la Amazonia. No hay registro de que Kirchner condicionara el freno a la ejecución del “exequatur” a cambio de permitir el desarrollo de Vaca Muerta. No obstante, la Corte Suprema argentina levantó ese embargo para permitir el acuerdo energético con YPF y Chevron en Vaca Muerta.
PAE asumió el compromiso de invertir 3.400 millones de dólares en sus operaciones de exploración y producción de gas en el país durante el quinquenio comprendido entre 2013 y 2017. Total y la alemana Wintershall invertirán 2.100 millones de dólares en los próximos cinco años para producir gas natural en Argentina.
Bridas y sus socios asumieron compromisos millonarios en exploración y producción; Total y Wintershall anunciaron inversiones por más de 2.000 millones de dólares; y Tecpetrol lideraba perforaciones en Aguaray.
La UTE Aguarage, operada por la petrolera Tecpetrol e integrada por YPF, Petrobras, Ledesma y Exxon Mobil, comenzó a perforar 3 pozos ubicados en sus áreas de Campo Durán en jurisdicción del municipio de Aguaray y en Alto Yariguarenda.
Corporación América, del empresario Eduardo Eurnekian, adquiría CGC por 200 millones de dólares, marcando otro hito en la recomposición del capital nacional. YPF retomaba áreas que le habían sido revertidas en la era Repsol y profundizaba su presencia en Bolivia. Entre tanto, se inauguraban plantas de hidrotratamiento en Mendoza, se adjudicaban las obras de las represas de Santa Cruz y se conectaba finalmente a Río Gallegos al sistema nacional.
El grupo Corporación América, encabezado por el empresario aeroportuario Eduardo Eurnekian, concretó la adquisición del 81% de la petrolera Compañía General de Combustibles (CGC) al fondo de inversión Southern Cross, por un valor de 200 millones de dólares. La compañía, con 16 áreas de exploración y producción de hidrocarburos, se integraba así a uno de los conglomerados empresariales más influyentes del país.
En paralelo, YPF avanzaba en múltiples frentes estratégicos. Recuperó tres áreas en Neuquén, luego de que el gobierno provincial revocara los decretos que se las había revertido durante la etapa en que la empresa estaba bajo control de Repsol. En Chubut, iniciaba exploración no convencional, mientras que en Bolivia desplegaba sus primeras campañas exploratorias, afianzando su proyección regional.
La ahora estatal selló además una alianza con Dow para el desarrollo de Vaca Muerta, donde Shell anunciaba un nuevo hallazgo, confirmando el potencial del yacimiento.
En Mendoza, YPF inauguró dos plantas de hidrotratamiento de gasoil y naftas en el Complejo Industrial Luján de Cuyo, destinadas a producir combustibles con bajo contenido de azufre. También sobre el río Mendoza, puso en marcha el aprovechamiento hidroeléctrico Luján de Cuyo.
En el sur del país, se adjudicaron finalmente las obras de las represas “Néstor Kirchner” y “Jorge Cepernic” a la Unión Transitoria de Empresas conformada por Electroingeniería, Hidrocuyo y la china Gezhouba. En la misma región, se inauguró la interconexión de Río Gallegos al sistema eléctrico nacional, un hito largamente esperado en la Patagonia austral.
La expansión productiva se coronó el 28 de noviembre, cuando YPF alcanzó los 38.793 metros cúbicos diarios de crudo, el mayor volumen desde mayo de 2011, reafirmando su papel como columna vertebral de la matriz energética argentina.
2014 La actividad energética y minera vivía un periodo de expansión sin precedentes. El sector minero alcanzaba un récord de inversión, mientras en el frente hidrocarburífero YPF sumaba nuevos hitos: descubría un bloque en Los Caldenes, Río Negro; hallaba gas y petróleo en Santa Cruz; y concretaba la compra de Apache, con la que formó YSUR e inició un plan de inversión de 700 millones de dólares en Tierra del Fuego.
En el plano internacional, la petrolera estatal colocó 1.000 millones de dólares en el mercado financiero y recibió un espaldarazo de George Soros, quien adquirió el 3,5% de sus acciones. Además, selló un acuerdo con Petroamazonas, de Ecuador, para optimizar la producción en el Campo Yuralpa.
Las asociaciones estratégicas también se multiplicaban. Enarsa y Gas y Petróleo del Neuquén pactaron el desarrollo de Aguada Cánepa; ExxonMobil anunció el descubrimiento de hidrocarburos en un pozo no convencional; y Pluspetrol emprendió la perforación de 41 pozos en el área Centenario II. En el terreno de las energías renovables, Genneia comprometió una inversión de 1.000 millones de dólares para alcanzar los 500 MW de capacidad instalada en el Parque Eólico Madryn.
En el ámbito de las grandes obras, tres bancos chinos se comprometieron a financiar la construcción de las represas “Néstor Kirchner” y “Jorge Cepernic” en Santa Cruz, mientras Enarsa adjudicó a Electroingeniería la edificación de la central térmica Belgrano II.
La diversificación energética se extendió también al sector nuclear: Corporación América selló una alianza con la rusa Rosatom para futuros desarrollos en el área. El ciclo de expansión legislativa acompañó el impulso productivo con la promulgación de la nueva Ley de Hidrocarburos, destinada a incentivar inversiones y prolongar la vida útil de los yacimientos.
2015 El sector energético argentino y regional atravesaba un momento de intensa actividad. Atucha II alcanzó el 100% de su capacidad de potencia, consolidando la operación plena de la central nuclear. Paralelamente, se iniciaba la construcción del Gasoducto del Noreste, una obra estratégica para ampliar el suministro a las provincias del norte del país.
En el ámbito privado, Pampa Energía destinó 800 millones de pesos a la Central Loma de La Lata, mientras que Tecpetrol desembolsó 63 millones de dólares para adquirir los activos de Americas Petrogas. La malaya Petronas anunció una inversión de 22 millones de dólares para instalar una planta de lubricantes en Ezeiza.
La exploración y producción no convencional continuaba ofreciendo resultados alentadores: se descubrió shale oil en Río Negro y la prueba piloto de El Orejano superó las expectativas iniciales. YPF y la rusa Gazprom avanzaban en conversaciones para asociarse en proyectos gasíferos.
En el plano internacional, Petrobras marcaba récords de producción en el Presal brasileño, mientras China comprometía financiamiento para la construcción de nuevas centrales nucleares en Argentina.
Este ciclo de inversiones y acuerdos coincidió con un cambio político decisivo: Mauricio Macri asumía la presidencia de la Nación, abriendo una nueva etapa en la orientación de la política energética y económica del país.
2016 El sector energético argentino transitaba un ciclo de inversiones y expansión. En el ámbito hidroeléctrico, se anunció la instalación de tres turbinas en la central Aña Cuá, mientras la noruega Statoil llegaba al país de la mano de YPF. En el segmento petrolero, American Energy Partners se asoció con la estatal en Vaca Muerta, y junto a Petronas consolidó un desarrollo conjunto de shale oil.
En Tierra del Fuego, Total inició la producción en Vega Pléyade, uno de los yacimientos offshore más australes del mundo. En paralelo, YPF y Enap Sipetrol comprometieron 165 millones de dólares en el área Magallanes. Mendoza incrementó su participación petrolera, y el año cerró con un aumento de las reservas de crudo.
La expansión industrial también marcó hitos: comenzó a operar la nueva planta de coque en la Refinería La Plata; Axion anunció una inversión de 1.000 millones de dólares en su refinería de Campana; y Pampa Energía desembolsó 892 millones de dólares para adquirir los activos locales de Petrobras.
En el campo nuclear, la Comisión Nacional de Energía Atómica avanzó en el Carem 25, iniciando el hormigonado de la contención del reactor, mientras la generación atómica alcanzaba un récord histórico. El sector renovable dio un paso decisivo con el lanzamiento de la primera licitación de energías limpias.
La macroeconomía energética mostraba signos de dinamismo: YPF duplicó sus inversiones en los últimos cuatro años; las exportaciones de biodiésel sumaron 1.200 millones de dólares; y el consumo eléctrico cerró 2015 con un alza del 4,4%.
En el plano político global, el cambio de escenario fue significativo: Donald Trump asumía la presidencia de Estados Unidos, en un contexto internacional que también influiría sobre la agenda energética argentina.
2017 El panorama energético sumaba nuevos movimientos estratégicos. Total y Petrobras sellaron una alianza para potenciar sus operaciones conjuntas, mientras Tecpetrol anunció un ambicioso compromiso de inversión por 2.600 millones de dólares, apuntalando el desarrollo hidrocarburífero nacional.
En Neuquén, el gobierno provincial puso en marcha un programa de estímulo a las inversiones en gas no convencional, garantizando precios para atraer capitales al sector. En paralelo, YPF incrementaba su nivel de endeudamiento y ampliaba el pedido de créditos para financiar su cartera de proyectos.
En el Atlántico Sur, avanzaba el controvertido proyecto de explotación de hidrocarburos en torno a las Islas Malvinas, en un contexto de tensiones geopolíticas y debate sobre la soberanía nacional.
2018 El sector energético y minero vivía una etapa de gran dinamismo. Argentina concretaba el retorno de las exportaciones de gas natural a Chile, mientras el Gobierno anunciaba que en julio de 2018 se lanzaría la Ronda I off-shore, destinada a expandir la exploración de hidrocarburos en aguas profundas. En Santa Cruz, la recaudación del complejo minero se triplicaba, y las mineras canadienses obtenían resultados exitosos en sus campañas exploratorias en Salta.
En el frente corporativo, Geopark adquiría bloques de Pluspetrol y sellaba una sociedad con YPF para la exploración en Mendoza. Pampa Energía concretaba la venta de activos a Vista Oil & Gas, mientras Pan American Energy anunciaba que producirá petróleo en el Golfo de México. YPF, por su parte, proyectaba invertir 600 millones de dólares en Río Negro, retomaba su objetivo de desarrollar yacimientos maduros y mantenía firme su Plan Estratégico 2018-2022, que contempla desembolsos por 30.000 millones de dólares.
Neuquén reforzaba su política de estímulo a las inversiones, y Gas y Petróleo de Neuquén firmaba un acuerdo con Statoil para explorar el área Bajo del Toro Este. Chevron, en tanto, se preparaba para retomar operaciones en El Trapial, y Madalena Energy reportaba resultados en Vaca Muerta.
En el plano regulatorio, el Ministerio de Energía y Minería preparaba un mecanismo temporario para poner a disposición de terceros la capacidad de regasificación, con el fin de promover mayor competencia tanto en el upstream como en el downstream del gas natural. Mientras tanto, Camuzzi Gas del Sur iniciaba una obra clave de refuerzo de redes en Neuquén y Plottier.
La generación eléctrica sumaba hitos: se inauguraba el primer parque eólico de RenovAr, el emprendimiento Mario Cebreiro en Bahía Blanca, con una capacidad de 100 MW; y entraba en operación la Central Vuelta de Obligado, incorporando 800 MW adicionales al Sistema Interconectado Nacional.
Sin embargo, el escenario también mostraba contrastes: la caída de la producción auguraba un aumento en las importaciones, fracasaba la Ronda Uruguay III y Petrobras, fuera del país, marcaba un récord de producción en Brasil. Aun así, entre mayo y julio, la producción de hidrocarburos local mostraba un repunte, ofreciendo un respiro a las expectativas de autoabastecimiento.
2019 La transición energética argentina mostraba avances significativos en renovables e infraestructura gasífera. Pan American Energy inauguró su primer parque eólico, mientras Genneia superaba la barrera de los 1.000 MW de generación instalada y sumaba el parque Pomona II, ya operativo para grandes usuarios, el sexto proyecto eólico que la compañía ponía en marcha en un solo año. En Santa Cruz, se inauguró el Parque Eólico del Bicentenario, ubicado en Jaramillo, el más grande del país.
En el sector hidrocarburífero, Shell anunció que encarará el desarrollo de tres bloques que opera en Vaca Muerta, y YPF recibió la barcaza Tango, destinada a producir y exportar gas natural licuado (GNL), marcando un nuevo hito en la diversificación de mercados. El crudo y el gas no convencional mantenían un sostenido aumento, y las exportaciones de gas a Chile continuaban en alza.
ransportadora de Gas del Sur (TGS) reforzaba su protagonismo con la puesta en marcha del proyecto de expansión de la planta Cañadón Alfa, que incorporó nuevos equipos para ampliar la capacidad de compresión. La empresa anunciaba inversiones por 330 millones de dólares en todas sus áreas de negocios, y su CEO, Javier Gremes Cordero, anticipaba nuevos proyectos para 2019.
En el noreste del país, GASNEA comenzaba la operación del gasoducto Curuzú Cuatiá, mejorando la infraestructura de transporte y distribución en la región.
Este ciclo de obras y anuncios coincidió con un cambio político: Alberto Fernández asumía la presidencia de la Nación, abriendo un nuevo capítulo en la política energética argentina.
2020 El contexto socioeconómico marcó un escenario complejo: el nivel de actividad económica se desplomó un 26 % interanual en abril, el primer mes completo del aislamiento, y el Estimador Mensual de Actividad Económica (EMAE) registró una baja del 17,5 % respecto a marzo.
En este entorno adverso, algunas compañías lograron sortear la crisis con avances notables. AES Argentina inauguró dos parques eólicos de última generación: Vientos Bonaerenses (en Tres Picos, Buenos Aires) y Vientos Neuquinos, el primero y único en su tipo en la provincia de Neuquén.
Por su parte, YPF, a través de la barcaza Tango FLNG, concretó las primeras exportaciones de gas natural licuado (GNL) del país entre fines de 2019 y principios de 2020, marcando un hito en el ingreso de Argentina al mercado internacional de GNL. Aunque se trató de operaciones a pérdida (el precio internacional se ubicó por debajo del umbral estimado de rentabilidad), representaron un punto de inflexión estratégico
No obstante, el año fue considerado por muchos como “para el olvido” en el sector. Se evidenció un preocupante vacío de conducción política en energía, marcada por la rotación de dos secretarios de Energía en poco tiempo y la ausencia de una política energética o tarifaria clara y sostenida
2021 En un año marcado por la reactivación de proyectos estratégicos, el sector energético argentino exhibió una agenda intensa de inversiones, asociaciones y récords productivos. YPF, Tecpetrol y Pampa Energía anunciaron nuevos desembolsos, mientras Transportadora de Gas del Sur (TGS) y Oilstone sellaban una alianza en el segmento midstream.
YPF, en paralelo, reconfiguró su oferta para reestructurar deuda internacional por 6.200 millones de dólares y ejecutó un robusto plan de inversiones: destinó 1.500 millones de dólares en Neuquén, perforó el primer pozo horizontal no convencional en Santa Cruz, invirtió 30 millones de dólares en la modernización del cracking catalítico de su refinería de La Plata y otros 21 millones en la planta de Luján de Cuyo para mejorar la calidad ambiental de las naftas. Además, junto a Equinor, cedió un 30 % de participación a Shell para explorar el área offshore CAN-100 e invertirán en conjunto 117 millones de dólares en el área Bajo del Toro.
El avance en energías renovables sumó hitos: entraron en operación el parque eólico Chubut Norte III, de Genneia y Pan American Energy (PAE), y Chubut Norte II, de Genneia; YPF Luz finalizó el parque eólico Los Teros; y PAE inauguró, junto a Genera, el parque Chubut Norte III.
El sector privado también protagonizó movimientos relevantes: Pampa Energía concretó la venta de Edenor y alcanzó un acuerdo con Gazprom; Raízen inauguró en Dock Sud una planta de propelentes; Patagonia Energy adquirió la concesión Aguada del Chivato-Bocarey a Medanito; y TotalEnergies comprometió inversiones por 1.000 millones de dólares en proyectos onshore y offshore. Vista, por su parte, anunció un plan de 2.300 millones de dólares en Vaca Muerta con el objetivo de duplicar su producción en cinco años.
En el segmento gasífero, TGS amplió la capacidad de tratamiento en su planta de Tratayén y Gas NEA concretó la primera conexión de gas a una industria en la provincia del Chaco. En paralelo, Tenaris inició operaciones de fractura hidráulica y la central nuclear Atucha I obtuvo la extensión de su vida útil.
En materia de comercio exterior, Chubut exportó hidrocarburos por 1.300 millones de dólares en diez meses y las exportaciones de productos minerales crecieron un 37,9 %. El año cerró con un récord: en noviembre, la producción total de petróleo del país alcanzó los 557.000 barriles diarios, cifra que no se registraba desde octubre de 2012. La producción no convencional representó el 37 % del total y creció un 64 % interanual, según datos de la Secretaría de Energía.
El vínculo entre energía y ciencia se fortaleció con la firma de un acuerdo de investigación y desarrollo entre Pan American Energy y el CONICET, consolidando un puente entre la producción de hidrocarburos y la innovación tecnológica.
2022 El año estuvo marcado por hitos energéticos, negociaciones internacionales y un cambiante escenario geopolítico. El Gobierno concedió la reducción de regalías a los concesionarios del área offshore CAN-100, mientras que YPF Luz puso en marcha Cañadón León, su tercer parque eólico, consolidando su presencia en el sector renovable. Genneia, por su parte, alcanzó una participación del 18 % en la generación total de energías renovables del país durante 2021.
En paralelo, el tablero internacional se sacudió con el estallido del conflicto entre Rusia y Ucrania, un hecho que reconfiguró el mercado global de la energía. En el frente financiero, luego de intensas negociaciones, el Gobierno argentino logró cerrar con el Fondo Monetario Internacional un acuerdo para refinanciar los compromisos asumidos en el fallido programa Stand By de 2018, cuyos vencimientos se concentraban principalmente en 2022 y 2023.
La actividad hidrocarburífera sumó avances estratégicos. Pampa Energía incrementó un 60 % su producción de gas y adquirió, por 171 millones de dólares, el Parque Eólico Arauco II. En el sur, se prorrogó hasta 2041 la concesión offshore en la Cuenca Austral, y se activó el proyecto Fénix, con una inversión estimada en 700 millones de dólares.
Las inversiones también se expandieron hacia nuevas fronteras energéticas: capitales chinos se comprometieron a desarrollar proyectos de producción de litio, y comenzaron las obras del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK), infraestructura clave para incrementar el transporte de gas desde Vaca Muerta.
En el ámbito del gas natural licuado (GNL), YPF y Petronas acordaron avanzar hacia la producción a escala en Argentina, proyectando convertir al país en un exportador relevante de este combustible. Además, YPF obtuvo la mejor calificación crediticia de su historia por parte de la agencia Fitch, fortaleciendo su posición en los mercados de capitales.
2023 El año estuvo marcado por una serie de hitos que consolidaron la expansión de la matriz energética argentina. En el marco del Plan Gas.Ar, se adjudicaron las ofertas correspondientes a las rondas 4 y 5, que extienden el esquema de abastecimiento y precios garantizados hasta 2028. En paralelo, Tecpetrol incorporó a su cartera el área petrolera Puesto Parada, en Vaca Muerta, y YPF ratificó un ambicioso plan de inversiones por 5.000 millones de dólares.
La producción alcanzó cifras históricas: el petróleo registró un récord de 626,6 mil barriles diarios y el gas en Vaca Muerta llegó a 57,3 millones de metros cúbicos por día, consolidando el aporte de la producción no convencional al abastecimiento nacional. La generación renovable también sumó un capítulo destacado: Genneia produjo en 2022 el 20 % de la energía eólica y solar del país, mientras AES anunció una inversión de 90 millones de dólares en nuevos proyectos eólicos.
En el sector nuclear, Atucha II se preparaba para incrementar su aporte al sistema eléctrico. En el ámbito de la infraestructura de transporte, entró en servicio la línea de 500 kV Bahía Blanca–Mar del Plata, y se inauguró, el 9 de julio, el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK), obra clave para ampliar la evacuación del gas de Vaca Muerta. Su puesta en operación generó un ahorro estimado de 421 millones de dólares por la menor importación de energía.
Nuevas fronteras exploratorias también entraron en escena, como el desarrollo del pozo no convencional Palermo Aike, que apunta a diversificar la base de recursos.
El año cerró con un cambio político trascendental: Javier Milei asumió la presidencia de la Nación para el período 2023–2027, en un contexto en el que la política energética se proyecta como uno de los ejes estratégicos de su gestión.
2024 El sector energético argentino transita un año de fuertes inversiones y reconfiguración estratégica. Vista anunció que destinará 900 millones de dólares a Vaca Muerta, mientras YPF y CGC avanzan en su proyecto exploratorio en Palermo Aike, y Pan American Energy junto a CGC obtuvieron nuevas concesiones offshore.
En el segmento del transporte de gas, Transportadora de Gas del Sur (TGS) confirmó un plan de inversión de 700 millones de dólares para ampliar la capacidad del sistema, y el consorcio Techint–Sacde finalizó un ducto de 100 kilómetros en el marco de la reversión del Gasoducto Norte. En paralelo, el proyecto Fénix se puso en marcha, incrementando la inyección de gas al sistema nacional.
YPF continuó reordenando su portafolio de activos con la firma de seis acuerdos para ceder quince áreas convencionales, mientras Buenos Aires invirtió 500 millones de dólares para ampliar la capacidad de exportación de crudo. La provincia también vio crecer su matriz renovable con la inauguración del Parque Eólico Pampa Energía VI.
En el ámbito del GNL, Pampa Energía se sumó al proyecto liderado por Pan American Energy y Golar, que busca posicionar a Argentina como un exportador relevante de gas natural licuado.
En el plano regulatorio, el Congreso aprobó la Ley Bases, una reforma estructural con alta incidencia en el sector energético, que se sumó a un contexto macroeconómico complejo marcado por un fuerte ajuste tarifario: en marzo, la combinación de tarifas y subsidios registró un incremento cercano al 160 %.
2025 La prórroga de la concesión del Complejo Hidroeléctrico Río Hondo aseguró la continuidad operativa de esta infraestructura clave para la generación renovable. En el frente internacional, YPF firmó un Memorándum de Entendimiento para la exportación de gas natural licuado (GNL) a la India, abriendo una nueva puerta comercial hacia el mercado asiático.
La retirada de Petronas del ambicioso proyecto de exportación de GNL en Bahía Blanca —una inversión estimada en 30.000 millones de dólares— fue, sin lugar a dudas, un duro golpe para el sector energético, las provincias involucradas y el gobierno de turno. Este paso no se debió exclusivamente a variables de mercado o inestabilidad macroeconómica, como se ha intentado justificar desde las fuentes oficiales; más bien, apuntan a una combinación de factores geopolíticos, decisiones políticas locales inconsistentes y un marco diplomático ambiguo que erosionaron la confianza de la empresa malaya.
El traslado arbitrario de la locación del proyecto desde Bahía Blanca a Punta Colorada, la falta de explicaciones claras por parte de las autoridades y un contexto geopolítico internacional convulso —que habría jugado en contra del país— terminaron por persuadir a Petronas de abandonar no solo el proyecto, sino también su participación en Vaca Muerta. Esta retirada confirma la percepción de que Argentina aún no ofrece las condiciones de previsibilidad y seguridad jurídica necesarias para atraer inversiones de alto calibre.
No obstante, las cuentas externas del sector mostraron un desempeño excepcional: la balanza energética de 2024 cerró con un superávit de 5.668 millones de dólares, mientras que en enero el saldo comercial energético fue de 678 millones de dólares. Estos resultados se apoyaron en una mayor capacidad exportadora y en el impulso de proyectos estratégicos, aunque el año también estuvo atravesado por la denominada “salida estratégica” de grandes energéticas, que comenzaron a replegar inversiones y activos en el país.
Entre los avances más destacados, Oldelval inauguró el Proyecto Duplicar, duplicando su capacidad de transporte de crudo desde Vaca Muerta hacia las refinerías y puertos de exportación. En un movimiento corporativo significativo, Vista adquirió los activos de la malaya Petronas, reforzando su posición en el mercado local. Pampa Energía y Tecpetrol ampliaron su presencia regional con exportaciones de gas a Brasil y Bolivia, mientras Southern Energy anunció la incorporación de un nuevo barco de licuefacción para expandir su oferta de GNL.
En el segmento eléctrico, Goldwind y TotalEnergies se preparaban para construir el parque eólico más austral del mundo, un proyecto emblemático para el desarrollo renovable patagónico. Además, TotalEnergies puso en marcha una nueva línea de alta tensión en Neuquén, y el Gobierno anunció licitaciones para más líneas de alta tensión junto con la ampliación de la capacidad gasífera, consolidando la infraestructura necesaria para sostener el crecimiento del sector.
(un vistazo a la evolución de las prestaciones
reguladas de electricidad y gas por redes)
Por Konstantinos Papalias y Charles Massano
Contenido
1 El cambio de paradigma de los ’90: de empresas estatales a empresas reguladas. Situación actual.
2 La transformación de los upstreams
de gas y de electricidad.
2.1 Upstream de electricidad.
2.2 Upstream de gas natural.
3 Desarrollo en los sistemas de distribución de electricidad.
4 Desarrollo en los sistemas de distribución de gas por redes.
5 Evolución de indicadores.
5.1 Consumos por usuario residencial de gas y electricidad.
5.2 Proporción de usuarios residenciales de gas y electricidad en el total de hogares.
5.3 Tasas de evolución de otros indicadores.
6 La irrupción de los renovables.
7 Evolución de la intensidad energética
(consumo por unidad de PBI).
8 Los desafíos actuales: armonización regulatoria, mejor interconexión e incorporación orgánica de los recursos de “Energía Distribuida”.
8.1 Desafíos Técnicos.
8.2 Desafíos Regulatorios/Estratégicos
9 Conclusiones.
Entre 1991 y 1993 la estructura de los servicios públicos argentinos de jurisdicción nacional sufrió un cambio paradigmático: se abandonó el modelo de “empresa del estado” y se pasó a uno de empresas privadas reguladas. Ese proceso fue seguido en algunas provincias en el resto de la década.
El retroceso en aquellos cambios observado a partir de la crisis de 2001, pero en especial luego del 2003, que seguiría hasta 2015 inclusive, afectó fundamentalmente a varias provincias, con la re-estatización de las empresas prestatarias de servicios de electricidad y de agua y alcantarillado. Pero en todas, nacionales y provinciales, los procesos regulatorios originados en los ’90 fueron interrumpidos, y la determinación de las tarifas mediante procedimientos reglados y marcados por pautas de eficiencia fue reemplazado por objetivos de política económica, dirigidos a regular el impacto del costo de los servicios en los presupuestos familiares, a fin de evitar que esos destinatarios revelaran una reacción electoral contra eventuales aumentos.
El proceso iniciado en 2016, que pretendió devolver eficiencia al mensaje tarifario, en la práctica sólo sirvió para que las empresas nacionales, aún privadas, recuperaran rentabilidad y la capturaran a través de dividendos, lo cual fue posible a partir del resultado de las revisiones tarifarias de 2016, que elevaron de manera significativa las tarifas, al punto de provocar reacciones plasmadas en fallos judiciales adversos a esos ajustes.
La actual senda de ajustes posteriores a 2023 (con el proceso de revisión tarifaria terminado) está aún en proceso de aplicación. De hecho no está claro si la mejora en rentabilidad se destinará mayormente a la extracción de rentas o a la mejora de la infraestructura y la calidad de la prestación. Sobre todo, cuando la función de la regulación federal está en plena etapa de reconfiguración, incluyendo la desaparición de los entes reguladores de gas y electricidad nacionales y su reemplazo por una única autoridad regulatoria, rememorando el proceso británico del inicio del siglo[1].
2.1 Upstream de electricidad.
A diferencia de lo que ocurría con el gas natural, el ámbito de la electricidad para servicio público llegó a la década del ’90 bajo un sistema regulatorio federal, reglado por la Ley 15.336. Convivían generadores y empresas de distribución de electricidad provinciales con nacionales, bajo estructuras de empresas públicas. El upstream hídrico pertenecía mayormente a la Nación, bajo dos empresas (Agua y Energía Eléctrica -AyEE- e Hidronor), pero también había generación de propiedad de las provincias, tanto hidráulica como térmica.
La transmisión de electricidad en alta tensión era propiedad y era administrada por AyEE, salvo por las redes de 132KV y menos que eran básicamente provinciales.
Las privatizaciones de los ’90 pusieron casi todo el parque térmico bajo propiedad privada y las represas bajo concesiones a privados, con la excepción de los entes binacionales y algunas represas provinciales de menor envergadura, o que habían sido transferidas por AyEE a esas empresas. La regulación del comercio nacional de energía y potencia quedó en manos de la Secretaría de Energía de la Nación y la administración de su despacho se entregó a una empresa gobernada por representantes de los tres estamentos del sistema (generación, transporte y distribución, conducida por la Secretaría de Energía), la actual CAMMESA.
El precio de la energía y la potencia era determinado por un despacho económico marginal conducido por CAMMESA (las fuentes más caras se despachan en última instancia) donde las generadoras competían para acceder al despacho que también, y para lograr ingresos de largo plazo, contrataban una curva de carga y la provisión de energía a precios acordados con los clientes que lograban, en el llamado Mercado a Término.
El Ente regulador nacional (ENRE), creado en 1992 (y hoy pronto a fusionarse con el de gas), se ocupaba de la regulación de las distribuidoras que eran de propiedad nacional y no fueron luego transferidas al ámbito regulatorio provincial (como las tres que se desempeñan en la provincia de Buenos Aires, salvo por el GBA), y de la transmisión que supera las fronteras provinciales. Pero todo el despacho eléctrico interconectado responde a las órdenes de CAMMESA.
El retroceso en el proceso regulatorio que ocurrió desde 1999 no cambió demasiado el upstream eléctrico: la mayor parte del parque sigue en manos privadas o en concesiones. Salvo por la energía nuclear, siempre en manos del estado nacional a través de la CoNEA y Nucleoeléctrica Argentina (hoy sujeto de privatización propuesta).
Lo que sí cambió fueron las reglas de juego comerciales, regulatorias y de despacho: se abandonó el despacho económico por costos marginales y se lo reemplazó por normas ad hoc que evitaron que las fuentes más caras de generación formasen los precios que CAMMESA determinaba que debía pagar toda la demanda. Y esos mayores costos eran fuertemente subsidiados, aunque la campaña de reducción de esos subsidios que ha emprendido el actual gobierno nacional promete reducir su impacto sobre las finanzas de CAMMESA en pocos meses más[2].
EL dictado de la Ley 27.742, intenta devolver al upstream eléctrico a las reglas de juego de 1993, pero agregando más inserción de reglas de mercado y libre competencia. Si bien no se ha avanzado en la mera declaración de precios para el ranking de despacho (sigue habiendo costos estandarizados por tecnología), se pretende retirar a CAMMESA de la adquisición de combustibles y avanzar con el unbundling en clientes de distribución.
2.2 Upstream de gas natural.
El upstream de gas natural comenzó a reconfigurarse en 1990, cuando la empresa estatal en proceso de privatización Yacimientos Petrolíferos Fiscales SA implementó un plan de venta de áreas secundarias a operadores privados. La venta del paquete accionario de YPF transformó la sociedad anónima bajo control estatal en una privada con cotización internacional. Los demás operadores privados participaron en procesos de concesiones de exploración y explotación de áreas, y el poder concedente fue transferido a las provincias petroleras en 1992, mediante la Ley 24.145.
A la fecha y desde 1991, el upstream de hidrocarburos ha funcionado, sin interrupciones, bajo un ámbito de concesiones provinciales, regulación nacional y explotación privada. Los precios se forman por la relación entre oferentes y demandantes aunque no hay un ámbito de acceso público donde se revelen los precios de mercado, salvo por el accionar de MEGSA[3], empresa del grupo BYMA creada en 2004 para funcionar como un exchange de gas y formar precios en mercados de contratos estandarizados y spot y aún brindar señales para formar un mercado de derivados. Pero en tanto su alcance es muy reducido y su intervención no es obligatoria, la oferta de gas sigue interactuando “over the counter” con la demanda y aún no existe un verdadero ámbito transparente y competitivo de formación de precios. Hoy MEGSA se limita a administrar subastas en las que los precios están limitados y enmarcados en el Plan Gas que determina compromisos por parte del estado para subsidiar diferencias entre los precios contratados y los regulados transferidos al mercado de demanda para distribución y generación de electricidad (en plan de desaparición).
En 2024, la Ley 27.742 cambió los objetivos del upstream de hidrocarburos, desde el autoabastecimiento nacional, hacia un concepto difuso de suficiencia de abastecimiento energético. Las exportaciones son promocionadas, incluso con regímenes especiales como el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones para exportaciones estratégicas de largo plazo (RIGI-EELP). La maximización de la renta hidrocarburífera es hoy un objetivo de la legislación, aunque sin definir el destino de esas pretendidas mayores rentas. Correspondería a procesos de asignación eficiente de recursos, apoyados en el libre mercado, el identificar los destinatarios y las funciones de la renta hidrocarburífera no capturada por las regalías y otros componentes del “government take”, al que el espíritu de la normativa nacional vigente pretendería minimizar.
El Estado Nacional se reservó el derecho de diseñar, construir y financiar las expansiones del sistema nacional interconectado de transporte, delegando a las empresas reguladas bajo órbita federal únicamente la operación y mantenimiento de la infraestructura.
Esta decisión regulatoria en conjunto con la obligación de cesión de todas las nuevas instalaciones al sistema (sacando las disposiciones del Art. 31, que fueron escasas), en la práctica derivó en la ausencia completa de incentivos privados para la expansión del sistema de transporte, el cual, con la excepción de las obras solventadas con fondos federales controlados por el Consejo Federal de Energía Eléctrica, ha permanecido prácticamente estático en los últimos 30 años, cuando se lo compara con el crecimiento de la oferta y la demanda.
Hoy, el sistema de transporte se consolida como un gran cuello de botella que requeriría inversiones de base por encima de los USD6mil millones, para las que aún no se cuentan mecanismos regulatorios o financieros que garanticen su recupero bajo iniciativa privada. Restará evaluar los efectos reales de la Resolución 311/2025, publicada mientras se redactaba este ensayo.
Síntoma evidente de esto fue, entre otros, la licitación de almacenamiento con baterías en el área metropolitana de Buenos Aires, que atiende la urgencia derivada de la no definición de la solución de financiamiento de las obras de alta tensión que son necesarias en el AMBA.
Abordando el lado de distribución, se puede afirmar la existencia de un crecimiento orgánico de usuarios, demanda y redes. Es posible que la potestad provincial sobre los aspectos técnicos y económicos del servicio haya sido el factor que permitió a los sistemas provinciales acompañar el crecimiento de la demanda con infraestructura.
Si bien la información disponible sobre los indicadores de los sistemas provinciales es escasa y poco confiable, se pueden apreciar patrones de incremento en todas las dimensiones físicas. La tasa de crecimiento promedio acumulado de la cantidad de usuarios en distribuidor entre 1989 y 2024 se ubica en torno al 1.4% anual. El mismo ejercicio para la potencia máxima entre 2000 y 2024 arroja un crecimiento del 3% acumulado anual, mientras que para la extensión de líneas y centros de transformación arroja un promedio de 1.1% acumulado anual.
Una de las variables que no se puede apreciar con las métricas anteriores es el mallado del sistema y su capacidad de incorporar generación o demanda adicional. A nivel distribución fue más fácil la aplicación de la iniciativa privada para la expansión del sistema, bajo las mismas premisas que en transporte pero con menor resistencia por parte de la demanda, que tomó como un hecho la inversión en el sistema con cada nuevo requerimiento de potencia en distribuidor.
La evolución graficada de cifras de usuarios conectados, km de líneas y potencia responde más a la calidad y disponibilidad de datos que a la realidad. De allí que las reducciones de los años 2003 y 2010 a 2013, deben imputarse a los datos disponibles. El siguiente esquema representa la estructura actual del sistema eléctrico argentino.
Luego de la privatización de 1992 (Ley 24.076), el servicio de transporte y distribución de gas por redes en Argentina es prestado por empresas privadas, licenciatarias reguladas. Las transportistas, originalmente dos empresas, obtuvieron exclusividad para la explotación comercial regulada de los activos que les fueron transferidos. Las distribuidoras (hoy nueve licenciatarias y varias empresas autorizadas como subdistribuidoras), tienen cierta prioridad geográfica en la prestación dentro de sus zonas de distribución, pero las áreas no servidas pueden ser atendidas por subdistribuidoras. Esa estructura de propiedad no se ha alterado en su esencia desde 1992, ya que ninguna de esas empresas fue re-estatizada.
Desde 2003 y hasta 2023 inclusive, el estado nacional y provincial han participado activamente en el desarrollo de la infraestructura del sector, ya sea financiando o directamente solventando obras que luego fueron, en algunos casos, transferidas a las licenciatarias para su incorporación al servicio regulado a cambio de alguna contraprestación para los usuarios que pagaron los cargos que solventaron y/financiaron eso gastos (generalmente, metros cúbicos de gas). Y en otros, permanecieron en poder de la entidad pública que las construyó, ya sea con cargos específicos pagados directa o indirectamente por los usuarios, o aún con aportes directos del estado. Hoy ese modelo se considera agotado. El siguiente esquema expone la estructura del sistema gasífero argentino.
La evolución del total de usuarios conectados a la distribución de gas se observa en el siguiente gráfico:
La evolución del total de Km de redes de distribución, para años seleccionados, se observa en el siguiente gráfico:
La evolución del consumo de gas por redes se observa en el siguiente gráfico:
Analicemos a continuación la evolución de algunos indicadores.
5.1 Consumos por usuario residencial de gas y electricidad.
El consumo por usuario Residencial de electricidad ha tenido un franco aumento desde la privatización. Ello contrasta con el de gas natural que, como veremos luego, ha sido irregular. Además de la obvia mayor disponibilidad del fluido eléctrico, otra explicación es que la incorporación de confort se refleja mucho mejor y con menor costo en los electro que en los gasodomésticos.
El consumo por usuario de gas natural no se ha comportado de manera definida entre 1993 y 2024. Ello en tanto la cantidad de usuarios residenciales y la del consumo de esa categoría han evolucionado de manera similar. Eso permite concluir que los problemas de falta de suministro en invierno, se deben al aumento del número de usuarios y no a un cambio de hábitos de consumo de gas residencial.
El siguiente gráfico exponen estos resultados:
Los consumos patagónicos se destacan por ser proporcionalmente mayores, aún cuando estudios del ENARGAS han determinado que las diferencias de temperaturas no explican la enorme diferencia en el consumo respecto a la media de otras provincias . Este comportamiento por zona y no su cambio en el tiempo es el resultado de una política de subsidios destinada a incentivar el consumo en lugar de a implementar mejoras de aislación de viviendas en las zonas que lo requieren.
Pensamos que la mejora en la aislación de la envolvente de los edificios resultaría en un uso más efectivo de los subsidios, reemplazando gastos por inversiones cuyos resultados, a nivel de usuario, se reflejarían en una reducción del consumo y del consiguiente subsidio al mismo tiempo que la mejora del confort y el incremento de la resiliencia del sistema físico, si ese esfuerzo se acompaña con una política de tarifas adecuada.
Debe tenerse en cuenta que las distribuidoras sólo entregan una parte del gas que consume el mercado interno. Si bien en 2024 las distribuidoras entregaron 29,8 miles de millones de m3, el total entregado al mercado interno superó los 39 mil millones de m3 (en 1993, ese volumen era de 21,8 miles de millones de m3).
5.2 Proporción de usuarios residenciales de gas y electricidad en el total de hogares.
Las estadísticas no nos han permitido lograr cifras totalmente uniformes, dado que el concepto de vivienda no es estrictamente asimilable al de usuario de servicios públicos. Ello redunda en que, por ejemplo, en Capital Federal las cifras de usuarios de gas y electricidad supere a la de viviendas en algunos años. El comportamiento errático en la cobertura del servicio eléctrico expone incompatibilidades entre los datos censales de cantidad de viviendas y la del número de usuarios, pero también permite concluir que ya desde el comienzo del período, la cobertura eléctrica del país era muy importante, y su variabilidad, en tanto el avance de urbanización y el servicio eléctrico no pueden diferir, responde a problemas en los datos y a la instalación de viviendas censadas en áreas no urbanizadas. El cambio proporcional en el porcentaje de cobertura del servicio eléctrico entre 1993 y 2024 (gráfico de la derecha), revela los mismos problemas de incompatibilidad de datos de usuarios y viviendas, pero también un comportamiento dispar en el avance en el grado de cobertura que, sin embargo, parte de un nivel importante.
Para el caso de gas por redes, la proporción de viviendas con servicio se incrementó hasta el año 2015 en la mayoría de las provincias (en otras, ese crecimiento se detuvo antes), marcando una estabilización en el proceso de avance de la cobertura y luego un avance del desarrollo urbano más veloz que el de la incorporación de usuarios a la red de gas. El consiguiente crecimiento proporcional en la cobertura (cambio proporcional en el porcentaje de cobertura), ha sido muy dispar, como se observa en el gráfico de la derecha.
Las cifras de crecimiento negativas en los servicios de gas de Capital Federal pueden explicarse por la sustitución de electricidad por gas en nuevas viviendas de propiedad horizontal. En las demás provincias con crecimiento negativo, la explicación sería un crecimiento urbano superior al de cobertura del servicio.
Para el servicio de gas, las cifras de Entre Ríos (el crecimiento no está graficado por su enorme módulo) se explican por la creación de la novena zona de distribución en 1999; aunque ya existían servicios desde 1991 en Paraná (esos datos no están incluidos). En Corrientes, Chaco y Formosa existen algunos servicios conectados a la red de distribución, pero el ENARGAS no ha consignado los datos pertinentes.
Para el servicio de gas en general, se observa una tendencia positiva hasta 2015 y luego un descenso atribuible a un crecimiento urbano superior al de la red de gas.
La cobertura del servicio de gas en el país es dispar, y la falta de cifras para las zonas con servicio y poco consumo (Chaco, Corrientes y Formosa) priva a las estadísticas de los verdaderos niveles de cobertura en esas zonas. Hoy la única provincia sin servicio es Misiones.
Según expone el ENARGAS en https://www.enargas.gob.ar/secciones/transporte-y-distribucion/transporte-y-distribucion.php), aún varias localidades son abastecidas por GLP por redes, y la posibilidad de conectarse a la red de gas natural dependerá de su conveniencia económica. El sistema de GLP o aún GNL transportado por camión hasta la red donde se lo vaporiza tiene gran difusión en países como Chile y el GLP por redes en particular es tan antiguo en Argentina como el propio gas natural por redes.
5.3 Tasas de evolución de otros indicadores.
La evolución de la cantidad de usuarios residenciales de electricidad por redes puede observarse en el siguiente cuadro:
La tasa de incorporación ha sido en general positiva y los años posteriores a la privatización (entre 1993 y 1999) de los servicios nacionales y algunos provinciales, muestran un mayor crecimiento promedio anual que el resto de los períodos. Las tasas iguales a cero demuestran ausencia de datos en el año superior del período.
La evolución de la cantidad de usuarios residenciales de gas por redes puede observarse en el siguiente cuadro:
La evolución del número de usuarios es positiva en casi todos los casos. Entre Ríos crece rápido por ser recientemente incorporada al servicio (1999, salvo por Paraná, que tenía el servicio 8 años antes). No hay datos para Formosa, Chaco y Corrientes y Misiones carece del servicio de gas natural por redes. El crecimiento permanente logró duplicar el número de usuarios de gas por redes de distribuidoras entre 1993 y 1995. Incluso, como en el caso de Paraná, los datos de provincias pueden no contener el total de usuarios de subdistribución (concesiones municipales). El crecimiento en los años posteriores a la privatización es mayor al del período completo, lo que es un indicio de que el negocio fue adquirido con buenas perspectivas.
El nivel de saturación de los servicios ha evolucionado de manera distinta en cada provincia (electricidad) y zona de distribución (gas -ENARGAS no publica los km de redes de distribución por provincia, sólo por distribuidora en sus informes anuales).
Entendemos que la saturación está en aumento cuando el crecimiento del metraje de redes por usuario es negativo. El caso del servicio eléctrico se expone en los siguientes cuadros:
Las provincias que han aumentado la saturación (crecimiento negativo del metraje por usuario) son excepciones. El metraje total por usuario ha aumentado apenas un 3,09% entre 2024 y 2001, lo que se interpreta como un nivel de saturación importante.
Para los usuarios residenciales obviamente el metraje es mayor. La evolución del indicador se observa en el siguiente cuadro.
La saturación promedio observa el mismo comportamiento que en el cuadro anterior: si bien ha disminuido, las cifras reflejan un nivel importante, donde la menor saturación se da en provincias con mayor tasa incorporación de usuarios.
El caso de las redes de gas se expone en los dos siguientes cuadros.
Solo las distribuidoras “Sur”, “NOA” y “GASNEA” han mejorado su saturación. Ello responde a una etapa de madurez del servicio en las demás áreas, donde el crecimiento es sólo posible mediante la extensión de redes.
Cuando el numerador es la cantidad de usuarios residenciales, el indicador se comporta de manera similar.
La cantidad de metros de red por usuario aumenta en algunas distribuidoras. El caso de la Distribuidora de Gas del Centro S.A. es particular, porque en los últimos años el gobierno de la Provincia de Córdoba extendió la red troncal de gasoductos de distribución, permitiendo la conexión de nuevas localidades. Ello se refleja en la disminución de la saturación.
En la Argentina no hubo desarrollos considerables en materia de energías renovables hasta pasado el año 2010. Fue recién en la última década que el sector de energías renovables en Argentina mostró un crecimiento sostenido, aunque más lento que en otras economías de la región. El punto de inflexión llegó en 2016 con la puesta en marcha del Programa RenovAr, impulsado por la Ley 27.191, que lanzó un marco regulatorio propicio para el desarrollo de proyectos de generación eléctrica a partir de fuentes limpias, especialmente solar y eólica pero también fuentes de reciclo como la biomasa (residuos de aserraderos utilizados en calderas y algún caso de metano de vertedero utilizado en motores).
Según datos de CAMMESA, para mayo 2025 la capacidad instalada de fuentes de energía renovable alcanzó los 6992 MW, un avance significativo frente a los niveles marginales previos a 2016: la primera incorporación de energía eólica fue en 2011 y previo a eso solamente había 381 MW de pequeñas hidroeléctricas.
El crecimiento del sector se dio principalmente a través de grandes parques vinculados al sistema interconectado. Si bien hubo instalaciones de menor escala destinadas al autoconsumo, los proyectos comenzaron a tornarse atractivos en el último quinquenio por la baja en los costos de los materiales, permitiendo que diversas industrias comenzaran a incorporar sistemas fotovoltaicos como parte de sus estrategias de eficiencia energética.
En esa línea, la sanción de la Ley 27.424 en 2017 impulsó la generación distribuida, permitiendo que empresas y usuarios instalen sistemas para autoconsumo. Entre 2018 y 2023, esta modalidad creció de forma sostenida en provincias como Mendoza, San Juan, Córdoba y Buenos Aires, apoyada por marcos regulatorios provinciales, beneficios fiscales y líneas de financiamiento. San Juan, por ejemplo, promueve proyectos solares mediante la Ley Provincial N.º 2049; Mendoza lo hace a través del Programa de Energías Renovables (PERMER); y Salta ofrece créditos blandos para pymes.
A este panorama se suma una tendencia regional: entre 2013 y 2023, el costo promedio de instalación de sistemas solares a gran escala en América Latina cayó cerca de un 60 %, impulsado por mejoras tecnológicas, economías de escala y una mayor conciencia sobre los beneficios de la autogeneración.
En Argentina, por otra parte, el mayor impulso hacia la generación distribuida llegó por la eliminación de subsidios y los ajustes tarifarios que incrementaron sensiblemente los costos finales del servicio público, tornando el autoabastecimiento en una alternativa económicamente atractiva.
Si bien persisten desafíos como el acceso al financiamiento y la estabilidad regulatoria, el sector muestra señales claras de dinamismo. El potencial de crecimiento sigue siendo amplio, tanto en generación centralizada como distribuida, y plantea un escenario favorable para nuevos desarrollos a mediano y largo plazo.
Hoy, los desarrollos se encuentran impulsados por un equilibrio dinámico entre:
Según el último informe de CAMMESA sobre el MATER (mayo 2025), su participación en la demanda total del MEM fue apenas del 6.8%, bajo 7 mil contratos por una potencia media de 410 MW y 3.6 TWh.
Consideramos esperable que una eventual desregulación del sector de generación acelere el avance de los contratos MATER, tanto por conveniencia de precios como por eventuales obligaciones regulatorias. Bajo la tendencia existente, se podría esperar que la mayoría de los usuarios comerciales por encima de los 30kW de potencia contratada celebren contratos a término, por conveniencia económica y ecológica.
En este escenario, también habría una reducción notable en la recaudación impositiva que logran provincias y municipios, y aún la Nación (IVA) gravando el gasto de la demanda en energía y potencia, aunque esto excede el propósito de este artículo.
Los dos gráficos que siguen exhiben la evolución de la potencia renovable. Las grandes hidroeléctricas quedan afuera de esa clasificación, atendiendo el tratamiento internacional que reciben y que no las promueve como lo hace con las pequeñas hidroeléctricas y el resto de las ERNC.
Resulta interesante observar cómo ha bajado el consumo de combustibles que consumen las fuentes térmicas del sistema interconectado (SADI). Ello en parte se debe a la paulatina incorporación de fuentes de ERNC.
Con datos del Producto Bruto proporcionados por el Banco Mundial y de la demanda interna de energía primaria obtenido de los balances energéticos publicados por la Secretaría de Energía, hemos confeccionado el siguiente cuadro y gráfico:
Se puede apreciar que la eficiencia energética agregada de la economía argentina se incrementó de manera significativa entre 2001 y 2015, al tiempo que su PBI en dólares constantes se incrementaba. Esto resulta compatible con un sector energético que ha alcanzado cierto grado de madurez, impulsado por la importante cobertura de los servicios de gas y electricidad y por las características de una economía urbana y un sector industrial que entiende la relevancia de eficientizar el uso de la energía, en tanto existe una relación marcada entre ineficiencia energética y costos específicos y unitarios: la reducción del costo de la energía por unidad producida y vendida se ha convertido en un objetivo común de las agendas empresarias.
Por su parte, la reducción de las facturas de electricidad y gas es un asunto consuetudinario en las familias y empresas argentinas. El aumento del PBI medido en dólares de los Estados Unidos observado entre 2001 y 2015 permitió incorporar tecnología que hace un mejor uso de la energía, tanto en la industria como en los hogares. Desde variadores de frecuencia y sistemas electrónicos de arranque, hasta electrodomésticos de mejor categoría (A y A+) y lámparas led en lugar de las de gas e incandescentes. Calefones y calderas con encendidos piezoeléctricos y electrónicos que prescinden del piloto y equipados con termostato son sólo algunos ejemplos.
La irrupción de renovables y los adelantos tecnológicos de inversión y control de flujos (frecuencia y tensión), así como la experiencia adquirida, y la incorporación de controles de competencia tanto en los segmentos competitivos como en los regulados del sector, enmarcan y definen los desafíos futuros. Hemos dividido esta parte en dos secciones: los desafíos de carácter técnico y aquellos de carácter regulatorio/estratégico.
8.1 Desafíos Técnicos.
En el artículo “From Scarcity to Scale: The New Economics of Energy”[4] publicado en Abril de 2025 por el Instituto de Estudios Energéticos de la Universidad de Oxford, el autor cuenta cómo el funcionamiento de mercados como el de energías renovables pasó de un esquema productivo basado en la escasez, a uno basado en la escala. El estudio pone foco en la demanda.
Según el autor, la volatilidad del precio de la energía, tomada como como commodity, fue dando lugar a una carrera por la escala. Ya no importa quién es el dueño del recurso, porque el dueño es cada demandante, al instalar su propia fuente de generación renovable e independiente de la geografía de los recursos.
Esto obliga a las evaluaciones económicas a tener en cuenta el impacto futuro y no solo el actual ambiente de negocios: un alto precio de una tecnología particular hoy puede ser un mero punto en un sendero decreciente. Ya no basta con predecir cuándo van a bajar los precios del hidrógeno verde (por ejemplo), sino imaginar el camino que los bajará en el menor tiempo posible.
Puede verse al proceso como un juego de suma cero: el primero que llega no solamente goza de la “renta schumpeteriana” (hasta que lo alcancen), sino que también acumula capital de conocimiento específico que quienes no transitaron el camino desconocen. Fueron procesos observables en los hoy gigantes tecnológicos Tesla y Nvidia. Y es un proceso similar al que están aún siguiendo los precios de los paneles solares, por mencionar algunos casos de impacto.
La base de esta premisa es doble: Por un lado, la generación de energía por fuentes renovables independiza al demandante del oferente. Es obvio para el “commodity” (aún la energía y potencia eléctrica) y desafía los aspectos de confiabilidad del sistema, sobre todo cuando dejamos al consumidor per se y pensamos en toda la demanda. Por otro lado, la descentralización de los recursos energéticos desafía a las reglas actuales de comercialización (regulación), pero sobre todo a las de despacho eléctrico. Ver por ejemplo, lo acaecido en España en Abril de 2025. Esto implica que el rol del regulador pasa de ser el de mero gerente de un grupo reducido de agentes, al de administrador de una comunidad cuyo número, individualización y aún comportamiento individual, pasan a ser conceptos cuasi-difusos. Ya no se va a poder fijar condiciones determinísticas -imposibles de respetar en una red tan capilar-, sino más bien “lineamientos de borde”.
Pensemos en el impacto que esto tiene para una empresa distribuidora de energía eléctrica: el Poder Concedente (Nacional o Provincial) le entregó la gestión de un monopolio geográfico, que, en varios aspectos, dejó de ser monopolio desde el momento que cualquier usuario tiene paneles y baterías a su disposición. No obstante a ello, sigue siendo responsable del funcionamiento de las instalaciones de acceso al servicio público.
Esta evolución llama a los actores del mercado a poner el foco en la creación de nuevos protocolos de interacción, tanto en la configuración tecnológica de los sistemas, como en la de negociación y delivery del servicio; y particularmente los soportes de TI que deberán atender estas nuevas configuraciones.
Para el primer grupo de protocolos, se deben atender flujos desconocidos con infraestructura finita. La ventaja es que la red ahora cuenta con más elementos de control a su disposición para canalizar los flujos hacia su funcionamiento estable y optimizado (que permita aprovechar los recursos más baratos útiles y disponibles.
Para los protocolos comerciales, además de su función primaria, deberá considerarse que deben constituirse en el principal vector para incentivar a la demanda a responder de manera que satisfaga las necesidades técnicas.
Cabe mencionar que ciertas premisas acerca del comportamiento de la demanda, que se asume hoy como demandante eficiente y optimizado (a lo sumo parcialmente informado), deberán reemplazarse por otras que la consideren como una comunidad de sujetos independientes, que deben ser conducidos a adoptar comportamientos que, en el colectivo, resulten conducentes para los objetivos de estabilidad y eficiencia. A estos efectos, los conceptos de eficiencia y las herramientas de optimización deberán incorporar elementos de la economía del comportamiento.
Los administradores de este nuevo mercado (entendido como ámbito donde se encuentran la oferta y la demanda agregadas) deberán munirse de herramientas de marketing, finanzas y soluciones digitales, por lo menos.
Lo que nos lleva al último grupo de protocolos, los de soluciones informáticas y de comunicaciones. Aquí es donde deberán desarrollarse y perfeccionarse los mecanismos que permitan y acompañen la interacción técnica y comercial entre todos los actores. La red de distribución deja de operar en un vacío y puede tomar y emitir estímulos hacia la generación y el transporte. Orquestar esto requiere altísimos desarrollos en la gestión de datos y la ciberseguridad.
El proceso de transformación ya se ha iniciado y sólo resta saber a qué velocidad se desarrollará y qué tan rápido pueden adaptarse tanto la oferta como la demanda, y los tres grupos de protocolos mencionados.
Ya se percibe que, aquellos usuarios que no velen por optimizar su abastecimiento de energía con contratos competitivos, y que no consideren instalaciones de generación distribuida, así como reducir sus pérdidas y adquirir tecnologías más eficientes, se arriesgan a tener que encarar esos procesos en situaciones de escasez de proveedores de tecnología y equipamiento. Hay un evidente trade-off entre ese pronóstico y la permanente evolución descendente, a la fecha, de los costos de energía renovable. Corresponderá a cada decisor elegir sus tiempos y la profundidad de adhesión a las nuevas formas de abastecimiento energético de su estructura productiva.
Otro desafío para este proceso, es que deberá convivir y administrar los eventos técnicos y climáticos extremos a los que los sistemas estarán sometidos.
En los tiempos que estamos transitando, la eficiencia y la estabilidad (no del sistema pero sí de las soluciones tecnológicas adoptadas), podrían relacionarse en un proceso de trade-off permanente: será cada vez más difícil adoptar soluciones eficientes y permanentes a la vez.
8.2 Desafíos Regulatorios/Estratégicos
A los 33 años de la sanción de las leyes fundamentales para la creación y desarrollo del sector energético argentino, los desafíos siguen siendo idénticos a los del inicio. Como una acrópolis que muestra la grandeza del pasado, el sector eléctrico argentino se quedó congelado en la gloria de los 90 y hoy podría estar empeñado en volver al pasado en lugar de mirar hacia adelante. Aunque los gobiernos anteriores al actual empujaron mediante subsidios y contratos con CAMMESA (y no con el mercado) el desarrollo de renovables, y hay iniciativas para incorporar almacenaje de electricidad en zonas críticas (con una licitación en marcha para incorporar 4 horas de suministro almacenado en el AMBA en días críticos), poco se ha hecho en incorporar tecnología de coordinación, organizar el back up y hacer plausible el suministro al sistema desde los hogares. Y ya hemos mencionado que el ejemplo de España es un llamado de atención que conviene observar.
El principal desafío que afronta el sector eléctrico en este campo es la armonización regulatoria y la recomposición del ecosistema energético. El primer desafío no debería apuntar sólo a resolver los problemas del pasado, mientras que el segundo es el centro del esfuerzo para dinamizar el desarrollo futuro. Combinados, estos desafíos plantean primero la plena aplicación y luego la evolución de las leyes 15.336 y 24.065, mucho más allá de lo plasmado en la Ley Bases, respetando las jurisdicciones provinciales. La nueva organización debiera hacer recaer en las provincias los beneficios y costos de sus decisiones, y no intentar reemplazarlas como autoridad; y ello así, en tanto ir en contra de disposiciones constitucionales sólo acarrearía dificultades y difícilmente resulte en beneficios para el sistema.
Por armonización regulatoria, se entiende la adopción de estándares regulatorios comunes y presupuestos mínimos de transparencia, cooperación y rendición de cuentas. La actual normativa reconoce a las provincias plena potestad sobre sus sistemas, que en muchos casos fue interpretada como una apropiación del derecho a la involución sistemática o la captura de los usuarios regulados.
Ello se ha reflejado incluso en la falta de datos abiertos y hasta acceso a la información pública como estadísticas operativas y financieras de los sistemas provinciales. En algunos casos, la autoridad regulatoria y la empresa distribuidora coinciden, y ello a veces dificulta la interpretación de normas y su aplicación. La ausencia de transparencia y rendición de cuentas se manifiesta también en los registros centralizados, como ausencia de información agregada o detallada eventualmente publicable por la Secretaría de Energía. La aplicación de subsidios nacionales en esas circunstancias, redunda en un mero flujo de fondos nacionales hacia difusos intereses provinciales.
Entendemos como recomposición del ecosistema energético a la reactivación de los vínculos orgánicos entre los actores del sistema y la separación de sus funciones y su independencia.
Para los usuarios finales, esto implica soluciones tales como el unbundling, pero también la medición inteligente y la educación comercial. Para las autoridades regulatorias, esto impone un fuerte trabajo para recomponer el canal de comunicación bidireccional con los usuarios y las empresas reguladas, tendiendo a consensuar sus necesidades técnicas y comerciales de manera permanente y con visión a largo plazo.
Para los operadores del sistema, esto debe implicar mayor intercambio de datos, expansión en ciberseguridad y la creación de figuras como los administradores de sistemas distribuidos, para fomentar la transaccionalidad energética descentralizada.
Para las autoridades del gobierno nacional, esto implicaría focalizarse en asegurar que se estén cumpliendo los presupuestos de planeamiento estratégico a largo plazo y el compromiso con la transparencia activa -cesando en su rol de intermediario comercial.
Para las empresas reguladas, los generadores y los comercializadores, esto implicaría profesionalizar su producto y comenzar a competir con reglas claras y previsibilidad. Es en ellos que recaería el trabajo de encontrar nuevas vías para satisfacer la demanda de manera óptima y flexible, traccionando la innovación técnica y comercial y validando su visión de futuro con las autoridades de aplicación.
Finalmente, este sendero institucional permitiría a las instituciones financieras ofrecer nuevos productos de financiamiento para sustentar la estabilidad, expansión, flexibilidad y robustez de un sistema físico que va entrando en la era de la autogeneración y la disponibilidad de datos sin pedirle permiso a nadie.
A este ecosistema se lo debe atender y optimizar de manera conjunta y proactiva, porque la evolución tecnológica es más rápida que la respuesta regulatoria, y es traccionada por el único segmento al que no se puede controlar: la demanda (que ahora también es oferta).
La diversidad, incompatibilidad, insuficiencia y en definitiva la falta de datos precisos hace que las conclusiones a nivel de provincia no puedan avanzar mucho más de lo que hemos intentado.
Pero a nivel nacional, podemos observar las siguientes variables:
Todos los indicadores revisados reflejan un incremento en la cobertura de los servicios, junto a una “electrificación” del confort (por oposición a una “gasificación”, si se permiten los neologismos). Sin embargo, la intensidad energética del país medida en consumo de energía primaria (toneladas equivalentes de petróleo) en relación al PBI (en millones de dólares de los Estados Unidos a precios de 2015), pasó de 158,7 en 1993 a 143,3 en 2024, reflejando una mejora en la eficiencia energética del país.
Nuestra conclusión es que el sector energético destinado a abastecer el mercado interno, y en particular el dedicado a usuarios finales (clientes de redes de distribución) se comportó positivamente desde 1993, a pesar de las recurrentes crisis macroeconómicas y de sus consecuencias. Y que al mismo tiempo, los consumos específicos de energía (medidos en cantidades de energía consumida por unidad de producto obtenido) incorporaron mejoras tecnológicas que los redujeron.-
[1] Ofgem, el organismo regulador energético británico, se creó oficialmente en el año 2000. Se formó mediante la fusión de dos organismos reguladores anteriores: la Oficina de Regulación de Electricidad (OFFER) y la Oficina de Suministro de Gas (Ofgas). Esta fusión se enmarcó en la Ley de Servicios Públicos de 2000, cuyo objetivo era promover la competencia en el sector energético privatizado en los ’80 y ‘90.
[2] Según los registros oficiales, los subsidios a la energía se redujeron 30% en el año 2024, comparados con 2023 y a mayo 2025 se encontraban reducidos en un 59% frente al mismo período del año anterior.
[3] Mercado Electrónico de Gas (MEG) S.A.
[4] Rahmatallah Poudineh, Head of Electricity Research, OIES, en www.oxfordenergy.org/wpcms/wp-content/uploads/2025/04/EL58-From-Scarcity-to-Scale-The-New-Economics-of-Energy.pdf
Jorge E. Lapeña
El análisis del funcionamiento del sector energético argentino de los últimos 30 años no puede prescindir de una descripción, por lo menos general, de lo que significa para la Argentina ese periodo tan atípico que abarca el periodo 1995-2025 en el cual debemos afirmar que no está seguro cómo se va a abastecer nuestra demanda energética ni a qué precio la misma será satisfecha.
Para opinar sobre esos treinta años, se debe tener en consideración contextual las decisiones tomadas en el periodo previo a 1995 en que la Argentina contaba con un sector energético bien estructurado totalmente distinto al actual y era un país autosuficiente en Energía con un balance comercial energético exportador.
A esos efectos es útil recordar que el Siglo 20 desde el inicio del desarrollo masivo de la Energía, que incluye los servicios públicos de electricidad y gas natural y también el abastecimiento de combustibles al parque automotor nacional; el abastecimiento de combustibles para la industria y para el agro fue un periodo de enorme y continuo progreso en lo que hace al desarrollo de su sector energético.
En brevísima síntesis es necesario puntualizar que el consumo de Energía por parte de la humanidad está relacionado con su propio desarrollo a través de técnicas y de utilización de recursos que han evolucionado a lo largo de la historia de la humanidad utilizando distintos recursos y diferentes tecnologías para su utilización.
Cuando nos referimos a la Energía de la Argentina y su desarrollo el punto de inicio temporal que debemos tomar como referencia es el 13 de diciembre de 1907 en que el Estado argentino descubre el petróleo nacional; y comienza su explotación para la producción y abastecimiento de nuestro mercado interno. Algunos años antes, a fines del Siglo 19 había comenzado en el país el desarrollo de electricidad con la construcción de grandes centrales termoeléctricas en la ciudad de Buenos Aires y también en el interior con un muy dinámico grupo de cooperativas de electricidad que incorporaron al interior al consumo de servicios públicos.
En el siglo 20 se produce en el mundo y en nuestro país una avance sin precedentes en la historia de la humanidad sustentado en el consumo de Energía, impulsado a su vez por un proceso de industrialización nacional y planetario; por la revolución de los transportes de todo tipo – automotor, ferroviario; naval; aéreo-; la mecanización agrícola; y otros desarrollos científicos e industriales basados en el consumo intensivo de energía.
No es objeto de este texto entrar en los detalles del funcionamiento de este periodo energético de la Argentina pero creo importante mencionar que desde el punto de vista de su organización estuvo basado en el activo rol de Estado nacional para la construcción de la infraestructura para el funcionamiento de sector energético nacional.
En breve síntesis el Estado nacional jugó en el siglo 20 un rol fundacional y como constructor de infraestructura energética a través de las empresas YPF; Gas del Estado; Agua y Energía Eléctrica; Hidronor y la Comisión Nacional de Energía Atómica. Argentina logró tener en la segunda mitad del Siglo 20 una infraestructura energética nacional compleja y diversificada que permitió alcanzar hacia fines de la década de 1988, en los finales del gobierno del Presidente Raúl Alfonsin el autoabastecimiento energético total y permanente que se mantuvo por más de dos décadas hasta el año 2010.
Es importante poner de relieve la gran importancia de las empresas nacionales YPF y Gas del Estado en el logro de ese período único de autoabastecimiento energético sostenido: YPF como descubridor de yacimientos gigantes de gas de Loma de la Lata a mediados de la década del 1970; y al empresa Gas de Estado en la construcción de los gasoductos de transporte.
Debemos agregar a esta descripción el fuerte crecimiento de la hidroelectricidad con su enorme aporte a la ecuación energética en el periodo 1966-1995 en el cual la energía hidroeléctrica tuvo un crecimiento sin precedentes en nuestro país pasando de una proporción del 9 % del total de la electricidad generada en 1966; al 45 % del total de energía generada en el año 1995.
La energía en las últimas tres décadas
Un marcado contraste se produce en las últimas tres décadas 1995-2025, período en que se modifica de raíz la organización de nuestro sector energético. En el primer gobierno del Presidente Carlos Saúl Menen en el marco del impacto de una hiperinflación se tomaron decisiones estructurales irreversibles que modificaron para mal el funcionamiento exitoso del sector energético nacional. El Estado nacional es reemplazado en su triple rol: a) Decisor de la Política Energética; b) principal inversor en la construcción de la infraestructura energética; c) titular de las Empresas estatales principales ejecutoras de obras y productoras y vendedoras de productos energéticos, y servicios públicos energéticos.
La irreversibilidad se focaliza en siguientes hechos y decisiones de la década de1990 :
1) el cierre de la empresa Gas del Estado a través de un hecho bochornoso en la Cámara de Diputados de la Nación, en lugar de haber encarado la reforma y modernización de dicha empresa;
2) La privatización y extranjerización total de la Empresa YPF en la cual las irracionalidades cometidas por los gobiernos argentinos en el periodo 1990-2012 es de público conocimiento y originaron un grave perjuicio a la Nación;
3) La eliminación y cierre de las empresas Hidronor y Agua y Energía Eléctrica, grandes empresas líderes en la construcción de grandes centrales hidroeléctricas sin reemplazar la labor de las mismas por mejores opciones de modernización para aumentar su productividad y reducir su costos operativos.
La mala praxis energética del período 1995-2025
Las últimas tres décadas han tenido grandes anormalidades técnicas y también políticas. Las anormalidades incluyen los errores técnicos y fallas éticas y morales como nunca las hubo antes. Estas anormalidades has afectado al sector energético y son de público conocimiento y han incluido la mala praxis en la gestión de la Energía; y también el delito organizado en contra del Estado – recordar causa cuadernos- ; y han incluido malas decisiones de economía energética, tales como los congelamientos tarifarios absurdos; subsidios exorbitantes; y malas decisiones técnicas de gestión y en la construcción de infraestructura energética. Nunca en ese periodo de 30 años hubo un Plan Energético Nacional de largo plazo, como fue el caso del Plan 1986-2000; que debió por lo menos haber sido actualizado por alguno de los gobiernos de ese largo periodo.
El sector petrolero argentino dejó de lado la exploración de sus cuencas sedimentarias en todo ese periodo; y Argentina declinó su rol en la exploración petrolera en la inmensa plataforma continental del Atlántico que le es propia.
El gobierno nacional no cuenta con un plan de desarrollo energético
Es necesario focalizar la mirada en las decisiones del gobierno actual frente al grave problema heredado. El grave problema energético heredado no fue abordado todavía en sus causas para lograr su normalización definitiva. El Gobierno actual solo se limita a prolongar la emergencia energética. Pero prolongar la emergencia no resuelve problemas.
El Gobierno asumió sin programa específico para el sector energético; está por cumplir dos años y continúa sin programa. El Presidente de la Nación se ha definido como “negacionista del cambio climático” y eso le impide la formulación de las políticas futuras.
En lo que hace al presente el país carece de Presupuesto Nacional; por lo tanto no se conoce qué obras energéticas son prioritarias para el Estado nacional. Si hubiera al menos un presupuesto en debate por lo menos sabríamos algo de lo que el gobierno va a hacer como obra pública. Eso despejaría entonces una gran incógnita del momento; esto es saber cuán importante es el camino para la inversión energética privada; cuáles serán la más importante; cuándo serán construidas y cómo serán financiadas por nuestro mercado de capitales.
El Gobierno nacional se encamina a cumplir a fin de año con la mitad de su mandato; pero transcurrido ese lapso no enuncia ni justifica sus planes de inversión futura. Es probable que el gobierno deba transcurrir su segunda mitad en la misma nebulosa en que transcurrió hasta ahora y transcurre la primera mitad.
La Argentina es un país grande en donde la luz se corta en verano en los días en que la temperatura media diaria en el Gran Buenos Aires supera los 33° C; y también – por ahora- un país en que el gas natural se corta en invierno cuando hace frío. La gran paradoja es que muchos creen que estamos cerca de abastecer al mundo de Energía como nunca antes.
Desde el viernes 22/8 las petroleras YPF (la de mayor participación en el mercado local), y Shell (Raízen), subieron los precios de sus combustibles en estaciones de servicio a nivel nacional.
A modo de referencia, cabe mencionar que en bocas de expendio ubicadas en la Ciudad de Buenos Aires de la marca YPF los nuevos precios por litro son : Nafta Súper $ 1.326; Infinia Nafta $ 1.568; Diesel 500 (común) $ 1.311, y el Infinia Diesel $ 1.512.
En lo que respecta a las estaciones de servicio de la marca Shell en la CABA los nuevos precios por litro son: Para la Nafta Súper $ 1.397; VPower Nafta $ 1.687; Diesel Evolux $ 1.493; y VPower Diesel $ 1.662. Pueden registrarse leves variantes según la ubicación de las estaciones en CABA.
Los ajustes a la suba de los precios se corresponden a la actualización parcial de los impuestos que gravan las naftas y gasoils (ICL y CO2) ; el traslado de la incidencia de nuevos precios de los biocombustibles de mezcla obligatoria con los hidrocarburos, la variación en la cotización internacional del barril de crudo WTI (64 dólares) y Brent ( 68 dólares), y la variación (mensual) del tipo de cambio Pesos Vs Dólar.
Más de 300 alumnos de 22 escuelas técnicas completaron este año un programa de formación técnica que impulsa MetroGAS, para acompañar a los futuros profesionales en su transición al mundo laboral y para reflexionar sobre cuestiones éticas, legales y de servicio que demanda la industria energética.
Se trata del programa Instalando Calor Seguro (ICS), que se realiza de manera ininterrumpida desde hace 11 años y su plan de estudio funciona como práctica profesionalizante por los ministerios de Educación de CABA y de la provincia de Buenos Aires.
Uno de los pilares de la continuidad del programa es el compromiso de los voluntarios de MetroGAS que, además de sus responsabilidades diarias en las distintas áreas operativas de la empresa, ponen a disposición su experiencia y conocimiento para guiar a los estudiantes.
“Estas prácticas, integradas en la currícula escolar, son estrategias formativas diseñadas para que los estudiantes consoliden y amplíen los conocimientos de su perfil profesional”, explicó Viviana Barilá, gerente de Asuntos Públicos y Sustentabilidad de MetroGAS.
Este acercamiento temprano al entorno laboral no sólo prepara a los jóvenes para los desafíos del mercado, sino que también impulsa su crecimiento personal y profesional, como es la historia de Ariel Zapata, quien recibió la formación del programa años atrás y actualmente es empleado de MetroGAS y uno de los 35 instructores.
El diferencial del programa radica en su mirada integradora de 360°, ya que no sólo prepara a los futuros trabajadores en lo operativo, sino que también los ayuda a comprender el valor del rol del gasista matriculado dentro de la cadena de valor, la importancia del uso seguro y responsable del gas, y la relevancia del trato ético y profesional hacia los clientes.
La edición 2025 del programa ICS en CABA se cerró con un encuentro en el Polo Educativo Saavedra, donde los instructores compartieron sus experiencias con casi 300 estudiantes secundarios que finalizaron sus prácticas.
Allí, la Dirección de Escuelas porteña distinguió al alumnado que participó del programa como así también a los colaboradores, a los voluntarios de la empresa por su compromiso con la educación técnica de calidad.
Desde su creación, el programa capacitó a 7.374 alumnos de 222 escuelas de CABA y de 11 partidos del sur del conurbano bonaerense, con el acompañamiento de 270 voluntarios instructores.
MetroGAS es la única distribuidora de gas del país que cuenta con este programa de capacitación y transferencia de conocimiento y reafirma su compromiso con la comunidad y con la formación de las nuevas generaciones: un puente entre la energía que mueve al país y el talento joven que lo hará crecer.
Acerca de MetroGAS
Constituida en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes del país, líder en el sector de distribución de gas natural. Por la cantidad de Clientes que posee -2.250.000 aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente sudamericano.
Abarca una superficie de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los siguientes partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.
El Ministerio de Minas y Energía de Brasil (MME) reabrió la consulta pública para definir los criterios de selección de áreas destinadas a la generación de energía eólica marina en el país. La medida fue oficializada mediante la Ordenanza n.º 856, publicada en el Diario Oficial de la Unión (DOU), y tiene como objetivo ampliar el debate sobre el aprovechamiento sostenible del potencial eólico en el espacio marino brasileño.
Firmada por el ministro Alexandre Silveira, la ordenanza extiende el plazo para que ciudadanos, instituciones públicas y actores del sector productivo presenten sus contribuciones. Estas podrán enviarse de forma totalmente digital hasta el 1 de septiembre de 2025, a través de los portales oficiales del MME y Participa+Brasil.
La metodología de selección fue elaborada por la Empresa de Investigación Energética (EPE), a solicitud del MME, como herramienta técnica para orientar la definición de áreas marítimas viables para nuevos proyectos eólicos. Este enfoque considera criterios técnicos, ambientales, sociales y económicos, y está alineado con la Planificación Espacial Marina (PEM), conforme a la Ley n.º 15.097/2025.
El documento propuesto busca crear un proceso transparente, alineado con las mejores prácticas internacionales, capaz de abordar los desafíos de los múltiples usos del mar. Esto implica conciliar la instalación de aerogeneradores con otras actividades esenciales, como la pesca, la navegación y la preservación del medio ambiente. Mediante la sistematización de criterios y procedimientos, el MME busca ofrecer seguridad jurídica y previsibilidad a los inversores, a la vez que considera los ecosistemas marinos y garantiza beneficios sociales y económicos para las comunidades costeras.
Previo a su apertura al público, la metodología fue presentada y discutida en talleres celebrados en mayo de 2025 con el Grupo de Trabajo de Energía Eólica Marina. Durante estos encuentros, instituciones del sector pudieron proponer ajustes que fueron incorporados por los equipos técnicos del MME y la EPE.
Con esta reapertura, el Gobierno busca ampliar la participación ciudadana y fortalecer el compromiso con una matriz energética renovable. El documento propuesto promueve un proceso transparente y basado en buenas prácticas internacionales, conciliando la instalación de aerogeneradores con actividades como la pesca, la navegación y la protección ambiental.
El MME subraya que esta consulta pública representa más que una acción regulatoria: es una oportunidad estratégica para definir de forma colectiva un modelo sostenible de uso del espacio marino, capaz de generar seguridad jurídica para los inversores y beneficios sociales para las comunidades costeras.
Como parte del proceso, el MME y la EPE organizaron un seminario web el pasado 11 de julio, en colaboración con el Estado de Pernambuco. El evento, transmitido en los canales de YouTube de ambas instituciones, presentó los principales puntos de la metodología y explicó los próximos pasos del proceso de selección.
Las actividades del Grupo de Trabajo de Energía Eólica Marina y los documentos asociados al proceso de consulta pública están disponibles en el sitio web oficial del MME.
Donald Trump, afirmó en la red social Truth Social, que no permitirá proyectos eólicos ni el uso de energía solar en el país, alegando que estas tecnologías “destruyen a los agricultores”. “¡Se acabaron los días de la estupidez en Estados Unidos!”, escribió luego de cancelar a principios de mes el programa “Solar para todos” de la administración de Joe Biden.
Según Trump, los estados que invirtieron en la generación de energía solar y eólica se enfrentaban a “aumentos récord en los costos de energía y electricidad”. También calificó estas fuentes de energía limpia como la “estafa del siglo”.
La postura crítica de Trump se suma a otras medidas recientes que ha tomado contra el sector. El programa proporcionó subsidios por 7 mil millones de dólares para la instalación de sistemas solares en techos de comunidades de bajos ingresos y áreas desfavorecidas de Estados Unidos.
Actualmente, la energía solar y eólica se encuentran entre las de más rápido crecimiento en EE.UU, representando aproximadamente el 17% de la electricidad generada en 2024, según datos de la EIA (Administración de Información de Energía).
Las empresas de energías renovables temen que los proyectos ya no reciban los permisos que antes eran el curso normal de negocios.
Trump culpó a las energías renovables por el aumento de los precios de la electricidad en Estados Unidos. Los precios han subido en la red eléctrica más grande del país, PJM Interconnection, debido a la demanda creciente de centros de datos y otras industrias, que enfrenta una oferta limitada a medida que se cierran recursos como las plantas de carbón.
En una subasta realizada el mes pasado, PJM Interconnection detectó un aumento del 22% en los precios para nueva capacidad de energía comparado con el año pasado. PJM cubre 13 estados en la región del Atlántico Medio y partes del Medio Oeste y el Sur.
Pero la energía solar y el almacenamiento en baterías son las fuentes que pueden cerrar la brecha entre oferta y demanda más rápido, ya que constituyen una abrumadora mayoría de los proyectos en espera de conexión a la red, según datos del Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley.
Trump ha lanzado un ataque a gran escala contra las energías renovables desde que asumió el cargo. Su ley denominada One Big Beautiful Bill Act elimina los créditos fiscales de inversión y producción para eólica y solar para finales de 2027. Esos créditos han sido clave para la expansión de las energías renovables en Estados Unidos.
Central Puerto celebró un contrato de compraventa con Canadian Solar para la adquisición del 100% de las acciones de Fieldfare Argentina.
Esta empresa es propietaria y operadora del parque solar Cafayate, situado en Salta y que cuenta con una potencia de 80 megavatios y una generación de 220 gigavatios por hora.
“Esta transacción reafirma el compromiso de Central Puerto con el desarrollo del sector energético, marcando un nuevo hito en su estrategia de diversificación tecnológica y su compromiso para expandir y consolidar su participación estratégica en el mercado de las energías renovables”, comunicaron desde Central Puerto.
“Está previsto que el cierre de la transacción tenga lugar el 2 de septiembre de 2025, sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones precedentes estándares para este tipo de transacciones”.
Chevron explorará en la costa norte de Perú, en un yacimiento offshore, tras aprobar el gobierno la modificación de los contratos de exploración y explotación de los lotes Z-61, Z-62 y Z-63 para incorporar a Chevron, después de que la también estadounidense Anadarko, encargada de estos lotes desde 2017 le vendiera a Chevron el 35% de su participación.
Los tres lotes en concesión se encuentran en el Zócalo Continental del país, la extensión de tierra submarina que se extiende desde la costa hasta unos 200 metros frente a las costas del país, en este caso, de los departamentos de La Libertad y Lambayeque (noroeste).
El lote Z-62 presenta presuntas evidencias de petróleo y gas “realmente importantes”, tras los estudios de sísmica desarrollados por la empresa estadounidense Anadarko, según anunció a mediados de julio el ministro de Energía y Minas peruano, Jorge Montero.
El proyecto exploratorio en el Lote Z-62 contempla una inversión estimada de cien millones de dólares, y ha culminado con sus estudios de sísmica marina en aguas profundas y proyectando la perforación de cinco pozos exploratorios y diez confirmatorios, con el objetivo de identificar posibles reservas de gas natural y/o petróleo.
Escribe Raul D. Bertero *
Esta nota fue especialmente escrita por el Ing. Raúl Bertero en el 30 Aniversario de Energía&Negocios
Objeto y alcance
El buen funcionamiento de los sistemas de gas natural y de electricidad dependen de una adecuada coordinación y efectivo desarrollo del conjunto interactivo formado por las tres “R”: Recursos, Redes y Reglas.
Estos elementos interactúan entre sí y no son constantes en ningún lugar del planeta ya que se encuentran sometidos a las oscilaciones de la oferta y la demanda, las políticas energéticas (o su falta) de los distintos gobiernos y la forma adoptada para el financiamiento de las expansiones del sistema. Se analiza en este trabajo la evolución del sistema argentino de gas natural (Recursos, Redes y Reglas) desde su privatización en los 90 hasta la actualidad. En las conclusiones se plantea una posible explicación de las causas principales y las decisiones estructurales que condujeron a los fuertes desequilibrios sufridos por el sistema energético, así como su influencia en la macroeconomía argentina, después de la gigantesca crisis económica del 2001.
Intruducción al sistema argentino de gas natural
Es importante tener en cuenta que la Argentina es el único de los grandes sistemas de gas natural del mundo con fuerte estacionalidad que no tiene almacenamientos significativos dentro de su sistema.
Esto trae aparejado una dificultad estructural en el manejo de la estacionalidad de la demanda. Este “swing” invernal se puede definir y cuantificar a partir del crecimiento de la demanda prioritaria. En la Argentina esta demanda, formada por los usuarios residenciales, comerciales y entidades públicas esenciales, pasa de unos 20 MMm3/d en un día normal fuera del invierno, a un valor de casi 100 MMm3/d en los días más fríos (valor máximo alcanzado el 30 de junio de 2025).
En la Fig. 1 se pueden ver las entregas promedio mensual por tipo de usuario del sistema argentino de gas natural (1993-2025). Debe tenerse en cuenta que las entregas no reflejan la demanda real de gas natural ya que en muchos casos hay una demanda insatisfecha, ya sea por falta de transporte o por falta de gas natural. A modo de ejemplo se pueden ver en la figura las exportaciones de gas natural (fundamentalmente a Chile) en crecimiento desde 1997 hasta el 2006, cuando prácticamente desaparecieron como consecuencia del faltante de gas natural en Argentina. Una estimación de la demanda potencial promedio mensual del sistema argentino actual se puede ver en la Fig. 2. La demanda potencial promedio mensual máxima ronda los 180 MMm3/d, en tanto que la demanda fuera del invierno es de unos 120 MMm3/d. Una medida de la estacionalidad de la demanda resulta de dividir esa diferencia de demanda potencial por la demanda fuera del invierno (= 60/120= 0.50), es decir un incremento de demanda estacional del 50% por sobre la demanda base.
La capacidad de transporte óptima requiere de un factor de carga de los gasoductos (relación flujo promedio anual/capacidad) elevada.
Como se ve en la figura, se puede estimar que una capacidad adecuada en el sistema de transporte de Argentina sería de alrededor de 150 MMm3/d de capacidad firme real (es decir que exista capacidad de inyección para ese transporte), debiendo cubrirse el resto (unos 30 MMm3/d) con GNL cerca de la demanda. Debe notarse que estos valores son promedios mensuales. Los valores máximos diarios de demanda potencial en un invierno frío alcanzan los 200 MMm3/d, siendo inevitable restricciones adicionales a la demanda de gas natural en los días más fríos del invierno. Como veremos a continuación, es la forma en que el sistema de gas natural ha podido resolver la estacionalidad de la demanda lo que permite clasificar desde el punto de vista físico (no regulatorio o económico) las distintas etapas del sistema de gas natural en los últimos 30 años de Argentina.
Las cuatro etapas del sistema argentino de gas natural desde el punto de recursos y redes
Posiblemente, la mejor manera de identificar las distintas etapas del sistema argentino de gas natural en los últimos 30 años es analizar el comportamiento de los volúmenes promedio mensuales inyectados en los gasoductos desde las distintas cuencas (Fig. 3).
Mirando la Fig. 3, particularmente la inyección desde Neuquén (gasoductos NEUBA, Centro Oeste y desde 2023 el Gasoducto Perito Moreno), se pueden identificar las siguientes etapas:
a) 1993-2004. “Swing” invernal dependiente del factor de carga de los gasoductos con una producción de gas fuertemente estacional acompañada hasta el 2001 por una ampliación continua de la capacidad de transporte.
b) 2005-2012. “Swing” invernal resuelto por la generación térmica reemplazando gas natural en el invierno por volúmenes crecientes de combustibles líquidos (gas-oil/fuel-oil) y, eventualmente, restricciones a las industrias.
Esta etapa se caracteriza por una marcada disminución de la producción nacional de gas, utilizando la restricción a las exportaciones y la importación de Bolivia para completar el abastecimiento de la demanda interna.
c) 2013-2019. “Swing” invernal cubierto por combustibles líquidos y GNL. La aparición del GNL en el sistema permitió incrementar la oferta de gas natural sin inyecciones adicionales significativas de los productores en el invierno.
Crece también fuertemente la importación desde Bolivia con un promedio mensual de unos 20 MMm3/d para completar el abastecimiento interno y aumentar la inyección de gas natural al sistema
d) 2019 en adelante. Esta etapa se caracteriza por la expansión de la producción del gas no convencional en Vaca Muerta, volviendo a aparecer la estacionalidad de la inyección de los años 90. Se aprecia también en esta etapa la fuerte declinación de las importaciones de Bolivia, la declinación de la producción del sur y el aumento de la capacidad de transporte desde Neuquén con la puesta en marcha del gasoducto Perito Moreno. Las rutas de transporte de los 90 cambian fuertemente ya que la inyección desde el norte cae a valores mínimos y tiene que ser reemplazado por gas de Neuquén cambiando el sentido de flujo del gasoducto Norte.
En la Fig. 4 se puede apreciar en forma más detallada la evolución de la forma de abastecimiento del invierno en el sistema argentino de gas natural. Arriba a la izquierda se muestra la inyección promedio mensual de GNL. Es importante mencionar la función esencial de seguridad de abastecimiento del barco de regasificación en el sistema argentino. En los años de funcionamiento de la regasificación en Escobar y Bahía Blanca se alcanzaron picos mensuales de 30 MMm3/d en el invierno. En los años sin el barco de regasificación de Bahía Blanca, el valor máximo fue de 20 MMm3/d. En la Fig. 4, arriba a la derecha, se muestra el consumo promedio mensual de GO/FO en centrales térmicas y restricciones a las industrias en gas natural equivalente. Se observa el fuerte aumento del uso de combustibles líquidos entre los años 2007 y 2016 alcanzando valores máximos de 50 MMm3/d equivalentes en los años 2011 y 2012 como consecuencia de la declinación de la producción de gas natural en Argentina. En la Fig. 4, abajo a la izquierda, se pueden ver los combustibles utilizados por las centrales térmicas. La demanda máxima de combustibles para generación térmica se mantuvo aproximadamente constante desde el año 2014 hasta hoy en unos 60 MMm3/d con mínimos del orden de los 40 MMm3/d. Sin embargo, debido al mayor uso de combustibles líquidos cuando crece la demanda prioritaria en invierno, la demanda mínima de gas natural para generación alcanzó valores promedio mensual de 24 MMm3/d.
Finalmente, en la Fig. 4 abajo a la derecha, se muestran las importaciones totales de gas natural: GNL, fundamentalmente en el invierno, y gas desde Bolivia todo el año, alcanzando valores máximos entre 40 y 50 MMm3/d entre los años 2013 y 2022. Como veremos a continuación la tercer “R”, la que corresponde a los cambios regulatorios, tuvo una influencia decisiva en la conformación de las distintas etapas del sistema de gas natural recién descriptas. Por otra parte, en el apartamiento de la regulación y en el congelamiento tarifario subsiguiente se puede identificar el origen de buena parte de las dificultades de la economía argentina que siguieron a la dramática crisis económica del 2001.
Las etapas regulatorias del sistema de gas natural
En el primer esquema de la Fig. 5 se muestran los principales eventos ocurridos en la regulación del sistema de gas natural entre los años 1993 y 2025. Notablemente, en los 23 años que siguieron al fin de la convertibilidad el sistema estuvo bajo la declaración de distintos estados de emergencia durante 21 años, más del 90% del tiempo. Se puede concluir que, 23 años después, el sistema todavía no pudo resolver por completo las consecuencias de la crisis económica del 2021. En esos 23 años solo se pudo concretar una revisión tarifaria en el año 2017 (en ese período de tiempo deberían haber ocurrido 4 revisiones de tarifas). Más aún, la aplicación de las tarifas resultantes en esa revisión también fue suspendida antes de los dos años de vigencia.
Los gráficos siguientes en la Fig. 5 muestran la evolución de algunas variables claves, en USD actualizados a enero 2025 según el CPI (“Consumer Price Index”) de los EEUU. Si bien el USD no necesariamente representa el valor del poder adquisitivo en Argentina, fue seleccionado debido a que los precios de la energía están básicamente en USD debido a su relación con el comercio y las decisiones de inversión internacionales.
El segundo gráfico de la Fig. 5 muestra la evolución del salario mínimo y del salario promedio de un trabajador estable a enero de cada año en USD de 2025 de acuerdo con datos del Ministerio de Capital Humano. En el gráfico se puede apreciar el brutal descenso del salario entre el año 2001 y el año 2003, así como su fuerte recuperación en los 10 años siguientes.
El tercer gráfico de la Fig. 5 muestra la evolución de la tarifa de transporte Neuquén-GBA de TGS a enero de cada año. La persistencia del congelamiento tarifario, a pesar de la recuperación del salario mostrada en el gráfico anterior, llevó la tarifa desde un valor de 1.20 USD(2025)/MMBTU en el 2001 hasta valores ínfimos de 0.10 USD(2025)/MMBTU en el 2016, dañando seriamente la reputación del país en cuanto al cumplimiento de sus contratos e imposibilitando toda inversión privada en el sistema de transporte (que había duplicado su capacidad “a tarifa” entre los años 1993 y 2001). Luego del 2016 y de la 2°RQT hay una recuperación tarifaria hasta alcanzar los 0.70 USD(2025)/MMBTU en enero de 2018 para volver a caer en los años siguientes hasta recuperarse nuevamente en enero de 2025.
El cuarto gráfico de la Fig. 5 muestra la evolución del precio del gas natural pagado por un usuario R31 de Metrogas (tipo de subsidio N1 en los últimos años). Durante la convertibilidad, el precio del gas natural se mantuvo alrededor de los 3 USD/MMBTU (a valores de enero 2025). La emergencia económica llevó el valor del gas natural a precios por debajo de 1 USD(2025)/MMBTU en la primera década del siglo XXI. En esos mismos años, el precio del Henry Hub (HH) en EEUU se encontraba por encima de los 10 USD/MMBTU. La consecuencia de esta política fue la disminución de las actividades de exploración y, seguidamente, la declinación de la producción señalada en la etapa b) de las variables físicas. En el año 2018 por primera vez el precio pagado a los productores nacionales por los usuarios R31 de Metrogas se coloca por encima del HH (8 USD/MMBTU actualizado al 2025) permitiendo la curva de aprendizaje en los reservorios no convencionales y constituyendo la antesala del espectacular crecimiento de Vaca Muerta en los años siguientes. Ya a partir del 2021, el precio del gas se encontraba alrededor de los 4 USD/MMBTU, similar a los valores del HH.
Respecto del precio de gas en boca de pozo, resultaba evidente que pagar 1 USD/MMBTU a los productores nacionales para importar gas a valores 10 veces más altos carecía de todo sentido. Esto dio origen al primer Plan Gas, impulsado durante la gestión de Axel Kicillof como ministro de Economía, mediante un decreto de agosto de 2014 que estableció un esquema de precios diferenciados para el gas producido a partir de nuevas inversiones, particularmente el gas de yacimientos no convencionales, llegando hasta valores de 7.50 USD/MMBTU para el gas “nuevo”. Este nuevo precio no se pasaba a los usuarios residenciales sino que formaba parte del régimen de subsidios generalizados.
Con el nuevo gobierno de Mauricio Macri, un decreto de 2016 bajo la gestión de Juan Jose Aranguren como Ministro de Energía, implementó un sistema escalonado de aumento de precios de gas en boca de pozo. Se estipuló que los productores recibirían un precio de 3,77 USD/MMBTU en el primer semestre de 2017 (con un subsidio generalizado del 45%), con aumentos programados hasta llegar a 6,80 USD/MMBTU en octubre 2019 (llevando el subsidio al 0%). Estos precios de gas serían pagados por los usuarios que no estuvieran protegidos por la tarifa social. La crisis económica del 2018 del gobierno de Macri originó la suspensión de los aumentos tarifarios y del sendero de precios de gas mediante un decreto de Junio de 2018.
Finalmente, en noviembre de 2020 mediante un decreto del gobierno de A. Fernandez fue lanzado el Plan Gas.Ar destinado a aumentar el precio del gas pagado a los productores mediante subastas competitivas y contratos a 4 años que comenzaron a regir en enero de 2021. En la primera Ronda se adjudicaron unos 68 MMm3/d con un precio promedio de 3.53 USD/MMBTU (4.41 USD/MMBTU en los 5 meses de invierno y 2.89 USD/MMBTU el resto del año).
Posteriormente se realizaron subastas adicionales, entre ellas la extensión de los contratos hasta diciembre de 2028 sin modificar el precio base.
La Fig. 6 muestra la relación entre la tarifa Neuquén-GBA de TGS y el salario a enero de cada año, donde se definió un valor de referencia unitario para enero de 1993. Como se muestra en la figura, en el primer año luego de la salida de la convertibilidad la relación entre tarifas y salarios se mantuvo constante. En los años siguientes, sin embargo, las tarifas no acompañaron el crecimiento del salario llegando a ser, entre los años 2012 y 2017, menos del 10% de su valor relativo de la década del 90. Esta figura sugiere que hubiera sido sensato salir de la emergencia tarifaria entre los años 2005 y 2006 cuando la relación tarifas/salario alcanzó el 50% de su valor de la década del 90, concentrando los subsidios sólo en los sectores más vulnerables.
Como se ve en la figura, en USD constantes las tarifas del sistema regulado (redes) se encuentran actualmente por debajo de su valor de la década del 90, no solo en USD/MMBTU constantes sino también en relación con el salario.
La Fig. 7 muestra la relación entre precio del gas natural pagado por un usuario R31 de Metrogas (tipo de subsidio N1) y el salario a enero de cada año, donde se definió un valor de referencia unitario también para enero de 1993. Como se puede ver en la figura, a diferencia de las tarifas reguladas, el precio del gas natural creció significativamente en relación con el salario en los últimos años. En este caso, no es tanto por el aumento del precio de gas en boca de pozo (que en USD constantes aumentó poco en las subastas del Plan Gas.ar en relación con los 90), sino que el salario promedio en dólares constantes, a pesar del crecimiento del último año, es considerablemente inferior al del año 1993. También en este caso se podría haber salido de la emergencia entre los años 2005 y 2006, concentrando los subsidios en los sectores más vulnerables.
Consecuencias para la economía de la intervención en la regulación del sistema de gas natural
El congelamiento del precio de gas natural que se muestra en el cuarto gráfico de la Fig. 5 tuvo una influencia decisiva en la caída de la producción nacional mostrada en la etapa b) de la Fig. 3. Para satisfacer la demanda interna insatisfecha se recurrió en primer lugar al cierre de las exportaciones, luego a la importación de gas de Bolivia y posteriormente de GNL, ambos considerablemente más caros que el gas nacional. Como consecuencia, en solo 5 años, se pasó de exportar 1,000 MMUSD anuales de gas natural a importar unos 9,000 MMUSD actualizados al 2025 como se muestra en la Fig. 8. Este cambio de 10,000 MMUSD influyó negativamente en la balanza comercial argentina (con exportaciones de unos 60,000 MMUSD corrientes en esos años) complicando la disponibilidad de dólares en la economía.
Aun así, el peor efecto sobre la economía de la política energética constituyó la enorme cantidad de recursos fiscales destinados a subsidiar al sistema energético. La Fig. 9 muestra el monto anual de los subsidios a la energía elaborado por la Oficina de Presupuesto del Congreso en dólares corrientes. Solo en el año 2014 los subsidios alcanzaron los 16,000 MMUSD (equivalentes a la construcción de 8 gasoductos Perito Moreno en un solo año). En términos del PBI, los subsidios del año 2014 llegaron a ser del 2.8% del PBI, llevando al país a una crisis fiscal precursora del crecimiento inflacionario de los años siguientes.
En el sistema de gas natural los subsidios se destinaron fundamentalmente a cubrir la diferencia entre el precio de gas natural pagado por los usuarios y el precio de las importaciones de gas indicado en la Fig. 8, además de la diferencia entre el precio pagado por los usuarios residenciales y comerciales y los distintos acuerdos de precios con los productores.
Por su parte, los subsidios a la electricidad cubrían la diferencia entre el precio de la energía pagado por los usuarios y el costo de generación. Una parte fundamental del mayor costo de generación resulta de la utilización de combustibles líquidos, mucho más caros que el gas natural nacional, cuando el sistema no puede abastecer con este combustible la demanda de las centrales térmicas. Esta es otra consecuencia, además de la señalada en relación con la balanza comercial y la importación de gas de Bolivia y de GNL, de la menor disponibilidad de gas natural de producción nacional.
En la Fig. 10 se puede ver el monto estimado, en MMUSD de 2025, del FO y el GO utilizado para la generación térmica. Este costo se mantuvo alrededor de los 4,000 MMUSD entre los años 2011 y 2014. Se indica también en la figura una estimación del costo de las restricciones a la utilización del gas natural en las industrias en los días invernales por faltante de gas o transporte en el sistema, valorizado al precio del Gas Oil.
En la Fig. 11 se pueden ver las enormes diferencias entre el precio del gas nacional, el gas importado, el fuel oil y el gas oil entre los años 2021 y 2025 (precios informados por CAMMESA). Estas diferencias explican el enorme costo para el país de demorar el desarrollo de la producción de gas nacional y de las inversiones en los gasoductos necesarias para abastecer a la demanda de generación térmica.
Finalmente, la Fig. 12 muestra la demanda promedio mensual potencial de gas natural y la oferta de gas nacional, gas importado y combustibles alternativos en Mm3/d y en MMUSD corrientes de los años 2021, 2022, 2023 y 2024. Como se muestra en la figura, en todos los casos la demanda potencial promedio mensual máxima se aproximó a los 180 MMm3/d, con una demanda base de unos 120 MMm3/d.
El gas nacional pasó de cubrir unos 100 MMm3/d en el 2021 a unos 120 MMm3/d en el 2024. En volumen se observa la disminución de la importación de Bolivia y del GNL en el último año con la inyección de más gas desde Neuquén luego de la puesta en marcha del GPM. Se observa también que las cantidades en MMUSD se ven fuertemente afectadas por las variaciones de precios mostradas en la Fig. 11. El costo total de abastecimiento del sistema fue de 9,100 MMUSD, 13,700 MMUSD, 10,400 MMUSD y 8,850 MMUSD en los años 2021, 2022, 2023 y 2024 respectivamente.
El gas nacional abasteció aproximadamente al 80% de la demanda potencial con un costo del 50% del total, evidenciando el mayor costo de las importaciones y combustibles alternativos. También se pone de manifiesto que la inversión en el GPM se recuperó casi totalmente en un año, al reemplazar con gas nacional las importaciones de GNL y la utilización de combustibles líquidos.
Esto resalta una vez más la importancia de no demorar las inversiones en infraestructura que permitan el desarrollo de los cuantiosos recursos con los que cuenta nuestra nación.
Conclusiones: un largo camino hacia la sensatez
Reflexiones finales
“Oscuras fatalidades y sombríos errores de juicio” atrapan a los protagonistas, que “enredados por una falsa retórica y movidos por impulsos políticos que no pueden explicar a conciencia, salen a destruirse entre sí, con una especie de furia sin alma”. George Steiener, sobre la Guerra del Peloponeso.
El gas natural, como actor clave de la transición energética global, y los extraordinarios recursos naturales y humanos de nuestro país nos ofrecen una oportunidad excepcional para reindustrializar y descentralizar el país. Es posible cumplir con los servicios esenciales que debe prestar el estado y pagar la deuda pública mediante el crecimiento sostenido de la actividad privada, liberando e impulsando la imaginación, la creatividad y la innovación tecnológica de los agentes económicos.
Sin embargo, no podemos soslayar que, cuando los dueños del capital tanto nacionales como extranjeros, miran un país no les importa tanto quién gana las elecciones sino la amplitud de los cambios en las reglas económicas que pueden ocurrir cuando sus votantes decidan cambiar de opinión, lo que inevitablemente siempre ocurre. Es decir que resulta esencial sentar las bases de una economía, estable, moderna e integrada al mundo que solo muestre cambios marginales de sus reglas básicas y adaptaciones previsibles ante el cambio de signo de los gobernantes. Uruguay, Chile, son ejemplos muy cercanos de cambios de gobiernos muy distintos con economías estables.
Dado que no hay ninguna posibilidad de que una sola facción se alce para siempre con el poder y que circunstancialmente puede reducirse al mínimo una facción política pero nunca los intereses que representa, para la construcción de esa base común es necesaria una discusión profunda y sensata que contemple inteligentemente los intereses de una parte sustancial de los actores políticos, sociales y económicos de la nación. Y no hay ninguna posibilidad de un diálogo que permita construir un destino común si se insulta a quien piensa distinto y si no se asumen los errores del pasado.
No se trata de una visión idílica en un escenario imposible donde las facciones opuestas se abrazan generosamente. La lucha por el poder será siempre dura y brutal, pero hasta en las guerras se establecen ciertas reglas y límites. ¿Qué sentido tiene alcanzar el poder a costa de aniquilar la esperanza y el deseo de pertenencia de los jóvenes a su país? Con un poco de paciencia y mucho de inteligencia el péndulo del poder volverá a caer en la otra facción sin necesidad de provocar un nuevo apocalipsis.
Ojalá nunca nos llegue el miedo de lo demasiado tarde como escribió JL Borges y que el futuro no nos describa como a la Guerra del Peloponeso.
La producción de hidrocarburos en Neuquén marcó en julio de 2025 un nuevo récord ya que alcanzó los 529.291 barriles diarios de petróleo, superando por primera vez la barrera de los 500 mil barriles/día.
Este volumen representa un crecimiento del 6,56 % en relación a junio y del 27,98 % respecto al mismo mes de 2024. En el acumulado enero-julio, la producción muestra un incremento del 21,54 % interanual, informó el gobierno neuquino.
El aumento de producción de crudo registrado en comparación con el mes anterior se explica principalmente por el desempeño de áreas como Bandurria Sur, Lindero Atravesado, Mata Mora Norte, La Angostura Sur II y Rincón de Aranda.
En paralelo, la producción de gas también estableció un récord histórico, con 113,92 millones de m³/día. Esto implicó una suba del 0,94 % respecto a junio y del 4,39 % en comparación con julio de 2024.
El acumulado enero-julio de 2025 refleja un crecimiento del 3,4 % frente al mismo período del año anterior. Las áreas Sierra Chata, La Calera, Aguada Pichana Este, Bandurria Sur y La Angostura Sur II lideraron este incremento.
La participación de los no convencionales sigue siendo determinante: el 96,04 % de la producción de petróleo (508.314 bbl/d) y el 90,75 % de la producción de gas (103,39 millones de m³/d) provienen de esta modalidad, con fuerte predominio del shale.
Estos resultados reafirman el rol de Neuquén como motor energético del país, consolidando un crecimiento sostenido y proyectando nuevas metas de desarrollo para la industria hidrocarburífera, destacó el gobierno provincial.
YPF puso en marcha el nuevo Real Time de Operaciones Upstream, una sala que permite dirigir en forma remota y operar en tiempo real los campos de petróleo y gas de la compañía.
Las instalaciones fueron inauguradas por el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, junto con el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, el intendente de la ciudad, Mariano Gaido, entre otros funcionarios provinciales y municipales.
“Este es el quinto RTIC que inauguramos en YPF y vamos a seguir trabajando en este camino buscando ser más eficientes y transformando nuestras operaciones para convertir a la compañía en la mejor empresa de desarrollo no convencional del mundo”, señaló Marín.
Con una superficie de 400 metros cuadrados, se trata de la sala más grande en su tipo dentro de la compañía, estableciendo un nuevo estándar en la gestión de operaciones de yacimientos.
Cuenta con 54 puestos de trabajo y un equipo de 129 personas que trabajan en turnos rotativos las 24 horas del día los 7 días de la semana.
Desde esta sala se controlan más de 2.000 pozos, más de 100 instalaciones, más de 300 recursos de campo conectados con antenas Starlink, 290 camiones, 8 equipos de pulling y una demanda eléctrica de más de 90 MW.
Además, se recogen más de 1,5 millones de variables del campo y se reciben imágenes en tiempo real desde más de 150 cámaras distribuidas en las operaciones.
Además de la incorporación de tecnología, el RTIC establece un nuevo esquema de trabajo a través de células operativas. Se busca de esta manera tener los mejores profesionales de diversos sectores y disciplinas trabajando en conjunto para optimizar el uso de recursos y tomar las mejores decisiones, describió la compañía.
Estos equipos no sólo analizan y siguen datos en tiempo real, sino que se toman decisiones operativas de manera inmediata, lo que se traduce en mayor agilidad, mejor coordinación y una operación más eficiente.
A partir del miércoles 20/8 YPF amplió el descuento por carga nocturna a 6 % para todos los combustibles sin tope, a excepción del gasoil Grado 2 que cuenta con un tope de 150 litros mensuales.
Todos los clientes que carguen combustibles entre las 00:00 y las 06:00 accederán a este beneficio abonando con la APP YPF. Además, en aquellas estaciones en donde se encuentra habilitada la modalidad de autodespacho, se suma el descuento vigente del 3 %, totalizando un ahorro del 9 % en la carga de combustibles.
Desde la implementación de estos beneficios, el volumen operado con App YPF durante la noche se duplicó. Actualmente, más de 2 litros cada 10 se cargan en horario nocturno con la App. Infinia es el combustible más elegido en esta franja horaria.
Además, 7 de cada 10 usuarios que cargan de noche no lo hacían antes, lo que muestra cómo estos incentivos impulsan la digitalización y la adopción nuevas formas de operar.
En las estaciones con autodespacho activo, el impacto es aún mayor: la participación de la App YPF en volumen nocturno alcanza el 60 %, triplicando los niveles previos, indicó la empresa.
Como parte del proceso de privatizaciones encarado por el Gobierno Nacional, la Resolución del ministerio de Economía 1200/2025 activó el procedimiento de privatización de las sociedades operadoras de los complejos hidroeléctricos Alicurá, El Chocón, Cerros Colorados y Piedra del Águila, ubicados en la región del Comahue.
El M.E. indicó que el proceso fue consensuado con los gobiernos de las provincias de Neuquén y Río Negro; los pliegos de condiciones y los nuevos contratos de concesión incorporan una serie de modificaciones solicitadas por las provincias que atienden demandas históricas sobre la operación de los últimos 30 años.
Esta medida forma parte de la segunda etapa del proceso de privatización de ENARSA, establecido por el Decreto 286/2025, que contempla la venta por etapas de sus activos con el objetivo de promover un esquema energético más eficiente, competitivo y con mayor participación del sector privado.
La convocatoria será publicada en el portal del Ministerio de Economía y en la plataforma internacional DGMarket del Banco Mundial. El proceso se llevará adelante a través de la plataforma CONTRAT.AR, en cumplimiento con lo dispuesto por el Decreto 416/2025, y tendrá como fecha límite para su finalización el 31 de diciembre de 2025, se describió.
Asimismo, se instruyó a la Agencia de Transformación de Empresas Públicas, dependiente del Ministerio de Economía, a coordinar el proceso y a encargar la tasación de las acciones a una entidad bancaria del sector público.
Los nuevos concesionarios tendrán la posibilidad de disponer libremente de un porcentaje creciente de la energía generada en las centrales, contratando en el mercado a término o en el mercado spot, en línea con los lineamientos de normalización que encaró la Secretaría de Energía de la Nación.
Un Resumen del Pliego diseñado para el Concurso Público Nacional e Internacional por la hidroeléctricas del Comahue puntualiza:
Objeto:
Venta del 100 % de las acciones de las sociedades concesionarias:
• Alicurá Hidroeléctrica Argentina S.A.
• Chocón Hidroeléctrica Argentina S.A.
• Cerros Colorados Hidroeléctrica Argentina S.A.
• Piedra del Águila Hidroeléctrica Argentina S.A.
Marco legal:
Se fundamenta en las leyes 15.336, 24.065, 23.696, 27.742 y decretos 1105/1989, 695/2024, 718/2024, 286/2025 y 564/2025.
Acciones en venta:
• Clase A: 51 %
• Clase B: 47 %
• Clase C: 2 %
Participación y límites:
• Pueden participar personas humanas o jurídicas nacionales o extranjeras, individualmente o en conjunto económico.
• Ningún participante podrá superar el 20 % de la generación eléctrica del país (base: 43.555 MW).
• Un mismo oferente podrá adjudicarse hasta 2 concesiones.
• No se permiten UTE ni entes públicos provinciales o municipales.
Requisitos:
• Presentación de antecedentes técnicos y económicos (Sobre N° 1).
• Oferta económica (Sobre N° 2).
• Garantías de mantenimiento de oferta y cumplimiento.
• Designación de un operador técnico con experiencia mínima exigida.
• Posibilidad de conformar una “sociedad de inversión” en Argentina como vehículo de compra.
Cronograma y procedimiento:
1. Publicación y difusión del concurso en Boletín Oficial, portal Contrat.ar y medios internacionales.
2. Descarga gratuita del pliego y acceso a un Data Room con información técnica y económica.
3. Etapa de consultas y emisión de circulares.
4. Presentación digital de ofertas (CONTRAT.AR).
5. Precalificación (evaluación técnica-financiera).
6. Apertura de ofertas económicas de precalificados.
7. Preadjudicación al mayor oferente.
8. Firma del contrato de transferencia.
9. Toma de posesión dentro de los 15 días posteriores.
Condiciones clave:
• Los adjudicatarios asumen los bienes propios y cedidos, contratos en curso, personal y obligaciones sociales.
• El Estado se reserva la discrecionalidad de adjudicar o no.
• Se establecen obras y trabajos obligatorios en seguridad de presas, medioambiente y operación.
• Jurisdicción: Tribunales Contencioso-Administrativos Federales de CABA.
El gobernador Rolando Figueroa y el ministro de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele, participaron de la firma de un acuerdo con la compañía FLUXUS formalizando la autorización de cesión de dos concesiones de explotación hidrocarburífera.
Se trata de la concesión de la explotación con objetivos convencionales Centenario (Bloque I y II) y de la concesión de explotación con objetivos no convencionales (CENCH) Centenario Centro, previamente operadas por Pluspetrol S.A.
De parte de la empresa FLUXUS participaron de la firma del acuerdo su CEO, Ricardo Savini, el presidente de FLXS Argentina, Juan Randanne y el director de Operaciones, Jorge Lorenzón.
El ministro Medele relató que FLUXUS ha estado trabajando hace tiempo en la búsqueda de oportunidades para desarrollar hidrocarburos en Neuquén.
“Luego de una larga búsqueda encontraron un yacimiento que les convenía, que les gustaba operativamente, y que también a la provincia le interesaba mucho que ellos adquirieran. Vienen con una experiencia internacional y están buscando crecer no solamente en hidrocarburos, sino que también tienen ambiciones de tomar otras áreas y también quizás ayudarnos a desarrollar otras actividades”, destacó.
Y señaló que “ya con todas las autorizaciones y la aprobación del gobernador, estamos en condiciones de decir que tenemos una nueva operadora en la cuenca neuquina y realmente eso nos llena de orgullo”.
La firma “va a comenzar a operar este año, durante 2025, y lo importante es que ya viene con un plan de trabajo. A todo este periodo también lo usaron para conocer el área, hacer un plan de trabajo, con lo que entendemos que va a ser muy rápida la adaptación”, aseguró Medele.
A su turno, el CEO Ricardo Savini expresó que “estamos muy contentos de llegar a Neuquén. El yacimiento Centenario es un campo histórico para la provincia, para la ciudad, está casi adentro de la ciudad de Neuquén. Y nosotros venimos para invertir muy fuerte, retomar la producción, recuperar pozos y, como decimos, redesarrollar el yacimiento. Vamos a trabajar tanto en el campo convencional como también en Vaca Muerta, porque ahí hay un potencial de Vaca Muerta importante”.
Recordó que se trata del primer activo en Argentina de la empresa. “Hoy somos operadores, somos una empresa brasileña de un grupo privado muy importante en Brasil, que es el grupo J&F. Tenemos operaciones en Bolivia, producimos gas en Bolivia en ese momento. Y a partir del inicio de nuestras operaciones acá, en Centenario, vamos a buscar otras oportunidades en Argentina, especialmente en la provincia más petrolera que es Neuquén”, indicó.
Acerca del acuerdo
El acuerdo -celebrado en los términos de las Leyes Nacionales N° 17.319, 26.197, 27.007, 27.742 y la ley provincial N° 2453- implica la incorporación de un nuevo operador en Vaca Muerta estableciendo un compromiso de inversión inicial de 21,3 millones de dólares, correspondiente a la reactivación de 54 pozos entre los años 2026 y 2027 y al mantenimiento de instalaciones existentes.
Asimismo, establece el abandono de 76 pozos que las empresas cedente y cesionaria han manifestado que no presentan condiciones que permitan considerarlos como activos productivos ni justifican su reactivación.
Uno de los ejes centrales es la puesta en valor de la planta Turboexpander en el área Centenario Centro, que permitirá procesar hidrocarburos localmente y reducir los costos logísticos del abastecimiento de Gas Licuado de Petróleo (GLP), sustituyendo el transporte desde puntos distantes como Bahía Blanca. Esta medida busca optimizar la infraestructura existente, impulsar el desarrollo de proveedores locales y mejorar la competitividad energética provincial.
Respecto de los pagos asociados a la cesión, la empresa deberá abonar en concepto de Responsabilidad Social Empresaria un total de 430.600 dólares y en Impuestos de Sellos la suma aproximada de 169.400 dólares.
Sobre FLUXUS
Fluxus es el brazo petrolero de J&F, el mayor grupo económico privado de Brasil con presencia en 190 países. La empresa desarrolla activamente una cartera de producción de petróleo y gas en Latinoamérica, junto a un portafolio exploratorio de alcance global.
Ana Simonato ha sido nombrada Country Manager para Argentina, a partir del 1 de julio. Con base en Buenos Aires, Simonato será responsable de las operaciones de Chevron en el país, donde la empresa opera y posee el bloque El Trapial y tiene una participación no operada del 50 por ciento en las concesiones de Loma Campana y Narambuena.
Simonato cuenta con más de 25 años de trayectoria y amplia experiencia en el negocio de upstream. Comenzó su carrera en Petróleos de Venezuela y luego se unió a Chevron en 2006, donde ha ocupado roles de creciente responsabilidad dentro de los Estados Unidos, como Sponsor de Gestión de Petro-tecnología Empresarial, Gerente General de Tecnología y Servicios Empresariales para el Golfo de América, y varias posiciones de liderazgo en activos no convencionales, incluyendo un rol clave en el equipo de integración de PDC Energy. Simonato es Ingeniera Química de la Universidad Rafael en Venezuela.
“Es un honor asumir este rol de liderazgo en Argentina. Hoy tenemos una posición muy sólida en Vaca Muerta y esperamos que la relevancia de este activo en el portafolio de Chevron crezca en los próximos años”, expresó Simonato. “Estoy muy entusiasmada por la oportunidad de trabajar en Argentina junto a nuestros empleados, socios comerciales, autoridades de gobierno, colegas de la industria y con las comunidades donde operamos para continuar desarrollando el enorme potencial de Vaca Muerta” declaró la ejecutiva.
Acerca de Chevron
Chevron es una de las principales compañías de energía integrada del mundo. Creemos que la energía asequible, confiable y cada vez más limpia es esencial para el progreso humano. En Argentina, Chevron produce petróleo crudo y gas natural a través de su subsidiaria de propiedad total, Chevron Argentina S.R.L. Los intereses de la compañía incluyen la exploración y el desarrollo de recursos no convencionales de petróleo y gas de la formación Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén. Chevron en Argentina opera y posee el bloque El Trapial y también tiene una participación no operada del 50 por ciento en las concesiones de Loma Campana y Narambuena. Mas información sobre Chevron disponible en www.chevron.com.
El gobernador de Tierra del Fuego, Gustavo Melella, y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, firmaron un Memorando de Entendimiento (MOU) para avanzar en la cesión de 7 áreas convencionales que la compañía opera en la provincia: Los Chorrillos, Lago Fuego y Tierra del Fuego Fracción A, B, C, D y E.
El acuerdo se firmó en las oficinas de YPF en Buenos Aires, y en la oportunidad, Marín destacó “Quiero agradecer al gobernador de Tierra del Fuego por este acuerdo que es un paso importante para potenciar la producción de hidrocarburos en la provincia, al mismo tiempo que nos da la posibilidad de seguir concentrando los esfuerzos de la compañía en el desarrollo de Vaca Muerta”.
YPF comunicó que mediante este MOU, las partes se comprometen a negociar y ejecutar un acuerdo definitivo para la cesión de las concesiones de explotación de YPF a Terra Ignis, la empresa provincial de energía.
“De esta manera, YPF avanza en uno de los pilares estratégicos del “Plan 4×4″ (de reestructuración de actividades) como es el manejo del porfolio de activos que le permite a la compañía reasignar en forma eficiente su capital para el desarrollo de sus proyectos estratégicos que habilitarán exportaciones por 30.000 millones de dólares para 2030”, señaló la empresa de mayoría accionaria estatal.
La empresa Glencore anunció su pedido de adhesión de sus proyectos mineros El Pachón y Agua Rica, de los cuales es propietario en un 100 %, al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (“RIGI”), con una inversión de capital prevista de U$S 4.000 millones para el desarrollo de Agua Rica, y U$S 9.500 millones para el desarrollo de El Pachón (Fase 1) durante la próxima década.
Promovido por el gobierno y aprobado en 2024, el RIGI dispone una serie de beneficios impositivos, aduaneros y cambiarios para inversiones que superen el mínimo de U$S 200 millones.
El proyecto El Pachón es un yacimiento de cobre y molibdeno a gran escala ubicado en la provincia de San Juan. Actualmente, el proyecto cuenta con recursos minerales medidos, indicados e inferidos estimados en aproximadamente 6.000 millones de toneladas de mineral, con leyes promedio de 0,43 % de cobre, 2,2 g/t de plata y 130 g/t de molibdeno.
El Proyecto Agua Rica es un yacimiento a gran escala de cobre, oro, plata y molibdeno ubicado en la provincia de Catamarca. El Proyecto cuenta con recursos minerales medidos e indicados estimados en aproximadamente 1.200 millones de toneladas de mineral, con leyes medias de 0,47 % de cobre, 0,20 g/t de oro, 3,40 g/t de plata y 0,03% g/t de molibdeno. El proyecto tiene previsto utilizar las instalaciones de Alumbrera, ubicadas a 35 km del yacimiento de Agua Rica, para procesar el mineral, dando lugar al proyecto MARA.
Gary Nagle, CEO de Glencore, comentó que “se espera que los Proyectos combinados generen más de 10.000 puestos de trabajo directos durante la fase de construcción y más de 2.500 puestos de trabajo directos durante la fase operativa. Una vez que las solicitudes de adhesión hayan recibido su aprobación por parte de las autoridades relevantes, los Proyectos tendrán acceso a un marco económico de inversión atractiva y a largo plazo, así como a una mayor protección para los inversores”.
Nagle destacó respecto del RIGI que “Este marco ha transformado el panorama de la inversión en Argentina, actuando como un catalizador clave para atraer importantes inversiones extranjeras al país. La presentación de hoy constituye un paso significativo hacia el desarrollo de El Pachón y Agua Rica. Refuerza nuestro compromiso de larga data con Argentina, país en el que hemos sido inversor durante más de dos décadas”.
“Esperamos continuar trabajando con el gobierno nacional y las respectivas administraciones de San Juan y Catamarca para hacer realidad estos proyectos y afianzar la posición de la Argentina como una de las principales jurisdicciones mineras del mundo”, agregó.
Martín Pérez de Solay, CEO de Glencore Argentina, comentó que “La estimación actual de inversión de capital para El Pachón (Fase 1) oscila entre U$S 8.500 y U$S 10.500 millones, mientras que para Agua Rica está entre U$S 3.500 y U$S 4.500 millones. Para efectos de la solicitud de adhesión al RIGI se toma como estimación de capital el punto medio de los rangos”.
Glencore puntualizó que es “una de las mayores empresas productoras y comercializadoras de recursos naturales diversificados del mundo. A través de una red de activos, clientes y proveedores producimos, procesamos, reciclamos, nos abastecemos, comercializamos y distribuimos las materias primas que permiten la descarbonización, satisfaciendo a la vez las necesidades energéticas actuales”.
“Los clientes de Glencore son consumidores industriales, como los de los sectores automovilístico, siderúrgico, de generación de energía, de fabricación de baterías y petróleo. “También proporcionamos financiación, logística y otros servicios a productores y consumidores de productos básicos”, describió la empresa con sede en Suiza.
En el marco de su plan de actualización y mejora de la infraestructura gasífera, Camuzzi inicia en la ciudad de Bragado una obra clave de renovación de la red, que demandará una inversión de $ 4.190 millones y un plazo de ejecución estimado de 10 meses.
El proyecto, a cargo de la empresa contratista Cosugas, contempla el reemplazo de un importante segmento de la antigua red de acero por modernas cañerías de polietileno, que ofrecen mayor seguridad y confiablidad operativa.
En total, se renovarán 19.200 metros de red, en un radio determinado por las calles Moya, Rivadavia, El Pampero y San Martín. Además, se actualizarán las vinculaciones a la red de 1.168 viviendas, denominadas técnicamente “servicio”.
A los efectos de reducir al máximo posible los inconvenientes en la vida cotidiana de los habitantes de la ciudad, se utilizará el sistema de tunelera inteligente que reduce significativamente la necesidad de hacer pozos y movimientos de tierra de envergadura, como así también de intervenir en la vía pública con maquinaria más pesada, acelerando los plazos promedio que conllevan este tipo de obras bajo metodologías constructivas tradicionales.
Durante toda la obra, las zonas intervenidas estarán debidamente señalizadas y valladas, y se garantizará el acceso seguro a todos los domicilios.
La nueva obra se suma a otra recientemente finalizada en la localidad, que consistió en la renovación del sistema de odorización, que requirió una inversión adicional superior a los $ 210 millones. Este equipamiento es el encargado de incorporar al gas natural un aditivo especial que le otorga su característico olor, permitiendo que los usuarios puedan detectarlo rápidamente en caso de pérdidas.
De esta manera, Camuzzi reafirma su compromiso con la seguridad y calidad del servicio de distribución que ofrece a los vecinos de Bragado y a todos los usuarios de su extensa área de concesión.
Camuzzi es la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina en términos de volumen, cubriendo el 45 % del territorio nacional en dos regiones contiguas. Bajo un complejo sistema de gasoductos de transporte, ramales y redes de distribución que supera los 60.000 km lineales de extensión, la compañía abastece a más de 2.000.000 de usuarios de siete provincias del país: Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego.
El ex subsecretario nacional de Energía Eléctrica entre 2019 y 2022, Federico Basualdo, consideró que “tanto la flexibilización de la prioridad del gas para CAMMESA como el fuerte aumento de las tarifas para los transportistas de gas y energía eléctrica y la mala programación del sistema, hicieron que el costo de abastecimiento no baje lo proyectado en 2024”.
Advirtió que a futuro el proceso de desregulación “puede llevar a un escenario de posible incremento, de acuerdo a cómo se implemente la descentralización de la compra de combustibles”.
El especialista recordó que el costo de abastecimiento “tenía que tender a la baja” con el aumento de la producción de gas natural, el ex gasoducto Néstor Kirchner y la prioridad para las usinas, pero no así en 2024 porque “las políticas del Gobierno limitaron esa reducción”.
Basualdo participó del 1er Foro Provincial de Energía, organizado en la Ciudad de La Rioja, con la presencia también del gobernador Ricardo Quintela.
El especialista señaló que la gestión actual tiene “una voluntad clara y concreta de abandonar los planes de incentivo a la producción de gas que permitieron recuperar el autoabastecimiento y bajar los costos de la energía”.
En relación al sector de energía eléctrica, Basualdo señaló que la administración libertaria busca que CAMMESA se retire de la contractualización de la energía y de la compra de combustibles, al tiempo que quiere que precio deje de ser determinado en razón de costos medios para pasar a un esquema de costos marginales.
Basualdo también se mostró crítico del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI): “Los principales proyectos de infraestructura ya estaban planificados y algunos incluso en desarrollo pero al adherir al RIGI se produce una escisión entre el desarrollo del sector energético y la economía nacional”.
Asimismo, Basualdo criticó el que se “reemplazó un plan de obra pública que tenía como eje la expansión del sistema por uno de concesión privada que prioriza la oportunidad económica por el desarrollo de las obras, lo que va a descargar en la demanda los costos y reduce el margen de expansión de infraestructura que no sea rentable”.
Por su parte, el gobernador Quintela aseguró que “en ese debate nacional sobre cómo garantizar una vida digna para los argentinos, uno de los elementos fundamentales es la energía”, y recordó que si bien ni el agua y la energía figuran como servicios obligatorios en la Constitución “tenemos el firme convencimiento de que deben estar al mismo nivel que la salud, la seguridad, la educación y la justicia, con acceso garantizado para todos los hogares”.
El mandatario señaló que antes “el Estado, a través de los subsidios, garantizaba ese acceso a todos los sectores, pero en este gobierno nacional se generó un beneficio desmedido a los grandes capitales, en detrimento de la mayoría del país”.
La Secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti destacó la política de desregulación encarada por el gobierno en el sector energético y dijo que es importante “crear un ámbito confiable y que los privados lo vean perdurable para fomentar la inversión”.
“Sabemos que el tiempo nos apura, porque tenemos una ventana de oportunidad para aprovechar en petróleo, sobre todo”. “Hay que fijar prioridades y entender dónde estamos parados y hacia dónde queremos ir como gobierno”, señaló, ante más de 150 empresarios y analistas del sector que participaron del VII Forum de Energía organizado por LIDE Argentina.
Tettamanti sostuvo que “El Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) da certidumbre y previsibilidad. Nuestro rol es fijar reglas claras y cumplirlas; las inversiones las tiene que hacer el sector privado. Hemos diagramado una hoja de ruta para que tanto la generación de electricidad como la producción y transporte de gas natural lleguen a un esquema de libre mercado”, remarcó.
En el rubro de la energía eléctrica Tettamanti describió que “No contamos con potencia instalada suficiente para pasar los picos de demanda de forma tranquila, tanto en invierno como en verano. Necesitamos medidas paliativas en el corto plazo para gestionar la oferta disponible y trabajar en inversiones que amplíen la capacidad”.
Al respecto, hizo referencia a la licitación en curso convocada para ofertar almacenamiento de energía (baterías) en el AMBA, donde se recibieron propuestas por hasta 1.500 MW, cuando se busca adjudicar 500 MW.
Para el mediano plazo, el gobierno prepara nuevos lineamientos para el sistema de generación de electricidad procurando alentar inversiones en nueva generación, con libre contractualización. “Los privados deberían ser los offtakers, no Cammesa. Tenemos que trabajar para eso en que las distribuidoras sean sujetos de crédito y que los generadores se animen a invertir en nueva potencia térmica”, afirmó.
El VII Fórum Nacional de Energía fue organizado por LIDE Argentina, bajo el título “Agenda Energética Argentina… lo urgente y lo importante”, en el Alvear Icon Hotel, de Puerto Madero.
El encuentro convocó a líderes empresariales, autoridades nacionales y referentes técnicos para analizar los desafíos estructurales del sistema energético y definir estrategias hacia un modelo competitivo, sostenible y soberano.
El Presidente de LIDE Argentina, Rodolfo de Felipe, destacó el rol estratégico del sector: “La Argentina tiene muchos impulsores de su desarrollo, pero hay cuatro turbinas en especial que serán capaces de motorizar un gran salto de progreso para el país: el agro, la minería, la economía del conocimiento y la energía”.
“Esta última está llamada a generar una importante cantidad de divisas en los próximos años. Para que eso ocurra, necesitamos una agenda previsible, que priorice lo importante por sobre lo urgente. Energía sustentable, competitiva y soberana”, señaló.
El primer panel del día reunió a los presidentes de las cámaras del sector: Gabriel Baldassarre (AGEERA), Pablo Tarca (ATEERA), Fernando Pini (ADEERA) y Eduardo Beloqui (AGUEERA) expusieron los principales desafíos del sistema eléctrico nacional. Coincidieron en que la falta de eficiencia, los precios desalineados y las barreras a la inversión requieren una reforma estructural urgente.
Germán Lavalle, presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica, presentó los avances en reactores nucleares pequeños. Destacó su potencial para diversificar la matriz energética con soluciones seguras y escalables.
En un panel técnico, Daniel Ridelener (TGN), Oscar Sardi (TGS), Gustavo Chaab (VMOS), Pablo Tarca (TRANSENER) y Eduardo Carranza (Terminal Puerto Rosales) analizaron las restricciones actuales en ductos y electroductos, junto con los proyectos clave para destrabar el crecimiento.
Federico Amos, CEO de ArcelorMittal Acindar, compartió un caso de éxito en energías renovables. Expuso cómo la empresa transforma su operación a través de inversiones con foco en sostenibilidad y descarbonización.
Martín Genesio, presidente de LIDE Energía y CEO de AES Argentina, expresó que “Si bien las urgencias y lo urgente siguen y seguirán copando parte de la agenda, en LIDE Energía volvimos a enfocarnos en lo verdaderamente importante para el sector: que Argentina, con el desarrollo de su potencial, cumpla un rol clave en la transición energética”.
Excelerate Energy, Inc. publicó su Informe de Sostenibilidad 2024, destacando el progreso de la compañía en las principales prioridades ambientales, sociales y de gobernanza (ESG) durante el año calendario 2024.
El Informe de Sostenibilidad 2024 describe los esfuerzos de Excelerate para reducir las emisiones, mejorar la seguridad operativa y ampliar el acceso a energía confiable en mercados de todo el mundo. También detalla el enfoque de la empresa en la participación de las partes interesadas, el desarrollo de la fuerza laboral y la gestión de activos a largo plazo.
“Nuestro Informe de Sostenibilidad 2024 refleja los pasos concretos que hemos dado para integrar la sostenibilidad en todos los aspectos de nuestro negocio”, afirmó Steven Kobos, presidente y director ejecutivo de Excelerate Energy. “Desde la reducción de pérdidas de carga mediante nuevas tecnologías hasta el fortalecimiento de nuestras alianzas con comunidades de todo el mundo, nos centramos en ofrecer soluciones energéticas prácticas y responsables”.
Los aspectos más destacados del informe de 2024 incluyen:
Avanzamos nuestra estrategia de sostenibilidad mediante la compra de una unidad de relicuefacción para las operaciones de Brasil para mejorar la eficiencia y reducir las emisiones de Alcance 1.
Se ampliaron las operaciones globales mediante la modernización de la FSRU Excelsior para reducir la huella ambiental de la terminal flotante de GNL y ayudar a cumplir con las nuevas regulaciones en Alemania.
Se fortaleció la participación de la comunidad apoyando iniciativas regionales en toda la Costa del Golfo de EE. UU. y Bangladesh, al tiempo que se prioriza el bienestar de los empleados y los marineros.
Reforzamos la gestión ambiental liderando las actividades del Día Mundial de la Limpieza y lanzando la construcción de Hull 3407, nuestra terminal flotante de GNL de próxima generación.
El informe completo está disponible en el sitio web corporativo de Excelerate en Excelerate-Energy-2024-SR- 080125.pdf
SOBRE EXCELERATE ENERGY
Excelerate Energy, Inc. es una empresa estadounidense de GNL ubicada en The Woodlands, Texas. Excelerate está transformando la forma en que el mundo accede a energías más limpias al proporcionar servicios integrados a lo largo de la cadena de valor de GNL a energía, con el objetivo de ofrecer soluciones de GNL rápidas y confiables a sus clientes.
La empresa ofrece una gama completa de servicios de regasificación, desde terminales flotantes de GNL hasta desarrollo de infraestructura, suministro de GNL y generación de energía.
Excelerate tiene presencia en Abu Dabi, Amberes, Boston, Buenos Aires, Chattanooga, Daca, Doha, Dubái, Hanói, Helsinki, Jamaica, Londres, Río de Janeiro, Singapur y Washington, D. C.
Para más información, visite www.excelerateenergy.com.
El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras desde el 18/8/2025 al 31/08/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se presentaron 30 ofertas de abasto por un volumen total de 24 millones de metros cúbicos día con Precios Promedio Ponderados de U$S 3,98 por Millón de BTU en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte y de U$S 4,87 por MBTU puesto el gas en el Gran Buenos Aires.
Desde Chubut llegaron 2 ofertas por un volumen total de 800.000 m3/día; desde Neuquen se realizaron 12 ofertas por un total de 9.500.000 m3/d; Desde Santa Cruz 5 ofertas por 3.400.000 m3/día; desde Tierra del Fuego 7 ofertas por un total de 8.800.000 m3/día, y desde la cuenca del Noroeste se realizaron 4 ofertas por un total de 1.500.000 m3/día.
Los precios en el PIST según cuenca de producción variaron desde U$S 3,83 hasta U$S 4,16 por MBTU. Los precios del gas puesto en el GBA variaron desde U$S 4,59 hasta U$S 5,04 el MBTU.
Camuzzi fue galardonada con el Premio Fortuna de Oro, la máxima distinción que otorga Revista Fortuna y Editorial Perfil, y reconocida además como la Mejor Empresa Energética de 2025. La elección se basa en criterios de desempeño, innovación y contribución al desarrollo económico del país. El reconocimiento fue entregado en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, durante una ceremonia que reunió a referentes del sector empresarial y político argentino.
Alejandro Macfarlane, Presidente de Camuzzi Gas Inversora, destacó el valor del galardón en un momento clave para la industria energética.
“Este premio es un reconocimiento al esfuerzo colectivo de toda la compañía y un respaldo a la gestión que venimos impulsando para fortalecer el servicio y alcanzar una empresa sustentable”, expresó Macfarlane.
El directivo resaltó que la Revisión Tarifaria Quinquenal que se ha logrado concluir permitirá sumar a la red a más de 140 mil hogares que hoy dependen de energías más costosas e inseguras, como las garrafas. Asimismo, destacó que, a partir del reordenamiento del sector, se han podido retomar obras estratégicas como las que continuaban pendientes de finalización en la zona cordillerana, gracias al trabajo conjunto con las provincias de Río Negro, Neuquén y Chubut.
“Contar con un esquema tarifario previsible y acorde al costo real de la energía es clave para impulsar nuevas conexiones, potenciar el desarrollo productivo y garantizar un sistema energético sostenible”, subrayó.
Los Premios Fortuna están organizados por Revista Fortuna y Editorial Perfil, distinguen desde hace dos décadas a las mayores y mejores empresas de la Argentina en más de 15 categorías, además de entregar el Premio Fortuna de Oro a la compañía más destacada del año.
Con más de 30 años de trayectoria, Camuzzi es la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina en términos del volumen de energía que distribuye anualmente a sus usuarios, el alcance geográfico de sus operaciones y la extensión de su infraestructura.
La compañía presta servicio en las provincias de Buenos Aires, Chubut, La Pampa, Neuquén, Rio Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego y abastece a más de 2.2 millones de usuarios residenciales, comerciales e industriales.
Camuzzi trabaja diariamente para garantizar un servicio seguro, eficiente y de calidad, impulsando obras e inversiones que contribuyen al desarrollo económico y social de las regiones donde opera.
Compañía Mega, la mayor exportadora de NGL (líquidos del gas natural) de Argentina y referente en el procesamiento de gas natural de Vaca Muerta, firmó un acuerdo estratégico con YPF Luz para abastecer el 100 % de sus plantas con energía proveniente de fuentes renovables.
La alianza fue formalizada por Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega, y Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, tras un proceso licitatorio abierto y competitivo, se indicó.
Este acuerdo, enmarcado en un contrato de tipo PPA (Power Purchase Agreement) aporta 100.800 MWh/año y permitirá a Mega cubrir la totalidad de su demanda eléctrica durante los próximos cinco años, lo que equivale al consumo anual de más de 27.300 hogares argentinos.
La disminución en emisiones de CO2 está estimada en 44.352 toneladas al año. La energía será provista desde el Parque Eólico CASA, en Olavarría, y el Parque Solar El Quemado, ubicado en Mendoza, que será uno de los desarrollos renovables de mayor capacidad instalada de Argentina.
Tomás Córdoba destacó que “Este acuerdo con YPF Luz representa un paso clave en la estrategia del negocio y la visión de largo plazo de Mega. De esta forma, logramos el abastecimiento estratégico de energía renovable que nos permite continuar afianzando nuestro camino de crecimiento y excelencia operacional”. “Mega refuerza su compromiso con el desarrollo sostenible, la eficiencia energética y la innovación”.
Martín Mandarano expresó que “Nos enorgullece que Mega elija a YPF Luz para abastecer su consumo eléctrico con fuentes renovables, que se obtienen a partir de los excelentes recursos naturales con los que cuenta el país. Nuestra compañía lidera el market share de venta de energía renovable a clientes industriales, gracias a una cartera de empresas que confían en nuestra excelencia operativa, y ven el abastecimiento de fuentes renovables como una opción costo-eficiente”.
Sobre Compañía Mega
Compañía Mega opera desde el año 2001. Es una sociedad anónima cuyos accionistas son YPF (38 %), Petrobras (34 %) y Dow (28 %) y tiene como eje principal del negocio agregar valor al gas natural a través de la separación y el fraccionamiento de sus componentes ricos – NGL (líquidos del gas natural) como el etano, propano, butano y gasolina natural.
Con un complejo industrial modelo opera con plantas estratégicamente ubicadas en Loma La Lata – zona central de Vaca Muerta en NQN, y en Bahía Blanca dentro del Polo Petroquímico más importante de Argentina y un poliducto de 600 kilómetros que une ambas plantas; procesando alrededor del 40 % del gas producido en la Cuenca Neuquina – principal cuenca productora de hidrocarburos del país.
Mega es principal exportadora argentina de GLP, cumple un rol muy importante en el abastecimiento del mercado interno, y es el principal productor y proveedor de etano para la industria petroquímica local.
Acerca de YPF Luz
YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es compañía argentina líder en generación de energía eléctrica eficiente y sustentable, con 12 años de trayectoria. Opera 15 activos distribuidos en 8 provincias del país, con una capacidad instalada de 3,4 GW, que abastecen el 10 % de la demanda eléctrica nacional.
Está construyendo dos nuevos proyectos renovables: el Parque Eólico CASA (63 MW) en Olavarría y el Parque Solar El Quemado (305 MW) en Mendoza.
El ministro de Desarrollo Productivo de Santa Fe, Gustavo Puccini, destacó la decisión de YPF de invertir 400 millones de dólares para reconvertir la refinería de San Lorenzo y crear Santa Fe Bio, una empresa dedicada a la producción de combustibles sostenibles para la aviación.
La refinería, que se encontraba inactiva desde 2018, demandará una reconversión que se desarrollará en dos etapas. Según informaron desde el Gobierno de Santa Fe, la puesta a punto de la biorefinería demandará tres años de obras, con una inversión estimada de alrededor de 400 millones de dólares, y prevé la construcción de una planta de pretratamiento y una biorrefinería en el predio.
El ministro destacó que a fines de 2024, en un encuentro al que asistió acompañando al gobernador Maximiliano Pullaro, se planteó “que era contradictorio que esta planta estuviera cerrada, sobre todo por el lugar donde está emplazada, y más aún perteneciendo a una empresa como YPF. En ese momento, YPF se comprometió a evaluar propuestas para esta refinería y han cumplido porque firmaron un entendimiento bilateral con Essential Energy y el directorio de YPF ya lo aprobó”.
Puccini remarcó que “esta producción reposiciona a Santa Fe en el sendero de la generación de energía y la plantea como una provincia líder en la producción de biocombustibles. En este caso, con la producción de un elemento que será 100 % de exportación, que es altamente demandado en Estados Unidos y en Europa”.
La nueva biorrefinería producirá SAF (Sustainable Aviation Fuel) y HVO (Aceite Vegetal Hidrotratado) a partir de aceites vegetales, residuos y grasas animales. Para descarbonizar sus operaciones, la aviación civil global demanda combustibles sostenibles. Santa Fe, con su capacidad en maíz, soja se convierte en un actor estratégico. El mercado global de SAF y HVO está en plena expansión.
El desarrollo se realizará en dos fases, comenzando en octubre con la adecuación de instalaciones existentes. Se prevé la creación de 1.000 empleos durante la obra y entre 200 y 250 puestos directos una vez operativa. Además, el proyecto se presentará al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), lo que permitirá acelerar su ejecución y consolidar a Santa Fe como polo estratégico de bioenergía.
A través de dos resoluciones la Secretaría de Energía estableció nuevos precios para los biocombustibles para el mes en curso.
La resolución 341/2025 fijó en $ 824,044 por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (Biocombustibles), el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de agosto de 2025 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
También fijó para el mismo período y hasta nuevo aviso en $ 755,258 por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta.
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 342/2025 estableció en $ 1.354.507 por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de la Ley 27.640, para las operaciones a llevarse a cabo durante agosto 2025 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
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.
Pemex iniciará un plan de diez años para la producción de hidrocarburos no convencionales para elevar la producción de crudo y gas en el país
Petróleos Mexicanos ( Pemex), la empresa energética más endeudada del mundo, ha registrado caídas en su producción en los últimos años a medida que los campos convencionales maduros en aguas someras se agotan.
A finales de la década de 2010, el entonces presidente Enrique Peña Nieto buscó abrir cuencas de esquisto, incluida la Cuenca de Burgos, una cuenca rica en gas de esquisto en el noreste de México, para la exploración y desarrollo de gas natural por parte de empresas privadas.
Andrés Manuel Lopez Obrador acabó con las licitaciones de contratos petroleros con privados y extranjeros y desechó la posibilidad de explotación a través del fracking, Sin embargo y ante el importante endeudamiento de la petrolera estatal, su director ejecutivo, Víctor Rodríguez, comentó que el plan contempla una contribución “modesta” de no convencionales entre 2026 y 2028 a la producción nacional de hidrocarburos, pero “volúmenes significativos” a partir de 2029.
Pemex ha estado realizando fracking en campos terrestres cercanos a la costa del Golfo de México, pero no reporta la producción de esquisto por separado y no está claro cuánto ha contribuido el fracking a la producción. Lo que sí es claro es que la mayor parte de la producción de petróleo y gas proviene de recursos convencionales en plataformas marinas antiguas en aguas someras.
La constante disminución en la producción de Pemex y las tensas relaciones comerciales y arancelarias con Estados Unidos aparentemente han llevado a México a expandir el fracking doméstico en un intento por reducir su alta dependencia de las importaciones de gas natural desde Estados Unidos.
En la última década, las importaciones mexicanas de gas natural estadounidense, principalmente a través de tuberías, han aumentado gracias a los nuevos gasoductos construidos entre ambos países.
México tiene un estimado de 545 Tcf (billones de pies cúbicos) de recursos técnicamente recuperables de gas de esquisto, el sexto más grande del mundo, según datos del gobierno estadounidens
OPINION
Comunicado de la Secretaría de Energía del Partido Justicialista
La decisión del Gobierno Nacional de poner en venta las represas del Comahue constituye la entrega ruinosa e inadmisible de un activo estratégico, que resulta fundamental para la provisión de energía asequible, limpia y segura para los argentinos.
Las centrales hidroeléctricas El Chocón, Alicurá, Piedra del Águila y Cerros Colorados aportan en su conjunto el 7 por ciento de la energía que se consume en Argentina y fueron construidas en mayor parte por el Estado Nacional y privatizadas en 1992.
Sin dudas, el vencimiento de las concesiones privadas era un marco propicio para volver a debatir el mejor modelo de gestión, defendiendo el interés nacional y dando participación a las provincias de Neuquén y Río Negro, propietarias de los recursos hídricos.
En lugar de eso, el Gobierno lleva un año y medio intentando su privatización, con marchas y contramarchas, emparchando prórrogas y cambiando una y otra vez las reglas del proceso para concretar una decisión a todas luces desafortunada: la entrega de patrimonio nacional y una menor presencia del Estado en la planificación del sector.
Asimismo, la energía hidroeléctrica es la más barata del sistema por lo que la privatización de las represas traerá un incremento en los costos de operación que hará la energía más cara para los hogares, los comercios y las industrias. Por lo tanto, la gestión de estos activos es fundamental para la competitividad de nuestra economía.
Es por ello que reclamamos que se desista de la entrega de estos activos estratégicos para el sistema energético y se convoque a debatir en forma pública, con la participación de los trabajadores, las universidades, el sector productivo y las provincias involucradas el mejor modelo para potenciar la energía hidroeléctrica, priorizando la soberanía nacional, el desarrollo económico y el bienestar del pueblo argentino.
OPINION
Cecilia Garibotti, ex subsecretaria de Planeamiento Energético y presidenta de la Fundación Encuentro, analizó el reciente decreto del Gobierno nacional que fija la venta de las represas hidroeléctricas del Comahue. Frente a este panorama, explicó: “Es la sexta vez que le ponen fecha a la venta. La concesión se venció en 2023 y el contrato permitió una prórroga por un año, que se cumplió en 2024”. Y agregó: “Desde entonces, el gobierno viene prorrogando la fecha de la venta”.
Según detalló Garibotti, “La fecha designada para la operación de venta es el 7 de octubre, pero sería raro que se concrete justo antes de las elecciones”. En este sentido, remarcó que la medida se aleja de una planificación responsable de los recursos: “El decreto que se publicó hoy hace mucho ruido, porque ante el vencimiento de la última prórroga, no quieren salir a decir que vuelven a prorrogar y no tuvieron avances”.
La referente del Frente Renovador también advirtió sobre la falta de definiciones claras en la política energética del Ejecutivo: “El anterior Secretario hablaba de privatización directa de las represas, pero se trata de activos muy estratégicos como para hacer privatización de forma directa, entonces se volvió al modelo de concesión”. Es decir, agregó Garibotti, “Intentaron avanzar con un modelo de privatización y no pudieron”.
Para finalizar, Garibotti alertó sobre los riesgos que implica la propuesta oficial: “Lo que me resulta preocupante está en la letra chica, dicen que van a hacer un concurso público internacional y nacional para la subconcesión sin base, es decir, sin monto mínimo para concesionarla y eso trae aparejado muchos problemas”. Y concluyó: “No hay ningún motivo que fundamente ir por este camino. Sin una designación de base, cualquier empresa se la puede terminar llevando, comprometiendo al país por 30 años”.
En medio de un semestre atravesado por tensiones políticas, turbulencias cambiarias y transformaciones estructurales, el escenario económico argentino combina múltiples frentes críticos: el ruido electoral presiona al dólar en un contexto de reservas debilitadas y señales mixtas del FMI; el sector energético vive una reconfiguración profunda, con caída sostenida en las ventas de combustibles, ajustes tarifarios, licitaciones clave en transporte y almacenamiento eléctrico, y un ambicioso impulso exportador desde Vaca Muerta. A esto se suma una paradoja empresarial: mientras los estacioneros reclamaban libre mercado, ahora piden intervención estatal para asegurar márgenes. Un combo que tensiona la macro, desafía al consumo y redefine el futuro energético del país.
El “ruido electoral” impacta significativamente en el precio del dólar debido a la histórica sensibilidad del mercado cambiario frente a la incertidumbre política. En contextos electorales, especialmente cuando están en juego modelos económicos divergentes, los agentes económicos —empresas, ahorristas e inversores— tienden a dolarizar sus carteras como forma de cobertura ante posibles cambios abruptos en las reglas de juego, controles, impuestos o políticas monetarias. Esta mayor demanda de dólares, tanto en los mercados oficiales como paralelos, presiona al alza la cotización, incluso sin que existan variaciones reales en las reservas o en los fundamentos económicos inmediatos.
JP Morgan, en un reciente informe advirtió: “Con el pico de ingresos agrícolas ya superado, la probabilidad de salidas continuas de divisas por turismo, posible ruido electoral y cierto bajo rendimiento del peso, que motiva una intervención cambiaria a través de derivados, preferimos dar un paso atrás y esperar a que haya mejores niveles de entrada para volver a posicionarnos”.
La entidad señaló que la estrategia recomendada previamente, consistía en la adquisición de LECAPs y su cobertura a través del mercado de dólar contado con liquidación (CCL). Con esa estrategia, se obtuvo una ganancia de 10,4% descontando costos de transacción, gracias a la estabilidad que logró el Banco Central tras la implementación del nuevo régimen cambiario a mediados de abril.
La disparada del dólar en Argentina impactará directamente en el precio del crudo y, en consecuencia, en el precio de los combustibles en surtidor. Dado que el crudo se comercializa a valor internacional y cotiza en dólares, cualquier salto del tipo de cambio eleva automáticamente el costo en pesos del barril, incluso si el precio internacional permanece estable. Esto presiona a las refinadoras, que deben pagar más por el insumo básico, y acelera la necesidad de ajustar los precios en estaciones de servicio para evitar desfasajes financieros y desincentivos a la producción. En contextos de control de precios o atraso cambiario, esta dinámica también genera distorsiones, acumulación de tensiones en la cadena energética y, en algunos casos, riesgo de desabastecimiento.
La Argentina ha incumplido este año principalmente con la meta de acumulación de reservas internacionales netas (RIN) que debía alcanzar para mediados de junio como parte del programa con el FMI. Aunque otros criterios cuantitativos y metas indicativas se cumplieron exitosamente, las reservas no alcanzaron los niveles pactados y el desvío fue reconocido por el propio Fondo.
A raíz de este incumplimiento específico, el FMI decidió aplicar un “waiver” o perdón parcial, permitiendo avanzar con la primera revisión del programa y autorizar el desembolso de US$ 2.000 millones, a pesar de no cumplir totalmente con los objetivos pactados. El organismo además ajustó oficialmente la meta de reservas para 2025, reduciéndola en US$ 5.000 millones, aunque advirtió que se exigirá una recuperación del ritmo de acumulación en 2026.
En conjunto, aunque Argentina avanzó con reformas fiscales, desinflación (las tasas de interés en pesos llegaron al 65%), eliminación de controles y estabilización macroeconómica, el principal foco del incumplimiento residió en la endeble reconstrucción del stock de reservas, un elemento crítico dentro del marco del programa de Facilidades Extendidas respaldado por el FMI.
Combustibles
La demanda de combustibles en las estaciones de servicio volvió a retroceder en junio por séptimo mes consecutivo, con una baja del 12,05% interanual, más aguda que la registrada en mayo (-8%). Según datos de la Secretaría de Energía, en junio de 2024 se despacharon 1.313.239 m³ de naftas y gasoil, frente a los 1.493.090 m³ del mismo mes de 2023.
La caída afectó a todas las provincias, especialmente a las fronterizas: Formosa (-34,13%), Misiones (-26,94%), Corrientes (-23%) y Entre Ríos (-16,60%).
Por tipo de combustible, la nafta Premium fue la más golpeada con una baja del 20,61% interanual, seguida del gasoil Grado 2 (-16,72%), el diésel de máxima calidad (-9,03%) y la nafta súper (-6,27%).
Todas las compañías sufrieron bajas en sus ventas interanuales. Refinor fue la más perjudicada (-29,48%), seguida por Puma Energy (-18,9%) y AXION (-16,99%). Incluso comparado con mayo 2024, las ventas de junio tampoco repuntaron, registrando bajas entre -1,28% y -4,98%.
Reclamo
Ante este panorama, la Federación de Entidades de Combustibles envió una nota al ministro de Economía, Luis Caputo, expresando su preocupación por la caída de rentabilidad en muchas estaciones de servicio, especialmente las más pequeñas, a raíz del sinceramiento de precios impulsado por el gobierno. Aunque reconocen la necesidad de corregir distorsiones en el mercado —algo que ellos mismos promovieron—, ahora advierten que la liberalización ha afectado a los actores más débiles del sistema. Por ello, piden al Estado que intervenga para “rebalancear” los márgenes del negocio y asegurar condiciones contractuales más equitativas con las refinadoras y así garantizar una mayor participación de los expendedores en los beneficios del sector.
Paradójico: los estacioneros demandaron reglas de mercado y libertad de empresa, pero ahora reclaman la intervención estatal para proteger sus márgenes. Una postura ambigua que refleja cómo algunos sectores solo adhieren al libre mercado cuando no les toca ajustar. La pretensión de un 12% de margen asegurado sin ajuste por volumen ni estructura evidencia una lógica corporativa más cercana al privilegio que a la competencia real.
En junio de 2025, la demanda de energía eléctrica en Argentina alcanzó los 12.685,3 GWh, lo que representa un incremento interanual del 13 %, impulsado por temperaturas más bajas que en el mismo mes del año anterior. Este crecimiento se reflejó en todos los sectores: residencial (+23,3 %), industrial (+1 %) y comercial (+6,2 %). En comparación con mayo de 2025, se observó además un aumento intermensual del 15,9 %, consolidando a junio como el tercer mes con mayor consumo en lo que va del año. El área metropolitana (Ciudad de Buenos Aires y GBA) registró una suba del 22,4 % interanual, concentrando el 36 % del consumo nacional, con EDENOR creciendo un 23,3 % y EDESUR un 21,3 %. A nivel regional, las mayores alzas se observaron en el Litoral (+15,8 %), NEA (+14,7 %), BAS (+11 %) y NOA y Centro (ambos con +10,2 %), mientras que Chubut fue la única jurisdicción con caída, de -15 %. El acumulado del primer semestre muestra una suba de 0,4 %, y el año móvil (últimos doce meses) un crecimiento del 0,5 %.
Respecto a la generación, el sistema eléctrico nacional cuenta con una potencia instalada de 43.662 MW, de los cuales el 58 % proviene de fuentes térmicas y el 38 % de renovables (hidráulica y alternativas). En junio, la generación térmica lideró con el 47,49 % del total, seguida por la hidráulica (24,87 %), las fuentes alternativas (15,56 %), nucleares (6,33 %) e importaciones eléctricas (5,75 %). La generación hidráulica registró un importante aumento interanual del 46,7 %, desplazando al tercer lugar a las energías renovables no convencionales. El despacho térmico también fue mayor y, aunque se usaron combustibles alternativos en forma moderada, el gas natural representó cerca del 80 % del consumo. La temperatura media del mes fue de 11,2 °C, inferior a la de junio de 2024 (14,6 °C) y levemente por debajo del promedio histórico (11,7 °C), lo que explica en parte el notable incremento en la demanda energética.
Precios y tarifas
En junio de 2025, el Observatorio de Tarifas y Subsidios del IIEP (UBA-CONICET) reportó un fuerte aumento en el costo de la canasta de servicios públicos en el AMBA, que alcanzó los $183.496 mensuales por hogar, sin subsidios. Este incremento, del 10,2 % mensual y 38 % interanual, estuvo impulsado por subas en electricidad, gas, agua y transporte, en un contexto de recomposición de precios relativos. La factura eléctrica promedio de un hogar N1 (altos ingresos) fue de $42.511 y la de gas natural de $44.897. Los hogares del AMBA pagan aproximadamente el 47 % del costo real de la electricidad y el 43 % del gas, mientras el Estado subsidia el resto.
El esquema de segmentación muestra que los hogares de bajos ingresos (N2) abonan solo el 19 % del gas y el 23 % de la electricidad, y destinan hasta el 6,8 % de su ingreso mínimo a cubrir estos servicios. A nivel nacional, la factura promedio varía significativamente según el segmento y la región, al igual que la composición de costos (energía, distribución e impuestos). En paralelo, el ajuste fiscal aplicado por el gobierno tuvo un fuerte impacto en los subsidios económicos: al 18 de junio solo se ejecutó el 32 % del presupuesto previsto, con recortes reales del 70 % en energía y 100 % en agua. CAMMESA y ENARSA, principales destinatarias, vieron caer sus transferencias un 62 % y 84 %, respectivamente.
La excepción fue el Plan Gas.Ar, que creció un 90 % en términos reales. Este reordenamiento, que busca eficiencia y equilibrio fiscal, redujo la participación de los subsidios en el gasto primario del 12 % al 4,8 % y refleja una estrategia orientada a reducir el gasto público, aún en un contexto social y económico desafiante.
Infraestructura
A través de la Resolución 311/2025, la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía dio un paso clave en la ejecución del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico, al definir las tres primeras obras estratégicas que serán licitadas bajo un modelo de concesión a inversores privados, sin financiamiento estatal. Las obras seleccionadas —AMBA I, Línea de 500 kV Río Diamante–Charlone–O’Higgins, y Línea de 500 kV Puerto Madryn–Choele Choel–Bahía Blanca— buscan mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico nacional, facilitar la evacuación de generación renovable y convencional, y fortalecer la conexión de la Patagonia al sistema troncal. Estas iniciativas, incluidas en el conjunto de 16 proyectos prioritarios establecidos por la Resolución 715/2025 en el marco del Plan de Contingencia 2024–2026, responden a la necesidad de resolver cuellos de botella estructurales y acompañar el crecimiento de la demanda con la infraestructura necesaria.
Las obras se ejecutarán bajo el régimen de concesión de obra pública establecido por la Ley 17.520, permitiendo que la inversión, construcción, operación y mantenimiento recaigan en el sector privado. La remuneración del concesionario podrá provenir de una tarifa específica por ampliación de transporte, cuya determinación requerirá identificar a los usuarios beneficiarios. La Subsecretaría de Energía Eléctrica deberá elaborar los pliegos técnicos y contractuales necesarios para las licitaciones, con intervención previa del Poder Ejecutivo, y podrá requerir asistencia técnica y financiera de CAMMESA, organismos multilaterales y agencias especializadas. Además, se prevé que, bajo ciertas condiciones técnicas, el adjudicatario podrá financiar total o parcialmente las obras con fondos propios a cambio de prioridad de despacho y/o uso exclusivo de hasta el 90 % de la capacidad por un plazo vinculado a la vida útil del proyecto.
Esta prioridad podrá cederse a terceros del MEM, informando a los organismos correspondientes. El Gobierno nacional destaca esta política como un avance hacia una modernización del sistema energético con mayor eficiencia, menor gasto público y mayor protagonismo privado.
Exportaciones de crudo
VMOS S.A., la sociedad conformada por las principales compañías del sector energético para desarrollar el Vaca Muerta Oleoducto Sur, concretó la firma de un préstamo sindicado por US$ 2.000 millones destinado a financiar esta obra estratégica, considerada la iniciativa de infraestructura privada más relevante en décadas en Argentina. La operación, liderada por Citi, Deutsche Bank, Itaú, JP Morgan y Santander, cuenta con la participación de 14 bancos e inversores internacionales y representa la reapertura del mercado internacional de Project Finance para el país, cerrado desde 2019.
Este préstamo comercial, el mayor en la historia argentina para un proyecto de infraestructura, cubrirá el 70 % de la inversión total; el 30 % restante será aportado por los socios de VMOS, que incluyen a YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Vista, Chevron, Shell y Tecpetrol, con GyP como socio Clase B.
El proyecto ya está en construcción y contempla un oleoducto entre Allen y la terminal de exportación en Punta Colorada (Río Negro), además de plantas compresoras, una terminal portuaria y una playa de almacenamiento. Se prevé que entre en operación hacia fines de 2026 con una capacidad inicial de 180.000 barriles diarios, escalando a 550.000 barriles por día en 2027.
Este desarrollo permitirá ampliar significativamente la capacidad exportadora de petróleo del país, consolidando a Vaca Muerta como plataforma clave para convertir a Argentina en un actor global en materia energética.
La tasa del préstamo será SOFR más 5,5 %, con un plazo de cinco años. La firma del financiamiento reunió a los principales referentes financieros de las compañías accionistas y entidades bancarias participantes, consolidando un respaldo institucional y financiero inédito para una obra de esta magnitud.
Extensión de las concesiones
También comenzó el proceso de otorgamiento de la extensión de las licencias de Transporte y Distribución de gas por redes. TGS obtuvo una prórroga de 20 años sobre su licencia de transporte —originalmente otorgada en 1992—, que ahora se extiende hasta el 28 de diciembre de 2047.
Esta medida fue formalizada mediante el Decreto 495/2025 tras validar el cumplimiento técnico y operativo de la empresa. Además, las distribuidoras Cuyana, Centro, Naturgy, Metrogas, Litoral Gas y Camuzzi Gas Pampeana en sendas audiencias públicas solicitaron la renovación de sus licencias por otros 20 años conforme al artículo 6º de la 24.076 (modificadas por la Ley 27.742).
Privatizaciones
El Ministerio de Economía, mediante la Resolución 1050/2025, dio inicio al proceso de privatización total de Energía Argentina S.A. (ENARSA) en los términos del Decreto 286/2025, que dispone la separación de actividades y bienes por unidad de negocio.
En una primera etapa, se venderán las acciones que el Estado posee en la Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica (CITELEC S.A.) —controlante de Transener con el 52,65% del capital y la totalidad de las acciones Clase A— a través de un concurso público nacional e internacional bajo el marco de la Ley 23.696 de Reforma del Estado. La venta de este paquete accionario, ya intentada sin éxito durante el gobierno de Mauricio Macri por diferencias internas sobre el carácter estratégico del sector, se enmarca en la implementación del Decreto 695/2024, reglamentario de la Ley Bases.
La Resolución instruye a la Unidad Ejecutora Especial Temporaria “Agencia de Transformación de Empresas Públicas”, con asistencia de ENARSA, a coordinar el proceso y concretar la venta de CITELEC S.A. en un plazo de ocho meses. Asimismo, se encomienda la contratación de una entidad bancaria pública para tasar el paquete accionario. La Subsecretaría de Energía Eléctrica será responsable de elaborar la documentación técnica y contractual del proceso, con intervención previa de dicha Agencia, dirigida por Diego Martín Chaer. Esta entidad también lidera la privatización de otras empresas estatales incluidas en la Ley 27.742, como INTERCARGO, Aysa, Belgrano Cargas, SOFSE, Corredores Viales, Nucleoeléctrica y YCRT. Finalmente, el artículo 4 de la resolución establece que todos los procedimientos se realizarán a través de la plataforma CONTRAT.AR, según lo dispuesto por el Decreto 416/2025.
GNL
La terminal flotante regasificadora de Escobar alcanzó recientemente su transferencia número 600 de Gas Natural Licuado (GNL) desde buques metaneros, superando además los 50 millones de metros cúbicos descargados desde su puesta en marcha en 2011. Esta infraestructura estratégica, operada por el FSRU Expedient de la empresa estadounidense Excelerate —fletado por Enarsa y YPF—, cumple un rol clave en el abastecimiento de gas natural durante los picos de demanda invernal, inyectando hasta 20 MMm³ diarios a la red nacional. El hito fue marcado con la llegada del buque Orion Spirit, mientras se concreta la mayor operación anual del regasificador.
La instalación de Escobar fue pionera en Sudamérica y se distingue por haber alcanzado récords mundiales de utilización. Su diseño busca garantizar la cobertura confiable del consumo del AMBA, complementando el aporte de otras fuentes y desplazando combustibles más costosos y contaminantes en las centrales térmicas.
Durante el invierno de 2025, Enarsa licitó 27 cargamentos de GNL con un precio promedio cercano a los US$ 26 millones, asegurando entregas hasta fines de agosto. A pesar del crecimiento de la producción local y la ampliación de infraestructura como el gasoducto Perito Moreno, se estima que la terminal de Escobar continuará siendo necesaria en los próximos años como herramienta de seguridad energética.
A mediano plazo, se prevé que el GNL de producción nacional comience a abastecer al FSRU no antes de 2028, cuando entren en funcionamiento las unidades licuefactoras flotantes del plan Argentina LNG.
Además, el GNL se proyecta como vector energético en un mercado más desregulado, con usos potenciales que van desde la provisión a termoeléctricas hasta el abastecimiento de regiones aisladas y buques en tránsito.
Las complejas operaciones de descarga, que involucran 12 horas de conexión y 36 de transferencia, se realizan en el kilómetro 74,5 del Río Paraná de las Palmas bajo estrictas normas de seguridad impuestas por la Prefectura Naval.
Baterías
El Gobierno llevó a cabo la apertura de sobres del proceso licitatorio “Alma-GBA”, orientado a la contratación de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica en baterías (BESS) para nodos críticos del AMBA.
La convocatoria superó ampliamente las expectativas: se presentaron 27 proyectos por parte de 15 empresas, con una capacidad total ofrecida de 1.347 MW frente a los 500 MW requeridos inicialmente, y un compromiso de inversión superior a los 1.000 millones de dólares.
La iniciativa, que forma parte del Plan de Contingencia lanzado en 2024 para recuperar la infraestructura eléctrica tras años de deterioro, apunta a mejorar la confiabilidad del sistema, reducir los costos marginales y mitigar cortes durante los picos de demanda. La inversión estimada por el Estado ronda los 500 millones de dólares, con un plazo de ejecución de 12 a 18 meses.
Los contratos tendrán una duración de 15 años y serán firmados con Edenor y Edesur, contando con el respaldo de CAMMESA como garante operativo. Las ofertas económicas se abrirán el 19 de agosto, tras la precalificación técnica prevista para el 12, y la adjudicación se realizará el 29 de agosto.
Participaron empresas como Central Dock Sud, Genneia, Pampa Energía, Central Puerto, Baesa, Grupo Alberdi, Sullair, Rowing y MSU Green Energy.
La Secretaría de Energía destacó que este proceso refleja el fuerte interés del sector privado por invertir en infraestructura energética y constituye un paso importante en la normalización del mercado eléctrico, en el que las distribuidoras retoman su rol como agentes de contratación directa.
Asimismo, se alentó a las provincias a replicar este modelo licitatorio para abordar problemáticas similares en otras regiones del país.
| El Fórum reunirá a las voces más relevantes del ecosistema energético nacional para analizar el presente y delinear estrategias que permitan consolidar un modelo sustentable y competitivo. |
| El próximo martes 13 de agosto, el Alvear ICON Hotel será sede de una nueva edición del Fórum Nacional de Energía, organizado por LIDE Argentina. Bajo el título “Agenda Energética Argentina: lo Urgente y lo Importante”. La jornada, organizada por la división LIDE Energía, presidida por Martín Genesio, CEO de AES Argentina y conducida por Rodolfo de Felipe, presidente de LIDE Argentina, abordará desafíos estructurales y coyunturales del sistema energético, en un contexto donde la planificación y las decisiones de largo plazo se vuelven impostergables. Uno de los ejes destacados será el análisis del sistema eléctrico argentino. Las principales cámaras del sector – AGEERA, ATEERA, ADEERA y AGUEERA- ofrecerán un diagnóstico compartido sobre las distorsiones regulatorias que frenan las inversiones y afectan la sostenibilidad del modelo actual. También cobrará relevancia el debate sobre infraestructura energética, con la participación de actores clave como TGN, TGS, TRANSENER, VMOS y Puerto Rosales, quienes pondrán sobre la mesa los cuellos de botella logísticos y las oportunidades de mejora en transporte y distribución. En el segmento de energías renovables, el CEO de ArcelorMittal Acindar, Federico Amos, presentará el caso de reconversión energética industrial de la compañía, destacando los impactos positivos en eficiencia y reducción de emisiones. Otro punto fuerte será la mirada sobre la energía nuclear: el presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), Germán Guido Lavalle, expondrá los avances del país en el desarrollo de reactores nucleares modulares (SMR), evaluando su viabilidad como alternativa tecnológica frente a los modelos tradicionales. El bloque dedicado a petróleo y gas convocará a referentes de CAPEX, Excelerate Energy y TotalEnergies, quienes debatirán los principales desafíos en términos regulatorios, tecnológicos y de infraestructura, con foco en las condiciones necesarias para atraer inversiones estratégicas. El evento culminará con la participación de la Secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, quien compartirá la visión del Gobierno sobre el desarrollo del sector energético argentino en el corto y mediano plazo. Además, durante la jornada se presentará una nueva edición de la Revista LIDE Argentina, con entrevistas exclusivas, análisis y podcasts que profundizan los debates más relevantes del mundo de la energía. |
Petrobras informó una ganancia de aproximadamente US$ 1.600 millones después de reportar una pérdida de US$480 millones en el primer trimestre del año.
La petrolera destacó que el resultado positivo se logró a pesar de los precios promedio más bajos del petróleo.
Petrobras reportó una tasa de producción promedio de 2,91 millones de barriles de petróleo equivalente durante el período de tres meses, señalando que fue un 5% mayor que el promedio del primer trimestre del año. Petrobras dijo que había iniciado la producción en 14 nuevos pozos durante el período reportado, la mitad de ellos en la Cuenca de Campos y la otra mitad en la Cuenca de Santos.
Para el primer trimestre del año, Petrobras informó una tasa de producción de 2,77 millones de barriles de petróleo equivalente por día, con la porción de crudo en 2,21 millones de bb/dd, lo que fue un 1% menor que el promedio diario del último trimestre de 2024. En el segundo trimestre del año, la porción de crudo en el total fue de 2,32 millones de bb/dd.
“Tuvimos un excelente desempeño operacional en el segundo trimestre, impulsado por la implementación de nuevos sistemas de producción y una mayor eficiencia en los campos en operación”, dijo el director financiero, Fernando Melgarejo.
A principios de este año, la petrolera informó de un nuevo descubrimiento en el campo de Buzios que podría aumentar la producción de ese yacimiento a 2 millones de bb/dd para 2030. Actualmente, el campo produce alrededor de 800.000 bb/dd. Aumentar la producción de los campos existentes es una prioridad para Petrobras. También revisó sus reservas probadas de petróleo y gas este año, aumentando el total en 500 millones de barriles a 11.400 millones de barriles. Hasta un 85% de este total fue en forma de crudo y condensados, y el resto gas natural.
El sector energético argentino consolidó su papel como pilar clave del superávit comercial en el primer semestre del año, con un aporte neto de 3.700 millones de dólares gracias al fuerte crecimiento de las exportaciones de hidrocarburos y la caída de las importaciones. Mientras YPF lidera en shale oil y se proyecta hacia nuevos horizontes como Uruguay, provincias como Santa Cruz buscan reactivar áreas maduras con nuevos operadores, y la Cuenca del Golfo San Jorge enfrenta desafíos de productividad en un escenario de transición energética.
Entre enero y junio de este año, el sector energético argentino registró un superávit de 3.700 millones de dólares, lo que representa un incremento del 36% en comparación con el mismo período de 2024.
De acuerdo con los registros oficiales, las exportaciones de energía fueron determinantes para alcanzar un saldo comercial positivo en el comercio exterior del país. Sin este aporte, el resultado global habría sido deficitario.
El vigoroso desempeño de la producción de hidrocarburos, junto con el desarrollo de infraestructura que permite su adecuada evacuación, impulsó un crecimiento del 11% en las ventas externas durante el primer semestre. En ese lapso, las exportaciones de gas aumentaron un 10%, y solo en el mes de junio las ventas externas de crudo alcanzaron los 371.000 barriles diarios.
Este desempeño permite proyectar un superávit sectorial superior a los 6.000 millones de dólares para el cierre del año, y sostiene el ambicioso objetivo de llevarlo por encima de los 25.000 millones de dólares hacia finales de la década.
Desde mayo se ha observado un nuevo repunte en la producción de shale oil, impulsado por un marcado incremento en la cantidad de pozos conectados. Esta dinámica anticipa una expansión significativa en los niveles de producción para los próximos meses.
El crecimiento de las exportaciones del sector contrastó con una caída del 39% en las importaciones energéticas. Esta merma responde a la mayor inyección de gas de producción nacional al sistema, facilitada tanto por una producción sostenida como por el aumento de la capacidad de transporte, lo que redujo sensiblemente la necesidad de recurrir a fuentes externas.
Este panorama evidencia el impacto positivo del desarrollo del sector energético sobre la economía en su conjunto, al proveer un flujo genuino de divisas.
En el mismo primer semestre, el saldo del comercio exterior total fue positivo en 2.788 millones de dólares, un 74% menos que en igual período del año anterior, debido a un crecimiento de las importaciones muy superior al de las exportaciones totales del país. Solo gracias al desempeño del sector hidrocarburífero —principalmente por las exportaciones de crudo— fue posible sostener una balanza comercial con signo positivo.
Según el último informe del Monitor del Instituto de Estrategia Internacional de la Cámara de Comercio Exterior de la República Argentina, las exportaciones energéticas, medidas en cantidades, superaron en un 110,5% a las del primer semestre de 2024.
La firme apuesta por incrementar la producción de petróleo y gas, así como por consolidar la infraestructura de transporte y evacuación, continúa más allá de los vaivenes coyunturales, como las oscilaciones en el precio internacional del crudo. Cabe destacar que por cada 10 dólares de caída en el precio del barril, las empresas productoras locales ven reducidos sus ingresos en aproximadamente 2.800 millones de dólares anuales.
Santa Cruz
La provincia de Santa Cruz lanzará en los próximos días la licitación de diez áreas hidrocarburíferas ubicadas en el norte provincial, recientemente revertidas por YPF en el marco de su estrategia para concentrar operaciones en Vaca Muerta. La gobernación que encabeza Claudio Vidal busca adjudicar los bloques antes de fin de septiembre, con el objetivo de reactivar rápidamente su producción mediante nuevos operadores.
Los yacimientos en cuestión —entre ellos Los Perales–Las Mesetas, Las Heras–Cañadón de la Escondida, Cañadón León–Meseta Espinosa y El Guadal–Lomas del Cuy— son áreas convencionales maduras, cuya producción de petróleo pesado cayó cerca del 40% en los últimos cinco años por la declinación natural de los reservorios y la escasa inversión en recuperación secundaria.
Inicialmente, YPF había proyectado agrupar estos bloques en cinco clusters para transferirlos a CGC (Corporación América), pero el acuerdo no prosperó. Finalmente, en junio, la compañía estatal transfirió la titularidad de las áreas a Fomicruz, que asumió su administración provisoria y gestionará el proceso licitatorio. Como parte del acuerdo de reversión, YPF reconoció a la provincia un bono por 300 millones de dólares y se comprometió a abandonar más de 2.000 pozos improductivos, además de ejecutar tareas de saneamiento ambiental.
A las empresas interesadas se les requerirá un bono de ingreso y un plan de inversiones, aunque aún no se definió el porcentaje de regalías. El gobierno santacruceño prevé atraer inversiones por aproximadamente 1.900 millones de dólares entre 2026 y 2031. El Ministerio de Energía y Minería está elaborando un programa que contempla tareas de pulling, workover, perforación y expansión de instalaciones.
Entre las firmas postulantes se destacan:
Patagonia Resources (grupo Neuss), que busca operar Los Perales–Las Mesetas, Los Monos y Barranca Yankowsky.
Clear Petroleum, dirigida por Juan Ignacio González Pedrozo, con participación de los hijos de Cristóbal López, interesada en Las Heras–Cañadón de La Escondida.
Quintana EyP, encabezada por Carlos Gilardone, que aspira a Cañadón León–Meseta Espinosa.
Roch, fundada por Ricardo Chacra, que apunta a Cerro Piedra–Cerro Guadal Norte, El Guadal–Lomas del Cuy y Cañadón Yatel.
Brest, cuyo titular es Hugo Eduardo Rodríguez (actual director suplente de YPF por Santa Cruz), busca adjudicarse Pico Truncado–El Cordón.
Azruge S.A., radicada en Puerto Madryn y creada en 2023 por los hermanos Egurza, se postula para Cañadón Vasco.
Aunque las áreas se licitarán individualmente, es posible que las compañías conformen un consorcio con participaciones diferenciadas, a fin de acelerar las adjudicaciones y los planes de inversión, en línea con la estrategia oficial de dinamizar cuanto antes la actividad en los bloques revertidos.
Balance de la Cuenca del Golfo
Según el Informe Estadístico Oil & Gas – Cuenca del Golfo San Jorge, Junio 2025. Oil Production Consulting, durante el mes de junio de 2025, la producción de petróleo en la Cuenca del Golfo San Jorge (CGSJ) alcanzó los 29.321 metros cúbicos diarios, lo que representó una caída mensual del 0,9%. Esta disminución dio continuidad a una tendencia descendente que se manifiesta desde el mes de abril, luego de haber registrado su pico reciente en noviembre de 2024, con 31.028 m³/d. En términos interanuales, no obstante, la producción creció un 10,7% respecto a junio de 2024, cuando se ubicaba en 26.489 m³/d.
En cuanto al gas natural, la CGSJ produjo en junio 9,872 millones de metros cúbicos diarios, también con una leve retracción mensual del 1,1%. Este comportamiento se enmarca dentro de una oscilación más amplia en los volúmenes de gas, que se mantiene desde mediados de 2024 con variaciones moderadas pero persistentes.
Desde el punto de vista geográfico, la provincia de Chubut continúa concentrando la mayor parte de la producción de petróleo con 19.856 m³/d (67,7%), mientras que Santa Cruz aportó 9.465 m³/d (32,3%). En gas, Chubut también lideró con 6.223 Mm³/d (63,1%), frente a los 3.637 Mm³/d (36,9%) de Santa Cruz.
A nivel empresarial, Pan American Energy SL se consolidó como la principal productora de petróleo en la cuenca, con una extracción total de 12.072 m³/d, equivalente al 41,2% del total. La siguieron YPF S.A., con 9.030 m³/d (30,8%), y CGC Energía SAU, con 2.698 m³/d (9,2%). Otras empresas de peso relativo fueron Compañías Asociadas Petroleras S.A. (1.825 m³/d), Pecom Servicios Energía SAU (1.394 m³/d), y Tecpetrol S.A. (728 m³/d).
En cuanto a la producción de gas, Pan American Energy SL mantuvo un claro liderazgo con 5.609 Mm³/d, representando el 84,7% del total producido. Le siguieron CGC Energía SAU con 2.261 Mm³/d (no operativa en Chubut) y YPF S.A. con 1.523 Mm³/d. Más rezagadas quedaron Tecpetrol S.A. (231 Mm³/d) y Compañías Asociadas Petroleras S.A. (71 Mm³/d).
En lo que respecta a los métodos de extracción, el informe también detalla el uso de tecnologías de recuperación primaria, secundaria y mejorada (EOR, por sus siglas en inglés). Si bien no se cuantifican volúmenes específicos en este resumen, se destaca que la recuperación mejorada sigue teniendo una participación significativa en la productividad general de la cuenca.
En materia de infraestructura, la terminación de pozos —que incluye tanto productivos como improductivos y de servicio— mostró una evolución sostenida durante el primer semestre, manteniéndose como un factor clave en la estabilización y eventual recuperación de los niveles de producción, particularmente en los campos maduros de la CGSJ.
El directorio de YPF S.A. aprobó la creación de Santa Fe Bio para la producción y comercialización de bio-combustibles de última generación. La producción se orientará fundamentalmente a SAF (Sustainable Aviation Fuel) para la aviación y alternativamente a HVO (Aceite Vegetal Hidrotratado), con propiedades similares a las del gasoil.
Con una inversión estimada en 400 millones de dólares, que se prevé será estructurada mayoritariamente por financiamiento del proyecto, Santa Fe Bio aprovechará la infraestructura existente en la refinería de San Lorenzo, donde se instalará una planta de pretratamiento de materias primas y la Biorrefinería de última generación.
También, se adecuarán instalaciones del complejo industrial para llevar adelante la producción. El proyecto se desarrollará en dos fases y se prevé la aplicación al RIGI, indicó la compañía.
Estos bio-combustibles se producirán a partir del procesamiento de aceites vegetales y residuos, grasas animales, entre otros.
Santa Fe Bio estará conformada en partes iguales entre YPF S.A y el grupo ESSENTIAL ENERGY, una compañía referente en la elaboración y comercialización de biocombustibles de primera y segunda generación, con presencia en el mercado nacional e internacional.
La experiencia de ESSENTIAL ENERGY brindan solidez a esta alianza estratégica. Ambas compañías comenzaron a trabajar en la factibilidad del proyecto en diciembre de 2024, tras la firma de un Memorando de Entendimiento (MOU), y continúan trabajando en los términos contractuales finales de su vinculación.
Sobre el SAF
El combustible de aviación (SAF) es reconocido por organismos internacionales como la única alternativa sostenible y escalable del transporte aéreo a mediano plazo. Por esta razón, se proyecta un crecimiento de la demanda en los próximos años, abriéndose una oportunidad de exportación a Europa y Estados Unidos con altas exigencias y necesidad de producto de calidad certificado (ISCC).
La ubicación de la Refinería de San Lorenzo resulta estratégica para este tipo de proyectos por la disponibilidad de materia prima en esta zona núcleo productiva y el vínculo con el puerto que habilitan la logística de comercialización.
Con este paso, YPF S.A. ingresa en un mercado global en expansión, alineado con las exigencias ambientales del sector aerocomercial y con alto potencial de desarrollo en los próximos años, se puntualizó.
Pese a los antecedentes negativos de la cuenca, YPF avanza en su expansión regional con un inminente acuerdo con la italiana ENI para explorar hidrocarburos offshore en Uruguay. La cesión parcial del bloque OFF-5, ubicado frente a Punta del Este, le permitirá a la petrolera argentina conservar su control estratégico mientras transfiere la operación y el riesgo exploratorio. El movimiento se inscribe en una doble alianza con ENI que también incluye el desarrollo conjunto de GNL, y se apoya en la analogía geológica entre el Atlántico sur y los recientes hallazgos en Namibia.
YPF está a punto de dar un nuevo paso en su proyección regional al concretar un acuerdo con la compañía italiana ENI para la exploración offshore en aguas uruguayas. La alianza, que se gestó a partir de un Memorándum de Entendimiento firmado en abril, incluiría la cesión parcial del bloque OFF-5, situado frente a las costas de Punta del Este, a cambio de que ENI asuma la operación y financie la etapa exploratoria. El anuncio oficial podría producirse en los próximos días, según fuentes del sector.
Aunque el entendimiento inicial entre ambas compañías contemplaba dos frentes —el desarrollo conjunto de GNL y la exploración en aguas profundas—, fue el primero el que ganó mayor visibilidad tras el viaje presidencial a Italia, donde Javier Milei y Giorgia Meloni respaldaron públicamente la cooperación bilateral. Sin embargo, ahora el foco parece desplazarse al offshore, con una jugada que permitiría a YPF avanzar sin comprometer recursos propios, algo que su presidente, Horacio Marín, ha planteado como criterio central en reiteradas oportunidades.
Si bien el off-shore oriental ya fue explorad –y perforado– la elección del bloque OFF-5 en Uruguay no es casual: se trata de un área de 16.836 kilómetros cuadrados —considerablemente más extensa que las áreas equivalentes en la plataforma argentina— y de concesión exclusiva de YPF. A diferencia de los bloques CAN 100, CAN 102, CAN 114, AUS 105/106 y MLO 123 del Mar Argentino, donde la petrolera nacional comparte participación con otros socios, en Uruguay no hay terceros involucrados, lo que agiliza la toma de decisiones y facilita la cesión de parte del activo a un operador especializado como ENI.
El interés de la compañía italiana no responde únicamente a una oportunidad coyuntural. Sus recientes hallazgos offshore en Namibia, en el suroeste de África, han despertado entusiasmo en la industria por su potencial geológico comparable al del Atlántico Sur, dada la conexión tectónica entre ambas regiones hace millones de años. Esta analogía impulsa a ENI a posicionarse estratégicamente del lado sudamericano del océano.
La formación hidrocarburífera de Namibia no se extiende físicamente hasta el Río de la Plata, pero existe una relación geológica ancestral entre ambas regiones debido a que, antes de la apertura del océano Atlántico, formaban parte del supercontinente Gondwana. Las cuencas sedimentarias de la costa atlántica de Sudamérica (como Pelotas, Santos y la Cuenca Argentina Norte) y las de África occidental (como la cuenca de Walvis, en Namibia) compartían una misma historia tectónica y presentan características similares en cuanto a edad, tipos de rocas madre y estructuras favorables para la acumulación de hidrocarburos.
Esta conexión ha motivado a las compañías petroleras pensar en “cuencas espejo”, explorando a ambos lados del Atlántico bajo la hipótesis de que lo encontrado en Namibia podría repetirse en Uruguay, Brasil o incluso Argentina. En particular, la Cuenca Argentina Norte (CAN), ubicada frente a las costas bonaerenses y patagónicas, ha sido señalada por algunos estudios como potencialmente análoga a las cuencas productivas de Namibia, lo que refuerza el interés estratégico en su exploración offshore.
Desde el punto de vista operativo, la urgencia por cerrar el acuerdo antes del último trimestre del año tiene fundamentos técnicos. La ventana estival en el Hemisferio Sur es clave para llevar adelante tareas de exploración sísmica y perforación, ya que las condiciones meteorológicas del invierno hacen más complejas y riesgosas las operaciones offshore.
Cabe señalar que esta negociación se desarrolla de forma paralela al proyecto de GNL, en el que YPF también avanza junto a ENI. Marín ha declarado que esperan alcanzar la Decisión Final de Inversión (FID) en enero de 2026, aunque no se descarta que antes de esa fecha se anuncien nuevos socios para el emprendimiento, incluyendo otra major internacional y una compañía argentina.
Con esta doble estrategia —sinergias en GNL y en offshore—, YPF consolida su vínculo con ENI y da señales de una política exterior energética más dinámica y proactiva, orientada a diversificar mercados, tecnologías y socios. La exploración en Uruguay, si se concreta, marcará un hito en ese camino.
Antecedentes
La búsqueda de hidrocarburos en el Uruguay es de larga data. A fines del año 1940 el Instituto Geológico del Uruguay con YPF como operador, comenzó a perforar en busca de hidrocarburos, a unos 80 kilómetros de la ciudad de Salto. Pero la vocación matera de los orientales estaba sellada y el día de reyes el trépano entregó su obsequio: salió agua caliente. El descubrimiento dio paso a una importante y pionera industria turístico-termal. Pero la porfía de los geólogos no se detendría. En 1957 volvieron a perforar esta vez a 10 kilómetros de la ciudad de Salto sobre el Rio Daymán con resultados similares.
En la década del ´70 la crisis internacional del mercado petrolero provocó una profunda crisis energética que impulsó al gobierno oriental –en esa época también en crisis– a celebrar un contrato de perforación off-shore con Chevron.
El contrato estableció la perforación de tres pozos y en 1976, Chevron comenzó las perforaciones, a unos 150 km de Punta del Este. Tras la primera perforación se descubrió que el subsuelo basáltico (perteneciente el macizo brasileño) era de un enorme espesor (cercano a los 6.000 metros) y habida cuenta de su origen volcánico, la empresa decidió no continuar con la perforación.
Por su parte el gobierno uruguayo exigió el cumplimiento del contrato y tras un acuerdo amistoso, se acordó salomónicamente perforar el segundo pozo. Pero el intento dio igual resultado: seco.
Hallazgos
“Hemos encontrado petróleo de buena calidad” había declaró en México el presidente del Uruguay. Este anuncio fue seguido de un comunicado oficial: “El gobierno uruguayo confirmó la existencia de yacimientos de gas natural en su plataforma continental y profundizará los estudios para encarar la eventual explotación.” Aunque parece fresca la noticia el anuncio, fue de Tabaré Vázquez en 2008.
Basado en estos “descubrimientos”, el gobierno de Tabaré Vásquez decidió convocar a la Ronda Uruguay 2009 para interesar a las principales empresas petroleras del mundo en la explotación de estos yacimientos.
Ronda Uruguay I
En 2008Al año siguiente del anuncio de Tabaré en México, precisamente el 3 de marzo de 2009, los titulares informaban: “Grandes petroleras concretan interés en la Ronda Uruguay”. Unas 28 compañías se habían interesado en los posibles reservorios de gas y de petróleo, y habían comprado el informe realizado por la empresa noruega.
El gobierno había dividió 11 bloques en la zona oceánica para llamar a adjudicaciones para explorar y explotar. Se adjudicaron dos.
Tras el llamado de la Ronda, en 2009 se habían adjudicado bloques, todo en base a la información general de los trabajos sísmicos realizados durante 2007 y 2008 por la empresa Wavefield Inseis y se adjudicaron dos bloques para su exploración y explotación a un consorcio internacional integrado por YPF, Petrobrás y Galp. Pasaron los años y de aquel anuncio más nada se supo.
Seis empresas presentaron información y quedaron habilitadas para presentar ofertas: BHP Billiton de Australia, GALP de Portugal, PDVSA de Venezuela, Petrobras de Brasil, Pluspetrol de Argentina e YPF también de Argentina. De estas 6 empresas, 3 son Top 100: BHP Billiton, PDVSA y Petrobras. YPF no fue considerada Top 100 como tal en el Ranking de 2009. Todas calificaron como operadoras salvo GALP Energía, que calificó pero como no operadora. De estas 6 empresas, 3 se unieron para formar un consorcio (YPF, Petrobras y GALP) y presentaron ofertas por los bloques 3 y 4, ambos ubicados en la Cuenca Punta del Este.
Ronda II
“La llama hay que mantenerla encendida” dijo un alto funcionario del gobierno oriental, por lo que se decidió en 2011 convocar a la Ronda II y continuar con la estrategia seguida en la Ronda Uruguay 2009. Se realizó un nuevo llamado a interesados para la adjudicación de contratos de exploración-explotación de hidrocarburos en áreas offshore del Uruguay, se planificó y comenzó a ejecutar el proyecto Ronda Uruguay II. Los objetivos del mismo fueron mantener y reforzar la imagen de Uruguay en las empresas petroleras como oportunidad para desarrollar negocios de exploración de hidrocarburos, y lograr el interés de dichas empresas, concretadas en propuestas para explorar en el offshore de Uruguay.
La Ronda Uruguay II, lanzada por ANCAP y cerrada en marzo de 2012, ofreció 15 bloques de la plataforma marítima uruguaya para exploración de hidrocarburos, de los cuales 8 fueron adjudicados. Las adjudicatarias incluyeron a British Petroleum (BP), British Gas Group (BG), Total y Tullow Oil. Estas compañías firmaron contratos para realizar trabajos en las tres cuencas offshore del país, y el proceso licitatorio despertó un interés considerable, con 19 ofertas presentadas por 9 empresas, muchas de ellas compitiendo por los mismos bloques.
En los años posteriores, las adjudicatarias concretaron diversas asociaciones estratégicas: ExxonMobil adquirió un 35 % en los proyectos de Total y Tullow Oil, mientras que esta última también cedió un 30 % de su participación a la japonesa Inpex. BG, por su parte, fue absorbida por Shell, que quedó como titular de sus bloques (8, 9 y 13). Sin embargo, no todas las iniciativas prosperaron: en octubre de 2015, BP decidió devolver los tres bloques que le habían sido adjudicados (6, 11 y 12), en un contexto de caída del precio internacional del petróleo.
TOTAL puso el pecho
Un consorcio encabezado por el grupo francés Total comenzó la perforación en marzo de 2016 y se llevó a cabo a unos 400 kilómetros de Montevideo, en una zona con una profundidad de más de 3.400 metros de lámina de agua. Este pozo fue el primero de este tipo en Uruguay desde 1976 y se realizó como parte de los trabajos de exploración de la Ronda Uruguay II. El resultado fue negativo.
No obtante, la Ronda Uruguay II fue un paso significativo para el país en su intento por desarrollar el potencial energético offshore, permitiendo la incorporación de nuevos actores internacionales como Total, Tullow, BG y BP al ecosistema exploratorio uruguayo, y atrayendo por primera vez inversiones relevantes en aguas profundas. Aun así, los desafíos técnicos y financieros, sumados a resultados geológicos limitados, han frenado el avance hacia una explotación comercial sostenida.
El Fracaso de la Ronda III
La Ronda Uruguay III, lanzada por ANCAP en 2023 bajo un modelo de licitación abierta y continua, no logró hasta el momento atraer el interés esperado por parte de las grandes compañías petroleras internacionales. Pese a que la propuesta incluía condiciones fiscales competitivas, plazos amplios de exploración y bloques ubicados en áreas geológicamente prometedoras de la cuenca Pelotas–Punta del Este, el escenario global de transición energética, los altos costos operativos en aguas ultraprofundas y la falta de descubrimientos exitosos en rondas anteriores parecen haber desalentado nuevas inversiones.
A más de un año de su lanzamiento, ninguna empresa ha presentado ofertas formales ni solicitado bloques, lo que pone en evidencia el escaso atractivo del esquema actual.
El resultado contrasta con las expectativas iniciales del Gobierno uruguayo, que aspiraba a capitalizar el renovado interés por el Atlántico Sur tras los descubrimientos offshore en Namibia y Brasil. Sin embargo, la experiencia acumulada con la Ronda Uruguay II —cuyo único pozo perforado por Total en 2016 resultó seco— ha generado mayor cautela en el sector. Aunque ANCAP ha insistido en que la ronda permanecerá abierta y confía en que el interés se reactive en el mediano plazo, lo cierto es que la falta de avances concretos expone las limitaciones de la estrategia actual y obliga a repensar los incentivos para competir en un mercado global cada vez más selectivo y orientado a reducir riesgos.
El Poder Ejecutivo nacional, mediante el decreto 564/2025, formalizó el inicio del proceso de transferencia y venta de las acciones de cuatro sociedades anónimas creadas para operar los complejos hidroeléctricos El Chocón, Alicurá, Cerros Colorados y Piedra del Águila, ubicados en la región del Comahue.
Estas sociedades fueron constituidas por ENERGÍA ARGENTINA S.A. (ENARSA), que posee el 98% del paquete accionario, y por NUCLEOELÉCTRICA ARGENTINA S.A. (NASA), con el 2% restante. El decreto autoriza la transferencia de las acciones de ENARSA a la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, que será la encargada de gestionar la venta de estas acciones mediante un concurso público nacional e internacional sin base, es decir, sin precio mínimo establecido para las ofertas.
Las concesiones originales para la operación de estos complejos, que habían sido otorgadas a empresas privadas durante los años 90 por un plazo de treinta años, ya han vencido. Mientras se completa el proceso de venta, las actuales concesionarias AES Argentina Generación (Alicurá), ENEL Generación (El Chocón), Orazul Energy (Cerros Colorados) y Central Puerto (Piedra del Águila) podrán continuar operando las represas hasta el 31 de diciembre de 2025 o hasta que se concrete la adjudicación del concurso, lo que ocurra primero.
Para poder mantener la operación en este período transitorio, las concesionarias deben enviar una carta de adhesión en un plazo de cinco días corridos desde la publicación del decreto. En caso de que alguna empresa no adhiera, estará obligada a continuar operando por al menos 90 días hábiles para permitir al Estado Nacional tomar las medidas necesarias que garanticen la continuidad del servicio.
Además, el decreto establece que las concesionarias que continúen operando deberán cumplir con las obligaciones contractuales vigentes, mantener una garantía de cumplimiento equivalente a 4,5 millones de dólares, y abonar las regalías correspondientes a las provincias de Río Negro y Neuquén. También se establece la obligación de presentar informes periódicos sobre el inventario de bienes y equipos y de permitir visitas a los perímetros de las concesiones por parte de interesados en el concurso.
El Ministerio de Economía, junto con la Unidad Ejecutora Especial Temporaria denominada “Agencia de Transformación de Empresas Públicas”, será responsable de convocar el concurso público en un plazo no mayor a 60 días desde la vigencia del decreto y de dictar las normas necesarias para su correcta ejecución.
El decreto entró en vigencia el 8 de agosto.
Pampa Energía alcanzó en el segundo trimestre del año un nuevo récord de producción de gas, con 17,4 millones de metros cúbicos por día, impulsado por el desarrollo de sus yacimientos El Mangrullo y Sierra Chata, en Neuquén.
La compañía presentó los resultados del segundo trimestre del 2025 en conferencia ante inversores, con sólidos indicadores operativos y financieros, impulsados por el crecimiento en su producción de hidrocarburos.
En el informe brindado se destacaron el récord histórico en producción de gas, nuevos máximos de producción de petróleo y un fuerte crecimiento de sus exportaciones.
Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, afirmó: “fue un buen trimestre para Pampa y estamos convencidos de que lo que viene será aún mejor. Nuestros negocios mostraron sólidos resultados y a esto se suma la reapertura de nuestro bono internacional 2034, que reafirmó la confianza del mercado en nuestra visión de largo plazo”.
Entre los hitos más destacados se encuentra el avance en el desarrollo del yacimiento Rincón de Aranda, donde la producción de petróleo superó los 16.000 barriles diarios.
Rincón de Aranda está ubicado en el corazón de la ventana de petróleo No Convencional de Vaca Muerta, cerca de la localidad de Añelo (NQN).
Este yacimiento representa la mayor inversión en un solo proyecto en la historia de Pampa, con un plan de inversión de 1.500 millones de dólares en estos dos primeros años.
Horacio Turri, director ejecutivo de E&P, describió que “los 15 pozos que pusimos en producción este año en Rincón de Aranda están dando resultados en línea con lo esperado, lo que nos permite proyectar una producción sostenida y con escala exportadora”.
En el contexto del plan de inversión referido se destacó la construcción de una Planta Central de Tratamiento de crudo en Rincón de Aranda, que permitirá procesar 45.000 barriles diarios.
Para su construcción Pampa invertirá aproximadamente 426 millones de dólares, y solicitó la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
La compañía Southern Energy, que integran PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, avanzó con la Decisión Final de Inversión para la instalación del segundo barco de licuefacción en la provincia de Río Negro, denominado “MKII”, que se ubicará junto con el primer buque “Hilli Episeyo”.
Se confirma así una inversión superior a U$S 15.000 millones a lo largo de los 20 años de operación de ambos barcos, que podrán producir conjuntamente 6 millones de toneladas anuales de gas natural licuado.
Southern Energy generará exportaciones totales que podrían alcanzar los U$S 20.000 millones entre 2027 y 2035, y creará 1.900 puestos de trabajo directos e indirectos durante la etapa de construcción del complejo que los alojará.
Southern Energy (SESA) avanzó con la decisión final de inversión (FID, según sus siglas en inglés) para la instalación del segundo buque de licuefacción (FLNG) en dicha provincia y avanza con su objetivo de posicionar a la Argentina como un nuevo proveedor en el mercado mundial de gas natural licuado (GNL) a partir de 2027, se indicó.
Ambos buques tendrán una capacidad de producción de 6 millones de toneladas anuales de gas natural licuado, equivalentes a casi 27 millones de metros cúbicos día de gas natural, que serán destinados a los mercados de exportación. Los dos barcos de licuefacción serán operados por SESA por lo que se podrán generar sinergias a lo largo del desarrollo y operación del proyecto.
Southern Energy prevé una inversión estimada superior a U$S 3.200 millones durante la primera fase (2024-2031) mientras que en la segunda etapa (2032-2035) asciende a casi U$S 2.800 millones. De esta forma, se prevé una inversión en las dos etapas de alrededor de U$S 6.000 millones.
A lo largo de los 20 años de vida útil del proyecto, la inversión total prevista es superior a los U$S 15.000 millones en toda la cadena de valor, que además permitirán viabilizar inversiones adicionales de desarrollo en Vaca Muerta y un mayor nivel de actividad en el upstream.
Las características del proyecto favorecen un rápido acceso al mercado mundial de GNL ya que la primera planta flotante de licuefacción comenzará a operar en el último cuatrimestre de 2027, mientras que el segundo buque entrará en operación a fines de 2028.
Si bien el valor de las exportaciones generadas por SESA dependerá de la evolución de los precios internacionales de GNL, se prevé alcanzar exportaciones por más de U$S 20.000 millones entre el inicio de las operaciones en 2027 y 2035, generando una forma eficaz de monetizar los recursos de gas y una fuente de divisas genuina en la cuenta externa del país, se destacó.
En términos de generación de puestos de trabajo, el proyecto de SESA favorecerá la creación de 1.900 empleos directos e indirectos, predominantemente de origen local, durante la fase de construcción. Habrá una elevada participación de proveedores locales, que aportarán cerca del 50 % de los bienes y servicios requeridos durante la operación del proyecto.
El proyecto prevé que las dos terminales flotantes de licuefacción puedan operar todo el año a partir de 2028, lo que supone el desarrollo de infraestructura de transporte necesaria para ese modo de operación.
Con la confirmación de la FID del segundo buque de licuefacción, Southern Energy, propiedad de Pan American Energy (30 %), YPF (25 %), Pampa Energía (20 %), Harbour Energy (15 %) y Golar LNG (10 %), cumple la primera fase del “Argentina LNG”, proyecto que prevé contar con la participación de toda la industria, y cuyo objetivo es convertir a la Argentina en un país exportador de GNL.
Sobre los buques de licuefacción
Ambos barcos de licuefacción, “Hilli Episeyo” y “MKII”, son propiedad de Golar LNG. El “Hilli Episeyo” tiene una capacidad de producción de 2,4 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a 11,5 millones de metros cúbicos día de gas natural. Con una longitud de casi 300 metros, fue construido en 1975 y reconvertido para el procesamiento de gas en 2017. Actualmente se encuentra operando en Camerún, previéndose el inicio de la operación en Río Negro para 2027.
El “MKII”, que inició sus operaciones en 2004 como buque metanero, se encuentra en reconversión a buque de licuefacción en un astillero en China, y se estima que llegará a nuestro país en 2028, previéndose el inicio de la operación en Río Negro hacia finales de dicho año.
Este barco, de una longitud de casi 400 metros, tendrá una capacidad de producción de 3,5 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a casi 16 millones de metros cúbicos día de gas natural.
YPF acordó con Total Austral la compra del 100 % de las acciones de la sociedad “Vaca Muerta Inversiones S.A.U.”, titular de su participación en los bloques no convencionales La Escalonada y Rincón La Ceniza, ubicados en Vaca Muerta (NQN).
En su comunicación sobre la adquisición realizada a la Comisión Nacional de Valores YPF detalló que “el monto de la totalidad de la transacción es de U$S 500.000.000, el que estará sujeto a ajustes al momento del cierre, en función de los flujos de la Compañía entre enero de 2025 y la fecha de cierre”.
“De cumplirse la totalidad de las condiciones, Vaca Muerta Inversiones S.A.U. poseerá el 45 % de participación en los contratos de Joint Venture Agreement y Unión Transitoria correspondientes a los bloques La Escalonada y Rincón La Ceniza en la Provincia del Neuquén”, precisó a la CNV.
“Una vez cumplidas ciertas condiciones precedentes, YPF pasará a ser dueña de la sociedad que tiene el 45 % de los derechos de dichos bloques, junto a Shell Argentina (45 %) y G&P (10 %)”, comunicó la petrolera de mayoría accionaria estatal.
Ambos bloques cuentan con concesiones de explotación no convencional vigentes hasta 2051 y representan activos claves para la estrategia de crecimiento de YPF en Vaca Muerta, se explicó.
“La Escalonada es un bloque productor de crudo de primera clase que le permitirá a la compañía aumentar su producción actual y generar sinergias para potenciar el desarrollo del Hub Norte de Vaca Muerta” . “Por su parte, Rincón de La Ceniza se encuentra ubicado en la ventana de gas húmedo de Vaca Muerta, con potencial estratégico para el desarrollo del proyecto Argentina LNG”, se describió.
Y se remarcó que la adquisición de estos activos forma parte de la estrategia de YPF de fortalecer su posicionamiento como “una operadora del No Convencional de clase mundial”.
El presidente y CEO de la empresa, Horacio Marín, destacó pocas hora antes de conocerse esta operación que “en 2026 YPF será una compañía con activos (de petróleo y de gas) No Convencionales e Integrada”.
Fue en una exposcición realizada en el marco del AmCham Energy Forum, donde afirmó que “YPF perdió plata en el Convencional y por eso salimos de esa actividad”, en alusión al programa Proyecto Andes, de cesión de áreas que está realizando a Estados provinciales y a otras empresas del sector.
El viceministro coordinador de Energía y Minería del ministerio de Economía, Daniel González, estimó que en el año en curso habrá de registrarse un superávit en la balanza comercial del sector energético similar al anotado en 2024 (del orden de los U$S 6.600 millones). “Será el resultado de un mayor volúmen exportado aunque con el menor precio internacional vigentes”, señaló en relación de la baja del barril de crudo de 80 a 60 dólares promedio.
Con respecto al tema Tarifas (del gas y la electricidad), el funcionario destacó lo realizado por el gobierno para el ordenamiento en función de los costos para su producción, la reducción de subsidios y la retribución a las empresas prestadoras de estos servicios.
El costo promedio cubierto por las nuevas tarifas pasó de 30 al 80 por ciento y los subsidios en energía eléctrica bajaron desde el 2 por ciento del PBI al 0,6 % del PBI, calculó.
“Las tarifas atravesaron la Revisión Quinquenal (RQT) y ya no tocamos más los precios para los productores, transportadores y distribuidores dado que se actualizan mensualmente considerando la inflación, para que se mantengan sin retrasos” . “Para adelante podremos ser un poco más selectivos en cómo seguimos con la reducción de subsidios”, afirmó.
En otro orden, González afirmó que el gobierno proyecta “adjudicar (al sector privado) antes de fin de este año las acciones que tiene el Estado nacional en Transener (la transportadora de energía eléctrica en alta y extra alta tensión).
Asimismo ratificó que se avanza en la definición del pliego para licitar una nueva concesión privada por treinta años de las cuatro centrales hidroeléctricas del Comahue, ubicadas sobre el Río Limay, en Neuquén y Río Negro. Se trata de Alicurá, El Chocón, Planicie Banderita y Piedra del Aguila cuyas concesiones (desde los años 90) caducaron el año pasado y han sido prorrogadas provisoriamente.
González formuló estas declaraciones durante su participación en la jornada organizada por la AmCham para que funcionarios nacionales y provinciales, y directivos empresarios expongan sobre la política energética e inversiones en el sector.
Acerca de la infraestructura en el rubro transmisión de Electricidad en AT, Daniel González remarcó que se avanzará bajó el esquema de Concesión de Obra Pública en proyectos para la región de Cuyo (Mendoza), y en el Area Metropolitana de Buenos Aires (AMBA I) “a fin de añoa o a principios del próximo”.
También aludió a la licitación para el almacenamiento de energía (en baterías) convocada recientemente con el objetivo de cubrir, con 500 MW de reserva, la demanda en horas pico en la región. Se recibieron ofertas por 1.347 MW y ahora debe decidir las adjudicaciones.
En lo referido a Hidrocarburos, González sostuvo que “no hubo crisis del gas” (en alusión a la demanda insatisfecha ocurrida en los días pico de este invierno). Afirmó que “sí ocurrió que dos o tres yacimientos tuvieron problemas de inyección al sistema, pero nada más”. Y sostuvo que “en 2026 tendremos mas gas disponible”. Lo cierto es que hubo que priorizar la demanda residencial antes que la industrial y del GNC, hasta que ingresaron las cargas de GNL.
El funcionario hizo hincapié en que “están fluyendo inversiones en infraestructura en Petróleo, en proyectos de evacuación (VMOS) y de plamtas de tratamiento”, favorecidas por el régimen de incentivos RIGI.
También aludió al rubro del Gas natural con respecto a la licitación para la expansión de la capacidad de transporte del gasoducto troncal Perito Moreno (antes de nominado Presidente Néstor Kirchner) que tiene como único oferente en curso a tgs.
Habrá además aplicación de los beneficios del RIGI para proyectos de gasoductos dedicados con vistas a la producción de GNL, afirmó.
La compañía diseñó un programa educativo que busca ampliar la mirada sobre las profesiones y roles que tradicionalmente ocupan las niñas y los niños. A través de actividades lúdicas y con propuestas concretas para los docentes, los talleres buscan despertar el interés por las ciencias, la matemática, la ingeniería y la tecnología asegurando que nadie quede excluido por prejuicios y barreras culturales.
El taller “Rompecabezas – tu futuro en construcción”, diseñado para escuelas primarias, propone pensar sobre la influencia de los roles de género en la elección de oficios y profesiones. Mediante el juego se busca que cada participante descubra nuevos caminos vocacionales que quizás nunca antes había considerado por pensar que no eran apropiados para ella o él. Los voluntarios trabajan en conjunto con los docentes que reciben un cuadernillo con diversas propuestas de actividades, entre ellas, ferias y clubes de ciencias, aprendizaje basado en proyectos, juegos del tipo “cuando sea grande quiero ser…”, entrevistas con los voluntarios y otras.
El taller “Técnicamente – nos desafiamos”, concebido para escuelas secundarias, apunta a reforzar la confianza de los estudiantes poniendo en valor las herramientas compartidas por la escuela técnica como elementos fundamentales en la elección del futuro vocacional y laboral de sus participantes. Aquí se estimula a los estudiantes a continuar sus estudios en el campo de la ciencia y la tecnología. Además, se busca reforzar la elección de estudiantes mujeres en estas áreas derribando sesgos de género para construir horizontes de igualdad.
“Queremos que más chicas se animen a elegir estos caminos, y que más chicos se cuestionen estereotipos que limitan. Que cada joven pueda imaginar un proyecto de vida sin restricciones impuestas por el género. Este compromiso tiene también una dimensión estratégica: nuestro país enfrenta un déficit estructural de perfiles técnicos y profesionales en ingeniería. Estas carreras son vistas aún como ´difíciles´ y reservadas generalmente para varones, muchas veces por desconocimiento de las verdaderas oportunidades que presentan”, sostiene Alejandro Pacini, director de RH de TGN.
En este sentido, Claudio Moreno, jefe de RSE, agregó: “Las profundas transformaciones sociales, científicas y la aceleración de los cambios tecnológicos, se suman a los desafíos que ya teníamos para hacer frente a las dificultades estructurales de los procesos educativos. Enfrentamos un enorme reto en el desarrollo del talento humano, no hay lugar para exclusiones: las niñas y las mujeres deben tener las mismas posibilidades que sus compañeros varones. A nivel mundial, sólo el 35% de las mujeres integran el universo de estudiantes universitarios en ciencias, tecnología, ingeniería y matemáticas -las carreras STEM por sus siglas en idioma inglés-.”
TGN lanza este programa en 2025, con la colaboración de Foro 21. Tiene como meta alcanzar 44 escuelas ubicadas cerca de la traza de su sistema de gasoductos en seis provincias del país. A fines de julio, comenzó en la Prov. de Santa Fe y continuará sucesivamente en Córdoba, La Pampa, Río Negro, Salta y Jujuy. La prueba piloto desarrollada en dos escuelas de CABA concluyó con la gran satisfacción de la comunidad educativa involucrada, tanto de directivos como de docentes y niños.
“Desde nuestra compañía queremos contribuir a que niñas, niños y jóvenes tengan la oportunidad de visualizar trayectorias profesionales abiertas a oportunidades laborales conectadas con su vocación. También que las niñas conozcan las carreras STEM. Es sabido que los alumnos que escucharon o conocieron la universidad antes de llegar a ella, poseen más elementos para decidir en función de sus expectativas”, concluyó Claudio Moreno.
Acerca de TGN
TGN es la operadora regional de ductos y proveedora de soluciones confiables para el desarrollo de proyectos energéticos.
Opera y mantiene 11.256 km de gasoductos de alta presión y 22 plantas compresoras y es la responsable de transportar el 40% de gas inyectado en gasoductos troncales argentinos a través de los Gasoductos Norte y Centro Oeste.
Su ubicación geográfica estratégica en el país y en la región la convierte en el único operador que vincula sus gasoductos a nivel regional con Chile, Brasil, Bolivia y Uruguay.
Su sólida experiencia en la industria y un equipo de profesionales altamente calificado le permite brindar servicios de alta especificidad para la industria nacional y regional.
El accionista controlante de TGN es Gasinvest S.A. (una sociedad conformada en partes iguales por Tecpetrol S.L. y Compañía General de Combustibles S.A.) que posee el 56% del capital social; el 24% le pertenece a SouthernCone Energy Holding Company Inc. y el 20% restante cotiza en Bolsas y Mercados Argentinos S.A. (BYMA).
Genneia, empresa líder en generación de energías renovables en Argentina, anunció la entrada en operación comercial del Parque Solar Anchoris, situado en la localidad de Luján de Cuyo, provincia de Mendoza. Se trata del segundo proyecto de energía solar que entra en funcionamiento en esta provincia. Su producción estará destinada a abastecer la demanda de grandes usuarios industriales en el marco del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).
Con una inversión de 160 millones de dólares, el parque cuenta con una capacidad instalada de 180 MW y está equipado con 360.000 módulos solares bifaciales de última generación, incorporando soluciones tecnológicas que representan un salto de innovación para la región.
El proyecto tendrá un impacto directo en la comunidad, ya que se estima una generación anual de 497.000 MWh de energía renovable, equivalente al consumo de 125.000 hogares, se indcó. Además, se estima que evitará la emisión de más de 220.000 toneladas de dióxido de carbono.
Durante la construcción de Anchoris se emplearon más de 350 personas en su pico máximo de actividad, consolidando su rol como motor de desarrollo local, generación de empleo y promoción de capacidades técnicas vinculadas a la innovación en energías renovables, comunicó la compañía.
Bernardo Andrews, CEO de Genneia, destacó que “Estamos muy orgullosos de poner en operación comercial el Parque Solar Anchoris, un proyecto que refleja nuestro compromiso con la diversificación de la matriz energética, la innovación y el desarrollo sustentable de Mendoza y de todo el país. Este parque estará destinado a abastecer de energía eficiente y competitiva a clientes corporativos de todos los sectores de la economía”-
Junto con sus cuatro parques solares ya operativos en la región –Ullum I, II y III, Sierras de
Ullum, Tocota III y Malargüe I– y el nuevo Anchoris, Genneia totaliza 490 MW solares en la zona de Cuyo. Esta capacidad operativa seguirá creciendo hasta alcanzar los casi 800 MW para 2026, gracias al avance de la construcción del proyecto solar San Rafael, en Mendoza (180 MW) y del proyecto San Juan Sur, en San Juan (130 MW).
En el marco del plan de inversiones de los últimos cinco años (2022-2026), Genneia alcanzará una inversión total cercana a los 900 millones de dólares.
Entre sus proyectos estratégicos se destacan el parque eólico La Elbita en Buenos Aires y los desarrollos solares Sierras de Ullum, Tocota III y San Juan Sur en la provincia de San Juan, así como Malargüe I, San Rafael y Anchoris en Mendoza.
Para 2026, Genneia habrá superado los 1,7 GW de capacidad instalada en energías
renovables, consolidando su posición como líder del sector en Argentina.
Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 20 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 20 % de la generación de energía eólica y el 13 % de la solar.
La reciente puesta en marcha del Parque Eólico La Elbita, en la provincia de Buenos Aires, y del Parque Solar Malargüe 1 en Mendoza, ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a 1.256 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.
En la actualidad 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.
https://www.genneia.com.ar/
La petrolera británica BP descubrió el yacimiento más importante de petróleo y gas en 25 años, ubicado en el offshore de Brasil, en la cuenca de Santos.
Este hallazgo representa un impulso estratégico para la compañía, que recientemente reorientó su enfoque desde las energías renovables hacia los combustibles fósiles.
La petrolera planea crear un importante centro de producción en el descubrimiento de Bumerangue en Brasil, que según un portavoz de BP, probablemente sea el mayor de la compañía desde Shah Deniz en 1999, un campo de gas y condensados en la parte azerí del mar Caspio.
Shah Deniz, con alrededor de 1 billón de metros cúbicos de gas y 2.000 millones de barriles de condensados inicialmente en sitio, produjo 28.000 millones de metros cúbicos estándar de gas el año pasado, según BP.
Las acciones de BP ganaron un 1,3%, superando a un índice más amplio de compañías energéticas europeas que subió un 0,1%.
Este hallazgo bien podría hacer que la longevidad de la cartera upstream de BP se extienda hasta bien entrada la década de 2030/40.
La petrolera, que pronosticó su producción de petróleo y gas en 2,3 a 2,5 millones de barriles equivalentes de petróleo por día para 2030, dijo que este era su décimo descubrimiento este año, tras hallazgos en Trinidad, Egipto, Brasil y otros.
La producción en 2024 fue de 2,4 millones de barriles equivalentes de petróleo. BP espera que la producción sea menor en 2025. BP había asegurado el bloque Bumerangue en la cuenca de Santos entre rocas presal en aguas profundas frente a Brasil en diciembre de 2022 con lo que dijo eran “términos comerciales muy buenos”.
El Puerto de Comodoro Rivadavia se consolida como proveedor de servicios en materia de logística energética, respondiendo tanto a la demanda exportadora como al consumo interno de hidrocarburos.
En fecha reciente el buque tanque Seaways Pecos completó la carga de 50.000 barriles de petróleo —equivalentes a 40.000 toneladas— a través de la monoboya ubicada en Caleta Córdova, operada por la empresa Termap, dentro de la rada del puerto local.
Esta operación se inició originalmente en el Puerto de Bahía Blanca donde se embarcaron 94.600 toneladas de hidrocarburos, las cuales fueron trasladadas a aguas locales para completar el proceso de carga con destino final a Hawai, Estados Unidos.
En paralelo se encuentran operando en la rada del puerto de Comodoro Rivadavia el buque San Julián, en tránsito nacional y en tareas en el sector de monoboya, junto al buque San Matías I que, luego de su regreso desde Chile, realiza gestiones administrativas previas a su arribo al muelle de Caleta Olivia donde cargará crudo de tránsito nacional.
De esta manera el Puerto de Comodoro Rivadavia aporta experiencia en la operatoria petrolera y se suma al hito de la primera carga récord llevada a cabo por Puerto Rosales (Buenos Aires) , con material proveniente de otra cuenca patagónica. Este respaldo se traduce en atención especializada a buques de gran porte, vinculados al mercado internacional, destacó el gobierno de Chubut.
Un “gigante”
El Seaways Pecos destaca como uno de los mayores cargueros en operación en el país, con características de buque tipo Suezmax —es decir, capacidad de entre 120.000 y 200.000 toneladas— apto para navegar por el Canal de Suez. Posee 274 metros de eslora, 48 metros de manga, bandera de las Islas Marshall y es operado por la naviera estadounidense International Seaways.
Es considerado un “gigante” del comercio petrolero global. La carga contempló un total de 98.600 toneladas, incluyendo crudo “Medanito” extraído en Vaca Muerta (Neuquén) y petróleo Escalante proveniente de la Cuenca del Golfo San Jorge.
“Con más de veinte años de trayectoria, el soporte logístico brindado por la terminal comodorense constituye un eje fundamental en el proceso de posicionamiento del Puerto de Comodoro Rivadavia, y su jurisdicción marítima, como punta de lanza en materia de exportación energética”, se puntualizó.
Y se describió que “su dinámica responde a una creciente demanda, la conformación de un nodo de servicios especializados y el fortalecimiento de un esquema exportador basado en protocolos y normativas internacionales que garantizan la operatividad y seguridad para todos los actores involucrados”.
La carga de hidrocarburos a través de la terminal privada en la jurisdicción del Puerto de Comodoro Rivadavia representa una base sólida para la actividad portuaria: entre 2020 y junio del año en curso se alcanzó un volúmen acumulado cercano a las 40 millones de toneladas. Sólo en lo que va del año 2025, se logró un récord con 3.742.303 toneladas de petróleo crudo movilizado hasta el mes de junio, con una tendencia en ascenso.
En fechas recientes, los buques Yan Nam Hai y Sonangol Huila, ambos de 274 metros de eslora, realizaron cargas completas de petróleo en las instalaciones portuarias. Estas operaciones, sumadas a las realizadas por el Seaways Pecos y el San Julián, reflejan la relevancia de este polo productivo y abren nuevas perspectivas gracias al profesionalismo y eficiente gestión de los recursos disponibles, destacó la adminstración provincial.
El Gobierno dispuso, a través del decreto 522/2025, un nuevo incremento parcial de los impuestos a los combustibles ICL y CO2. Establece una aplicación parcial a partir del viernes 1/8 y posterga el resto para septiembre. Procura aletargar la inflación.
Entre el 1° y el 31 de agosto de 2025, para la nafta sin plomo y nafta virgen, el aumento es de $ 6,954 por litro en el Impuesto a los Combustibles Líquidos y de $ 0,426 en el Impuesto al Dióxido de carbono.
Para el gasoil la suba es de $ 5,615 en el ICL y de $ 0,640 en el impuesto al dióxido de carbono.
En los próximos días las empresas refinadoras – comercializadoras trasladarán estos ajustes impositivos a los precios en surtidor.
Total Austral, filial de TotalEnergies en Argentina, anunció el nombramiento de Sergio Martín Mengoni como nuevo Director General de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en el país en reemplazo de Catherine Remy, quien pasará a integrar el Comité Ejecutivo de TotalEnergies, en Casa Matriz.
Mengoni regresa a la Argentina tras desempeñarse como Director General de TotalEnergies en Bolivia, rol que asumió en octubre de 2023. Con 27 años en la Compañía, lideró operaciones complejas y ha desarrollado negocios importantes en América, Europa y África.
Entre sus roles más recientes se destacan la Dirección General de TotalEnergies en Venezuela y el liderazgo de negociaciones clave para la Compañía en su rol de VP de Adquisiciones y Fusiones en Francia.
Mengoni expresó tras el anuncio “Asumo el desafío de consolidar el liderazgo de TotalEnergies en la transición energética en Argentina, y de fortalecer su rol como referente en la exportación de gas en la región. Seguiremos consolidando nuestra posición como principal productor privado de gas del país, reafirmando el compromiso con el desarrollo de la industria energética nacional”.
Contador Público graduado en la Universidad Argentina de la Empresa (UADE), Mengoni posee un posgrado en Economía del Petróleo y Gas del Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA). Cuenta con trayectoria en el ámbito de las finanzas corporativas y estratégicas.
Asimismo, obtuvo una membresía en el Institut des Hautes Études de l’Entreprise en Francia (IHEE), lo que le ha permitido fortalecer su perspectiva internacional y enriquecer su visión estratégica en el sector energético.
Desde su nuevo rol, Mengoni trabajará para reforzar la ambición de TotalEnergies: producir más energía, con menos emisiones, siempre de manera más sostenible, se destacó.
TotalEnergies es una empresa internacional multienergías con presencia en 130 países, y cuenta con más más de 100.000 trabajadores.
En Argentina, a través de su filial Total Austral, desarrolla actividades de exploración y producción de hidrocarburos en las provincias de Neuquén y Tierra del Fuego desde 1978.
Con unos 1.100 trabajadores en el país, opera el 25 % de la producción de gas nacional. También está presente en el sector de energías renovables con la operación de plantas eólicas y solares, además de comercialización de gas natural y lubricantes.
La petrolera de mayoría accionaria estatal YPF anunció “el cierre de la primera etapa del Proyecto Andes” dispuesto por la compañía que conduce Horacio Marín, con la cesión de 28 activos convencionales ubicados en las provincias de Chubut, Mendoza, Neuquén y Río Negro. Ello, con el objetivo de concentrar sus inversiones y operaciones en el desarrollo de los yacimientos no convencionales en Vaca Muerta (Neuquén).
En un comunicado la compañía anunció además que “YPF abre una nueva ronda del Proyecto Andes liderado por el Banco Santander, que contempla la cesión de 16 bloques, tanto operados como no operados”.
Las áreas incluidas en esta nueva etapa se encuentran agrupadas en : cluster NOA (Salta), cluster Chachahuen (Mendoza), cluster Malargüe (MZA), Agua Salada (Río Negro), Manantiales Behr (Chubut), y cluster MZA No Operado (MZA/La Pampa).
En paralelo, YPF avanzó con la reversión de 11 áreas. En particular, ya se firmó el acuerdo con Santa Cruz y Formicruz por 10 concesiones del norte provincial, y con Chubut por el área Restinga Alí.
Además, la compañía avanza con un proceso de similares características en Tierra del Fuego, se puntualizó.
“Este plan de manejo del porfolio de activos convencionales constituye uno de los pilares del Plan 4×4” (de reestructuración productiva, operativa y económica), se indicó.
“A través de una reasignación eficiente de capital, la compañía busca enfocar su operación en el desarrollo de Vaca Muerta, mejorar su rentabilidad y contribuir al crecimiento del país generando exportaciones por 30.000 millones de dólares para 2030”, remarcó la conducción de YPF.
La Secretaría de Industria y Comercio, dependiente del Ministerio de Economía, aprobó mediante la Resolución 291/2025 las ternas de candidatos para ocupar cargos clave en la Autoridad Nacional de la Competencia, el organismo creado por la Ley 27.442 para supervisar y sancionar prácticas anticompetitivas.
El proceso, que comenzó formalmente en abril de este año, incluyó la conformación del jurado evaluador, la designación de la Secretaría Concursal y la apertura de la convocatoria pública. Las bases, perfiles y etapas del concurso fueron establecidas por resoluciones previas (93/2025, 514/2025 y 119/2025), todas dentro del ámbito de la misma Secretaría.
Las ternas ahora aprobadas incluyen postulantes para siete cargos: un presidente y cuatro vocales del Tribunal de Defensa de la Competencia, un secretario instructor de conductas anticompetitivas y un secretario de concentraciones económicas. En todos los casos se trata de los candidatos que obtuvieron los tres mejores puntajes en las distintas instancias del concurso: evaluación curricular, entrevista y presentación de un proyecto de gestión institucional.
El procedimiento se desarrolló conforme al Reglamento de Selección aprobado en 2019 por resolución conjunta entre las entonces Secretarías de Comercio Interior y de Empleo Público, norma que sigue vigente con modificaciones menores. La terna final de cada puesto fue elevada por el jurado a la Secretaría de Industria y Comercio, que ahora formaliza su aprobación.
El próximo paso será la designación definitiva de las autoridades por parte del Poder Ejecutivo Nacional, como establece el artículo 20 de la ley, una vez cumplido el procedimiento de antecedentes y oposición.
La resolución también informa que los recursos administrativos contra la medida podrán presentarse según lo previsto en la Ley 19.549 y el Decreto 1759/72 (T.O. 2017). los postulantes incluidos en las ternas:
Presidente del Tribunal: Eduardo Rodolfo Montamat, Lucas Gabriel Trevisani Vespa, Roberta Marina Bidart
Vocal (perfil jurídico): Ana Julia Parente, Lucas Gabriel Trevisani Vespa, Marcelo Rubén D’Amore
Vocal (perfil económico): Germán Augusto Zamorano, Roberta Marina Bidart, Marcelo Rubén D’Amore
Secretario de Concentraciones Económicas: Ana Julia Parente, Roberta Marina Bidart, Germán Augusto Zamorano
Secretario Instructor de Conductas Anticompetitivas: Ana Julia Parente, Roberta Marina Bidart, Germán Augusto Zamorano
El gobierno designó a Néstor Marcelo Lamboglia nuevo interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE).
Desde la Secretaría de Energía se comunicó que Lamboglia es Abogado por la Universidad Nacional de La Plata, con especialización en Derecho de la Regulación Económica de los Servicios Públicos en la Universidad Austral.
El flamante Interventor, se indicó, cuenta con más de 30 años de experiencia en el sector eléctrico.
A lo largo de su trayectoria ocupó roles clave en organismos de control y en el ámbito binacional: fue Secretario Letrado del Directorio y Gerente de Control de Concesiones en el Organismo de Control de Energía Eléctrica de la Provincia de Buenos Aires (OCEBA); Coordinador Legal de la Secretaría de Energía Eléctrica en el entonces Ministerio de Energía y Minería (gestión Macri); y se desempeñó como Asesor Letrado argentino en la Comisión Técnica Mixta de Salto Grande y Asesor Jurídico de Yacyretá.
En los últimos años integró el equipo de asesores de la Secretaría de Energía de la Nación y, más recientemente, ocupó la Secretaría de Directorio del ENRE.
“Su designación reafirma la decisión de sostener una conducción con amplio conocimiento técnico, regulatorio y jurídico del sector eléctrico, en un momento clave para consolidar la previsibilidad tarifaria, la atracción de inversiones y la reorganización institucional del organismo”, señaló Energía en alusión al proceso lanzado para la unificación del ENRE y del ENARGAS.
El Ministerio de Capital Humano, a través de la Secretaría de Trabajo, Empleo y Seguridad Social, dispuso la conciliación obligatoria en el conflicto que mantiene el Sindicato de Petroleros Privados de las provincias de Río Negro, Neuquén y La Pampa.
Ello, principalmente por la pérdida de puestos de trabajo que se viene registrando en el sector, indicó la organización sindical.
La medida rige desde las 9:00 del 30 de julio y establece un plazo de 15 días durante el cual el gremio “deberá cesar toda medida de acción directa y garantizar la normal prestación del servicio”.
El objetivo es “promover una solución pacífica y garantizar la continuidad del servicio en una actividad etratégica para el país como es la explotación de petróleo y gas no convencional en Vaca Muertal ”, según el comunicado oficial.
La Secretaría de Energía autorizó el cambio de titularidad en favor de la empresa HIDDEN LAKE S.A. (Lago Escondido) para la Central Hidroeléctrica Río Escondido, de 7,2 MW de potencia instalada, situada en la localidad de El Foyel, Ruta N° 40, Kilómetro 1948, Provincia de Río Negro, aledaña a la propiedad privada del británico Joe Lewis.
La decisión fue oficializada mediante la resolución 324/2025 que lleva la firma de María Tettamanti.
En los considerandos de la R-324 se indica que “la empresa HIDDEN LAKE S.A. solicitó se autorice el cambio de titularidad para su Central Hidroeléctrica”, y que “la empresa HIDDEN LAKE S.A. ha cumplido las exigencias de la normativa vigente en cuanto al aporte de documentación técnica, societaria y comercial”.
“Mediante la Nota B-180148-1 del 4 de junio de 2025 la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA) informó que la empresa HIDDEN LAKE S.A. cumplió con los requisitos exigidos en los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y Cálculo de Precios en el Mercado Eléctrico Mayorista”, aprobados por la Resolución 61/1992 de la ex Secretaría de Energía del ex Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos (Gestión Carlos Menem) y en consecuencia, procedió a aceptar de forma provisoria el cambio de titularidad solicitado”.
En 1996, durante el gobierno de Menem, Lewis compró más de 11 mil hectáreas que rodean al Lago Escondido, una zona de seguridad de frontera (Ley 15.385), situación que fue denunciada como irregular. La causa que investigaba la adquisición fraudulenta prescribió.
La R-324 refiere que “mediante la Resolución 388/2017 (Gestión Macri) la Secretaría de Energía Eléctrica del ex Ministerio de Energía y Minería se autorizó el ingreso de la Central Hidroeléctrica Río Escondido como Agente Generador del Mercado Eléctrico Mayorista”.
Energía puntualizó en la R-324 que “la solicitud para el cambio de titularidad fue publicada en el Boletín Oficial N° 35.703 de fecha 10 de julio de 2025 sin haberse recibido objeciones”.
“La presente medida se dicta en ejercicio de las facultades conferidas por los Artículos 35 y 36 de la Ley 24.065 (marco regulatorio del sistema eléctrico), por el Decreto 50/2019 y por la Resolución 61/92 de la ex Secretaríia de Energía Eléctrica”, señala la R-324.
En su artículo 2 la nueva resolución instruye a CAMMESA “a efectos de que los sobrecostos que se ocasionen a los demás agentes del MEM y las penalidades que deban abonar los prestadores de la Función Técnica del Transporte (FTT) derivados de eventuales indisponibilidades con motivo del cambio de titularidad que se autoriza, sean cargadas a la empresa HIDDEN LAKE S.A. en su vínculo con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI)”.
El artículo 3 “limita la vigencia como Agente Generador del MEM de la empresa HIDDEN LAKE S.A. para la Central Hidroeléctrica Río Escondido, a la celebración, antes del 31 de diciembre de 2025, del contrato de concesión con el Estado Nacional en el marco del Artículo 14 de la Ley 15.336 (Régimen de la Energía Eléctrica)”.
Este artículo establece que “El ejercicio por particulares de actividades relacionadas con la generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica de jurisdicción nacional, cualquiera sea la fuente de energía utilizada, requiere concesión del Poder Ejecutivo Nacional en los siguientes casos:
a. para el aprovechamiento de las fuentes de energía hidroeléctrica de los cursos de agua pública cuando la potencia normal que se conceda exceda de Quinientos (500) kilovatios;
b. para el ejercicio de actividades destinadas al servicio público de transporte y/o distribución de electricidad, de conformidad con lo establecido en el artículo 3° de la Ley 24.065.
Dicho artículo establece que “El transporte y la distribución de electricidad deberán prioritariamente ser realizados por personas jurídicas privadas a las que el Poder Ejecutivo Nacional les haya otorgado las correspondientes concesiones, de conformidad con las disposiciones de las Leyes 15.336, 23.696 y de la propia 24.065”.
También señala que “el Estado por sí, o a través de cualquiera de sus entes o empresas dependientes, y a efectos de garantizar la continuidad del servicio, deberá proveer servicios de transporte o distribución en el caso en que, cumplidos los procedimientos de selección referidos en la presente ley, no existieran oferentes a los que puedan adjudicarse las prestaciones de dichos servicios”.
Finalmente, el artículo 4 de la R-324 notifica la decisión de la S.E. a HIDDEN LAKE S.A., a CAMMESA, a la Empresa de Energía de Río Negro (EDERSA) y al Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE).
La empresa sanjuanina Milicic será Major Sponsor de una nueva edición de Argentina Cobre, la conferencia internacional organizada por el medio especializado Panorama Minero, que se realizará el 4 y 5 de agosto en la provincia de San Juan.
Argentina Cobre convoca a los principales referentes de la minería del cobre en una provincia que concentra varios de los mayores proyectos de este mineral.
El encuentro, consolidado como uno de los más relevantes de la agenda minera nacional y regional, promueve el diálogo público-privado, la generación de alianzas estratégicas y la visibilidad de proyectos vinculados a la transición energética global.
En su edición 2025, Milicic Minería participa como Major Sponsor, reafirmando así su compromiso con una industria en la que se desempeña como un proveedor relevante desde hace más de dos décadas, y en la que continúa aportando soluciones de infraestructura de alta complejidad.
Argentina Cobre es una oportunidad para continuar construyendo confianza junto a los protagonistas del ecosistema minero y compartir nuestra propuesta de valor para el sector. Es un espacio clave para difundir la experiencia acumulada en diversos proyectos mineros ejecutados en todo el país, proyectar nuevas oportunidades y generar sinergias con todos los actores de la cadena de valor de la industria minera.
Milicic es una empresa de construcciones y servicios con más 50 años de experiencia en grandes obras que han acompañado el desarrollo de los principales sectores productivos en Argentina y la región.
Con más de 2.000 empleados y más de 800 proyectos ejecutados, brinda soluciones para los desafíos más complejos en minería, oil & gas, energía e infraestructura.
Más información: www.milicic.com.ar
El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) oficializó la Resolución 528/2025, que introduce una reforma integral al sistema de indicadores de calidad del servicio para transporte y distribución de gas natural. El nuevo marco sustituye al esquema vigente desde 2019, y forma parte de un proceso más amplio de reorganización institucional tras la creación del nuevo Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENREGE), previsto en el Decreto 452/2025.
Aunque el ENREGE aún no está plenamente conformado, el organismo continuará operando con las estructuras del ENARGAS hasta que se establezca la nueva estructura orgánica. En ese contexto, la actualización de los indicadores busca fortalecer las herramientas de supervisión sobre las licenciatarias y adaptar los mecanismos de control a estándares más exigentes y tecnologías recientes.
La reforma fue precedida por un trabajo técnico encabezado por un equipo multidisciplinario que incluyó las gerencias de Protección del Usuario, Transmisión, Distribución, el Departamento de Despacho de Gas y Delegaciones Regionales del ENARGAS. En marzo de este año, el organismo abrió una consulta pública con propuestas preliminares, en la que participaron distribuidoras como Metrogas, Camuzzi Gas del Sur, Camuzzi Gas Pampeana, Litoral Gas, Naturgy BAN y Naturgy NOA.
Entre las modificaciones más relevantes en materia de servicio comercial, se redefinió el índice de cobertura en canales de atención a usuarios, incorporando la atención personalizada y la gestión digital autoadministrada, a pedido de Metrogas. También se ajustaron los indicadores que miden la capacidad de los usuarios para realizar trámites de manera remota, una propuesta impulsada por Camuzzi. Varias distribuidoras solicitaron que los nuevos parámetros sean inicialmente de carácter informativo y no sancionario, advirtiendo sobre los costos de implementación en sistemas internos. ENARGAS accedió a una etapa de transición que permita recopilar datos sin exigir penalidades, para facilitar una adecuación progresiva.
En lo que respecta a la calidad técnica del servicio de distribución, se corrigió el método de cálculo del indicador OM#7, que mide las interrupciones del suministro. A partir de ahora, los cortes se computarán por usuario y por semestre. También se reformuló el indicador OM#8, vinculado a la prevención de daños en cañerías, para reflejar más fielmente los kilómetros operativos y promover la reducción de incidentes por intervención de terceros. Por su parte, los indicadores de transparencia del mercado se mantuvieron sin cambios, ya que no recibieron objeciones durante la consulta.
En el ámbito del transporte, la resolución elimina requerimientos informativos redundantes en el indicador OM#2, que evalúa el estado de los gasoductos, una modificación sugerida por Transportadora de Gas del Sur. También se redefinió el concepto de caudal en el indicador OM#5, que mide la capacidad de reserva en plantas reguladoras: en adelante, se tomará como referencia el valor máximo requerido, y no el histórico. En cuanto al indicador OM#6, que evalúa los tiempos de respuesta ante emergencias, se introdujeron precisiones que incorporan el uso de tecnologías como SCADA y válvulas telecomandadas, además de definiciones más claras sobre personal calificado y tiempos efectivos de intervención.
La Resolución 528/2025 aprueba además un nuevo texto para el Anexo “Sistema de Control mediante Indicadores de Calidad del Servicio”, que reemplaza el anterior y entrará en vigencia al día siguiente de su publicación. Con ello, se derogan requerimientos informativos previos y se avanza hacia una regulación más alineada con las facultades que otorgan la Ley 24.076 y el Decreto 452/2025, con énfasis en la transparencia, la mejora continua del servicio y la adaptación a los avances tecnológicos del sector.
La UE cede y acepta un arancel del 15% sobre sus exportaciones a EE UU, la tasa más altas aplicada en décadas y se compromete a comprar a EE.UU más de 750.000 millones de dólares en productos energéticos de las industrias estadounidenses.
Este acuerdo se alcanzó luego de tres meses de negociaciones entre el presidente Donald Trump y la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen. No obstante, no hay un consenso del bloque europeo en su conjunto.
El acuerdo impone un arancel de importación uniforme del 15% en EE.UU. para la mayoría de los bienes de la UE—significativamente menor que la tasa del 30% que Trump había amenazado con implementar para el 1 de agosto. A cambio, el bloque europeo ha comprometido importantes inversiones en los sectores energético y de defensa de EE.UU., mientras acuerda algunos mercados a exportaciones estadounidenses con aranceles cero.
El anuncio impulsó los precios del petróleo con el crudo Brent alcanzando los 69,62 dólares por barril, un alza de 1,18 dólares (+1,72%), mientras el West Texas Intermediate (WTI) cotizaba en 66,31, una suba de 1,15 dólares (+1,78%). Sin embargo, el euro cayó un 0,8% frente al dólar ayer (28/7), mientras que las principales bolsas europeas registraron descensos.
Transportadora de Gas del Sur (tgs) resultó única oferente en la licitación pública nacional e internacional convocada por el gobierno para ejecutar y financiar el Proyecto de Ampliación del Tramo I del Gasoducto troncal ahora denominado Perito Moreno (GPM), (Ex Gasoducto Presidente Néstor Kirchner – GPNK) que fuera inaugurado a mediados de 2023.
El acto de apertura del Sobre 1 (de antecedentes) y de recepción del Sobre 2 (de oferta económica) tuvo lugar en la sede de la estatal Enarsa, en la Ciudad de Buenos Aires.
Se trata de un proyecto de iniciativa privada que fuera presentado por tgs en junio de 2024 y que el gobierno declaró “de interés público” en diciembre mediante el decreto 1060/2024. La compañía brinda actualmente el servicio de operación y mantenimiento del Gasoducto rebautizado por el gobierno.
La compañía tgs, controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki, lo presentó al Ministerio de Economía detallando la obras a ejecutar y financiar para ampliar los sistemas de transporte existentes, con una inversión total asociada de u$s 700 millones.
Por una parte, la presentación comprende la ampliación de la capacidad de transporte del ducto originado en Vaca Muerta (NQN), entre Tratayén y Salliqueló (Buenos Aires), y trabajos en tres plantas compresoras por un total de 90.000 HP. Ello permitirá sumar hasta 14 millones de m3/día a los 26 millones que actualmente se pueden transportar, alcanzando así una capacidad total de hasta 40 millones de metros cúbicos por día.
Estas obras implican una inversión del orden de los u$s 500 millones, permitirán sustituir durante el período invernal las importaciones de GNL y gasoil, y su ejecución demandaría no menos de 18 meses contados desde la adjudicación.
Esta parte del proyecto, a ejecutar bajo la Ley de Hidrocarburos y aplicando el Régimen de Iniciativa Privada, requirió entonces del proceso de licitación en curso para recibir y adjudicar las ofertas que presentaran los interesados en su realización.
Ahora, la Secretaría de Energía del ministerio de Economía debe resolver acerca de la propuesta presentada por tgs.
Al momento de su presentación el año pasado tgs aclaró que el proyecto “es complementario y de ninguna manera excluye la posibilidad de avanzar con la construcción del Tramo II del GPNK ( ahora GPM) y/o cualquier otra obra de infraestructura que permita impulsar el desarrollo de Vaca Muerta y la integración energética regional”. El gobierno descartó realizar la Etapa 2 del gasoducto troncal.
El proyecto ahora licitado se complementa con otro que implica u$s 200 millones de inversión para una ampliación en el sistema regulado que opera tgs, que financiará y ejecutará bajo los términos de su licencia. Permitirá que el gas que arriba a Salliqueló llegue al GBA, y por el sistema operado por TGN abastecer la región del Litoral.
La obra en el sistema regulado de tgs abarca la instalación de 20 km de loops de cañería y la instalación de 15.000 HP de compresión en el Gasoducto Neuba II, más otras obras y pruebas para elevar su presión máxima de operación.
tgs es la principal compañía de transporte de gas natural de nuestro país. Opera más de 9.300 kilómetros de gasoductos que atraviesan 7 provincias, transporta el gas natural desde los yacimientos del sur y oeste del país, hacia los centros de consumo urbanos.
Esta iniciativa privada sustituirá las importaciones de GNL en barcos que se realizan en los meses invernales para compensar el déficit de gas natural que presentan las cuencas del Norte y Sur del país, con precios que oscilan entre 10 y 16 dólares por Millón de BTU, de 3 a 4 veces superiores a los precios en los que se comercializa el gas desde la Cuenca Neuquina. También se consideran los saldos de gas natural que podrán exportarse a la región en el período estival al disminuir la demanda del mercado interno.
“Las reservas de Vaca Muerta son equivalentes a más de 120 años de consumo interno”, dijo Oscar Sardi, CEO de tgs, cuando fe presentado el proyecto, y agregó que “resulta imperioso que Argentina cuente con la infraestructura necesaria que le permita capitalizar estos recursos durante la transición energética”.
El Ministerio de Economía dispuso, a través de la Resolución 1050/2025, iniciar “el proceso de privatización de Energía Argentina S.A. (ENARSA) en los términos del Decreto 286/2025”, que establece la privatización total de la empresa mediante la separación de las actividades y bienes de cada unidad de negocios.
La cartera a cargo de Luis Caputo resolvió entonces que “El proceso se desarrollará, en una primera etapa, mediante la venta de las acciones de su titularidad en la Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica (CITELEC S.A.), a través de un concurso público con base, de alcance nacional e internacional, en los términos de la Ley 23.696” (de Reforma del Estado) que data del gobierno menemista. Su objetivo principal fue reducir el tamaño del Estado y fomentar la participación del sector privado en áreas que antes eran exclusivas.
CITELEC S.A. posee el 52,65 % del capital de la transportadora de electricidad en extra alta y alta tensión Transener, incluyendo la totalidad de las acciones Clase A.
La enajenación de estas acciones del Estado fue impulsada durante el gobierno de Mauricio Macri, pero no llegó a concretarse por cierta divergencia al interior del propio gobierno respecto a la consideración estratégica de esta actividad energética.
La nueva Resolución, ya oficializada, instruye a la Unidad Ejecutora Especial Temporaria “AGENCIA DE TRANSFORMACIÓN DE EMPRESAS PÚBLICAS”, con la asistencia de ENARSA, a coordinar las acciones necesarias para dar cumplimiento a lo previsto en el Decreto 695/2024, reglamentario de la Ley Bases, con el propósito de:
a) Concretar la venta referida (acciones de CITELEC S.A.) dentro del plazo de OCHO (8) meses contados desde la entrada en vigencia de la presente.
b) Llevar a cabo la contratación de una entidad bancaria perteneciente al Sector Público Nacional para la tasación del paquete accionario de CITELEC S.A.
El artículo 3 de la R-1050 establece que la Subsecretaría de Energía Eléctrica de la Secretaría de Energía “tendrá a su cargo la elaboración de la documentación licitatoria -técnica y contractual- del proceso de privatización de CITELEC S.A., la que deberá contar con la intervención previa de la Unidad Ejecutora Especial Temporaria “AGENCIA DE TRANSFORMACIÓN DE EMPRESAS PÚBLICAS”, a cargo de Diego Martín Chaer.
Esta Agencia tiene a su cargo avanzar con la privatización de una serie de empresas incluídas en la Ley 27.742 (de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos).
El listado comprende a Energía Argentina S.A.; INTERCARGO SAU (Decreto 198/2025); Agua y Saneamientos Argentinos S.A.; Belgrano Cargas y Logística S.A. (Decreto 67/2025); Sociedad Operadora Ferroviaria S.E. (SOFSE); Corredores Viales S.A. (Decreto 97/2025); Nucleoeléctrica Argentina S.A.; y Yacimientos Carboníferos Río Turbio.
El artículo 4 de la R-1050 refiere que “los procedimientos objeto de la presente medida serán llevados a cabo a través de la plataforma CONTRAT.AR conforme lo dispuesto por el Decreto 416/2025”.
China completó un ambicioso proyecto de infraestructura eléctrica de 4.197 kilómetros de longitud y 750 kilovoltios en la Región Autónoma Uigur de Xinjiang. Se trata del sistema más extenso de su tipo en el país.
La red eléctrica de extraalta tensión abarca más de un millón de kilómetros cuadrados y cinco prefecturas de Xinjiang, incorpora nueve subestaciones y cerca de 10.000 torres de transmisión y permitirá mejorar la seguridad energética de la región y apoyar su desarrollo económico. El sistema está diseñado para recoger energía de fuentes renovables y convencionales —eólica, solar, térmica e hidroeléctrica—, transformarla y redistribuirla para el consumo interno.
La mayor parte de la obra se realizó en el hostil entorno del desierto de Taklamakán, que cubre el 60 % de la superficie total de la cuenca del Tarim. Es conocido también como el ‘mar de la muerte’ debido a las dunas móviles que cubren la mayor parte de su superficie, lo que lo convierte en una región difícil de atravesar y realizar proyectos de construcción.
Durante la construcción en el desierto, los grandes vehículos de trabajo no podían avanzar porque no había caminos y también existía el riesgo de que se quedaran atrapados en pozos de arena. Para superar estos desafíos, los ingenieros optaron por construir carreteras a lo largo de toda la línea de transmisión, excavando arena y colocando telas permeables para estabilizar el terreno y resolver así el problema del transporte de materiales.
Después de revocar el permiso a Chevron para explotar petróleo en Venezuela, Estados Unidos está preparando medidas similares para socios clave de PDVSA, principalmente con la petrolera estadounidense.
Si se otorgan, las autorizaciones a la petrolera estadounidense, y posiblemente también a los socios europeos de PDVSA, marcarían un cambio de política desde la estrategia de presión que Washington adoptó este año sobre la industria energética de Venezuela, bajo sanciones estadounidenses desde 2019.
Donald Trump ahora podría permitir que las compañías energéticas celebren contratos petroleros y realicen importaciones para garantizar la continuidad operativa, y así evitar que el petróleo venezolano lo compre China. Estas nuevas medidas impulsaron al alza las acciones de Chevron que alcazaron $155,93 ayer (24/7), su nivel más alto desde el 3 de abril.
La medida para suavizar algunas restricciones sobre el sector petrolero de Venezuela sigue a un intercambio de prisioneros este mes en el que el gobierno venezolano liberó a 10 detenidos estadounidenses mientras aceptaba el regreso de más de 200 venezolanos que habían sido deportados de EE.UU. y retenidos en una prisión de El Salvador
Trump anunció en febrero la cancelación de un conjunto de licencias energéticas en Venezuela, incluida la de Chevron, y dio hasta finales de mayo para liquidar todas las transacciones.
La medida dejó todas las operaciones en empresas conjuntas de petróleo y gas con Chevron y otros socios en manos de PDVSA, pero las compañías fueron autorizadas a preservar sus participaciones y la producción se mantuvo casi sin cambios.
En el pasado, funcionarios estadounidenses prometieron que ningún dinero llegaría a al gobierno de Venezuela por ingresos petroleros a pesar de las licencias. Pero lo hizo porque PDVSA exige que se paguen impuestos y regalías antes de otorgar permisos de exportación. Incluso si las partes acuerdan intercambios de petróleo, esos arreglos ahorran a PDVSA, millones de dólares al año en importaciones.
No estaba claro de inmediato si los términos de la licencia que podría otorgarse a Chevron se reproducirían para otras empresas extranjeras en Venezuela, incluidas la italiana Eni y la española Repsol, que han pedido a EE.UU. que les permita intercambiar suministros de combustible por petróleo venezolano.
Tras la cancelación de la licencia de Chevron a principios de este año, Trump anunció la imposición de aranceles secundarios a los compradores de petróleo venezolano.
Pero la medida, que se esperaba que afectara gravemente al principal comprador de crudo de Venezuela, China, no se ha aplicado, permitiendo que el país sudamericano desvíe a Asia los tipos de crudo que antes se vendían a refinerías estadounidenses y europeas a través de los socios de empresas conjuntas de PDVSA.
Durante la administración del ex presidente estadounidense Joe Biden, las licencias específicas para los socios de PDVSA permitieron a las refinerías occidentales recuperar el acceso a los suministros venezolanos, pero también otorgaron una fuente estable de efectivo a la administración de Maduro, ya que las compañías estaban obligadas por Venezuela a pagar regalías e impuestos.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo,
realizaron una visita al Parque Solar El Quemado, ubicado en el departamento de Las Heras, a 53 km de la ciudad de Mendoza.
Será uno de los parques solares más grandes del país, con una inversión estimada de u$s 230 millones. Generará energía equivalente al consumo de más de 233.000 hogares, es decir, suficiente para cubrir la demanda de todos los hogares de la ciudad de Mendoza y de los departamentos de Las Heras y Levalle.
La obra tiene un grado de avance del 57 % , con más de 50.000 paneles bifaciales ya montados. En esta etapa, hay más de 300 personas trabajando en la obra, de las cuales más del 80 % son trabajadores locales.
Las autoridades recorrieron la obra que está emplazada en una superficie de 600 hectáreas, y la primera fila conocida como ‘Golden Tracker’ que es el modelo de referencia que establece el estándar técnico que guía la instalación masiva de los más de 510.000 paneles fotovoltaicos bifaciales que tendrá El Quemado.
Es el séptimo proyecto renovable que desarrolla YPF Luz. Tendrá una capacidad instalada de 305 MW, y su puesta en marcha se prevé para el primer semestre de 2026. El Quemado fue el primer proyecto renovable aprobado por el gobierno nacional para operar bajo el
RIGI (Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones).
“Vinimos a ver el inicio de obra de este parque solar que va a agregar mayor energía para Argentina y para Mendoza. Se estima que estará terminado entre marzo y abril del año que viene”, destacó el gobernador de la provincia.
Por su parte, Marín detalló: “Este parque solar es un ejemplo de la excelencia operativa que caracteriza a YPF como grupo, buscando potenciar los recursos naturales del país”.
De la visita también participaron la ministra de energía y ambiente de Mendoza, Jimena
Latorre, el intendente de Las Heras, Francisco Lo Presti, el vicepresidente de Nuevas Energías de YPF, Andrés Scarone y el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano.
El proyecto del Parque El Quemadol fue desarrollado por EMESA (Empresa Mendocina de Energía) que ha colaborado estrechamente con YPF Luz en la etapa de obra.
La energía producida se comercializará en el MATER (Mercado a Término de Energía Renovable) a industrias de todo el país que busquen operar con energía eficiente y sustentable. Estará conectado al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a través de una nueva estación transformadora de 220/33kV.
YPF informó que “a casi un mes de la implementación del precio diferencial nocturno y la modalidad de autodespacho a través de la App YPF, el volumen de ventas entre las 00:00 y las 06:00 hs. creció más de 28 % versus el promedio de los últimos 3 meses”.
Las transacciones digitales, en tanto, aumentaron de forma sostenida consolidando a la aplicación como el canal preferido para operar de manera ágil y segura. Actualmente, 2 de cada 10 litros cargados durante la madrugada se canalizan a través de la App YPF, duplicando la penetración del mes anterior.
Más de la mitad de los usuarios que hoy cargan en horario nocturno no lo hacían previamente y encontraron en estos incentivos una razón para digitalizarse y adoptar nuevas formas de operar, afirmó la petrolera.
Ignacio Millán, vicepresidente de comercialización destacó que “YPF lidera un proceso de
constante de innovación, que busca maximizar la rentabilidad, eficientizar sus operaciones y evolucionar la experiencia del cliente. Su propuesta diferencial nocturna se integra estratégicamente con su modelo diurno de máxima experiencia, ofreciendo un servicio integral y de alto valor”.
“La tecnología es un aliado clave para dar mejores servicios y mejorar la experiencia de nuestros clientes. Con la App YPF buscamos construir una ventaja competitiva sustentada en la eficiencia operativa y el crecimiento rentable de la red”, señaló Guillermo Garat, presidente de YDI.
En toda la red de estaciones de servicio de YPF, cargar entre las 00:00 y las 06:00 hs. otorga un descuento del 3% en todos los combustibles. Y si además la estación cuenta con modalidad de autoservicio, se suma un 3% adicional, siempre pagando con la App YPF.
La demanda de carbón permanecerá en 2025 y 2026 en torno a los 8.800 millones de toneladas consumidas en 2024, según prevé de la Agencia Internacional de la Energía (AIE). Estas estimaciones se basan en la fuerte demanda de los EE.UU donde el uso del carbón aumentó 10% durante el primer semestre del año. De hecho, Donald Trump justificó el aumento del consumo de carbón por la suba de precios de otras fuentes de energía.
En contraste China y India muestran una demanda en declive relacionada con un consumo eléctrico más débil que en 2024 y con un aumento de la generación de energías renovables. En la Unión Europea, sin embargo, la demanda de carbón se mantuvo estable.
Pese a las variaciones detectadas en la demanda en la primera mitad de 2025, la AIE considera que los factores estructurales que impulsan el uso del carbón no experimentan cambios significativos y, por ello, predice un leve aumento de la demanda para 2025, seguido de una caída igualmente marginal en 2026.
Eso dejará un nivel de demanda similar al de 2024, en línea con lo que la agencia ya había proyectado en sus informes de proyecciones a futuro de finales de ese año, que ya tenían en cuenta una tendencia a la baja del crecimiento económico global y un importante vuelco en la política estadounidense.
En el conjunto de 2025, la expectativa de la AIE es que la demanda china decaiga un leve 1%, mientras que el avance en los Estados Unidos será del 7%. En la Unión Europea habrá un decrecimiento del 2% en el uso del carbón.
En cuanto a la producción, marcará un nuevo récord en 2025 gracias al impulso de la de China y India, pero el informe prevé una caída para 2026 debida a los elevados niveles de existencias y a una bajada de los precios que comenzará a afectar al suministro.
TotalEnergies aprovisionará con hasta 360.000 toneladas anuales de GNL a la compañía de transporte marítimo CMA CGM hasta 2040. Ambas empresas se asocian para desarrollar y explotar conjuntamente instalaciones de abastecimiento de GNL. A través de un barco proveedor de gas, de 20.000 m3 de capacidad, que será explotado conjuntamente hasta 2028.
La embarcación abastecerá de GNL a una amplia gama de buques que operan en la región ARA (Ámsterdam-Róterdam-Amberes), ya sean buques del Grupo CMA CGM o de otras compañías.
La Secretaría de Energía, en la órbita del ministerio de Economía, anunció que Osvaldo Rolando presentó su renuncia como interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), que se hará efectiva a partir del 1 de agosto, “por motivos estrictamente personales”.
“Queremos agradecerle profundamente por su compromiso y dedicación al frente del organismo, donde lideró una etapa clave para el reordenamiento del sector eléctrico con profesionalismo y vocación de servicio”. “Le deseamos el mayor de los éxitos en los próximos desafíos que emprenda”, comunicó Energía.
Rolando había asumido el cargo que ahora deja en diciembre de 2024, cuando María Tettamanti había reemplazado al frente de la Secretaría a Eduardo Rodriguez Chirillo, un cruzado de la desregulación tarifaria en el sector, y de la eliminación de los subsidios.
En la misma línea, Tettamanti-Rolando (con Luis Caputo) continuaron el proceso de Revisión Quinquenal Tarifaria, y aplicaron un esquema de incrementos mensuales temporarios acompasados con la inflación, hasta que se activó la aplicación (en curso) de los ajustes resultantes de la RQT, que comprende compromisos de inversión por parte de las distribuidoras Edenor y Edesur y de transportadoras.
El gobierno tiene prevista la unificación del ENRE y del ENARGAS hacia fin de año, cuando se estima culmine un proceso de selección de los integrantes del nuevo Ente que los reemplazará.
Con temperaturas ambiente mas bajas que las del mismo mes del año pasado, en junio último se registró una suba de la demanda i.a. de energía eléctrica del 13 por ciento al alcanzar los 12.685,3 GWh a nivel nacional. Subieron los consumos residenciales, industriales y comerciales.
La demanda energética acumulada del primer semestre del año registra entonces una suba de 0,4 por ciento. Por su parte, las distribuidoras de Capital y GBA tuvieron un crecimiento de 22,4 % en la comparación interanual, describió el informe periódico de la Fundación Fundelec.
LOS DATOS DE JUNIO
En junio de 2025, la demanda neta total del MEM fue de 12.685,3 GWh; mientras que el junio de 2024 había sido de 11.223,6 GWh. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 13 %. Es el tercer consumo más importante del año, luego de enero (13.606,2 GWh) y febrero (12.911,7 GWh).
En junio también se dió un crecimiento intermensual del 15,9 %, con respecto a mayo de 2025, cuando había alcanzado los 10.945,4 GWh (junio tuvo 1 día menos).
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°. En junio, el máximo de potencia alcanzado fue 27.719 MW, el 30 de junio a las 20:32.
En cuanto a la demanda residencial de junio, representó el 52 % del total país con una suba de 23,3%, respecto al mismo mes del año anterior.
En tanto, la demanda comercial ascendió 6,2 %, siendo el 25 % del consumo total. Y la demanda industrial reflejó un 23 %, con una suba en el mes del orden del 1 %, aproximadamente.
EL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES
La demanda de electricidad registró en los últimos doce meses (incluido junio de 2025): 5 meses de baja (septiembre, -6,6 %; diciembre de 2024, -2,2 %; marzo de 2025, -2,5 %; abril, -1,8 %; y mayo de 2025, -10,4 %) y 7 meses de suba (julio de 2024, 6 %; agosto, 3,5 %; octubre, 2,2 %; noviembre de 2024, 0,2 %; enero de 2025, 4 %; febrero, 0,5 %; junio de 2025, 13 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta un crecimiento de 0,5 por ciento.
CONSUMO MENSUAL REGIONAL
En cuanto al consumo por provincia, en junio, 24 fueron las provincias y/o empresas que marcaron ascensos: Misiones y Santiago del Estero (22 %), Corrientes y Santa Fe (17 %), EDELAP y Santa Cruz (16 %), Catamarca y Jujuy (13 %), Entre Ríos, Salta y EDEN (12 %), Córdoba y La Rioja (11 %), Chaco (10 %), Tucumán (9 %), EDEA (7 %), San Luis y EDES (6 %), San Juan (5 %), Neuquén (4 %), Mendoza (3 %), La Pampa (3 %), Río Negro y Formosa (1 %), entre otros. Por su parte, Chubut presentó una caída en el consumo, con -15 %.
En referencia al detalle por regiones y siempre en una comparación interanual, las variaciones fueron las siguientes:
PATAGONIA – Chubut y Santa Cruz- el consumo decreció un -10,2 % en relación al año anterior. COMAHUE – La Pampa, Río Negro y Neuquén- tuvo un crecimiento de 2,5 % respecto a junio 2024. CUYO – San Juan y Mendoza- ascendió el consumo un 3,9 %. CENTRO – Córdoba y San Luis- la suba en la demanda fue de 10,2 %. NOA –Tucumán, Salta, Jujuy, La Rioja, Catamarca y Santiago del Estero- subió la demanda un 10,2 %. BAS – todo el interior de la provincia de Buenos Aires (incluyendo La Plata y sin contar Capital Federal y GBA)- marcó un 11 %. NEA –Chaco, Formosa, Corrientes y Misiones- presentó un ascenso: 14,7 %. LITORAL – Entre Ríos y Santa Fe– creció el consumo: 15,8 %. METROPOLITANA – Ciudad de Buenos Aires y GBA – presentó un ascenso: 22,4 %.
En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron un 36 % del consumo total del país y totalizaron un ascenso conjunto de 22,4 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una suba de 23,3 %, mientras que en EDESUR la demanda ascendió 21,3 por ciento.
TEMPERATURAS
Observando las temperaturas, el mes de junio de 2025 fue más frío en comparación con junio de 2024. La temperatura media fue de 11.2 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 14.6 °C, y la histórica es de 11.7 °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 al tercer lugar el aporte de las energías alternativas (fotovoltaica y eólica). En junio, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 3.291 GWh, lo que representa una variación positiva del 46,7 % respecto a 2024.
Por su parte, la potencia instalada es de 43.662 MW, donde el 58 % corresponde a fuente de origen térmico y 38 % de origen renovable (alternativa e hidráulica).
Asimismo, el despacho térmico fue mayor, al mismo tiempo que el consumo de combustibles también terminó siendo mayor si se compara mes a mes a nivel del total.
Con un consumo moderado de combustibles alternativos, cerca del 80 % ha sido el gas natural.
Así, en este sexto mes del año siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 47,49 % de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas aportaron el 24,87 % de la demanda, las nucleares proveyeron un 6,33 %, y las generadoras de fuentes alternativas un 15,56 % del total. Por otra parte, la importación de electricidad representó el 5,75 % de la demanda.
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 04/08/2025 al 17/08/2025, en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 25 ofertas por un volumen total de 18.300.000 metros cúbicos diarios, con Precios Promedio Ponderados de U$S 3,98 el millón de BTU en el PIST y de U$S 4,89 el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.
Los precios en el PIST variaron entre los U$S 3,83 y U$S 4,15 el MBTU, en tanto que los precios del gas puesto en el GBA fueron desde U$S 4,61 hasta U$S 5,07 el MBTU.
Del total de ofertas recibidas, 8 fueron de productores en Neuquén por un volumen de 7 millones de m3/día; 7 ofertas llegaron desde Tierra del Fuego por 6,9 millones de m3/día; 4 ofertas desde Santa Cruz por 1.7 millones de m3/día; 3 ofertas desde la cuenca Noroeste por 1.6 millones de m3/día; y 3 ofertas desde Chubut por 1.1 millones de m3/día.
Con la participación de referentes del sector público, privado y académico, se realizó en San Miguel de Tucumán la jornada “Energía Cultivada. El Bioetanol en el Desarrollo del NOA”, que consolidó el compromiso regional con el desarrollo de una matriz energética más limpia, federal y sustentable.
Organizado por el Instituto de Promoción del Azúcar y Alcohol de Tucumán (IPAAT) y el Centro Azucarero Argentino (CAA), en el encuentro se reafirmó el valor de la industria sucroalcoholera como motor económico, ambiental y social para la región.
Durante la apertura, los gobernadores de Tucumán, Osvaldo Jaldo; de Salta, Gustavo Sáenz; y de Jujuy, Carlos Sadir, expresaron su respaldo al fortalecimiento de la agroindustria azucarera y al desarrollo del bioetanol como vector de arraigo, empleo y crecimiento.
Coincidieron además en la necesidad de contar con un marco regulatorio estable que promueva inversiones y resguarde la competitividad regional.
El gobernador Jaldo llamó a los legisladores presentes a respaldar las políticas del sector desde el Congreso, al señalar que “necesitamos leyes que permitan que el bioetanol no solo se consolide, sino que crezca”. Por su parte, Sadir destacó el trabajo conjunto alcanzado en la Liga Bioenergética de las Provincias y remarcó que “a pesar de las diferencias, logramos un proyecto consensuado que beneficia a nuestras provincias”.
Sáenz, en tanto, expresó que “el triángulo del azúcar somos nosotros” y subrayó que “el consenso es la clave”, al tiempo que sostuvo que “no puede irle bien al país si a nuestras provincias les va mal”.
Durante el panel “El bioetanol en la industria sucroalcoholera”, Catalina Rocchia Ferro, de Compañía Azucarera Los Balcanes, enfatizó la importancia de la previsibilidad normativa al afirmar que “no creemos en un libre mercado absoluto. Esta industria ya invirtió”. El corte al 6 % es lo que garantiza previsibilidad y crecimiento con responsabilidad”.
También destacó el potencial del corredor bioenergético del centro del país, impulsado por provincias como Córdoba.
Jorge Etchandy, gerente del IPAAT y secretario de la Liga Bioenergética, remarcó que “el desarrollo del bioetanol es un proyecto colectivo que une a la región”. Agregó además que “tenemos capacidad instalada, experiencia y tecnología; necesitamos decisiones que respalden ese camino y reconozcan el aporte real de esta industria al país”.
En el panel, titulado “Actualidad Argentina del Bioetanol”, autoridades nacionales y
provinciales debatieron sobre la legislación vigente, el futuro del corte obligatorio y la inserción internacional de los biocombustibles.
Durante el intercambio se destacó que actualmente el 27 % de la caña de azúcar se destina a la producción de bioetanol, una proporción que permitió triplicar la producción en los últimos tres años.
Jorge Feijóo, presidente del Centro Azucarero Argentino, sostuvo que “la competitividad de esta industria no es una promesa, es una realidad gracias a inversiones concretas”.
Feijóo remarcó que “la caña de azúcar exige planificación a largo plazo, porque es un cultivo plurianual de alto costo. No pedimos subsidios, pero sí igualdad de condiciones y que no haya competencia desleal con productos importados subsidiados”.
Feijóo fue enfático al señalar que “bienvenido Vaca Muerta, pero también bienvenida la bioenergía. No es uno u otro. Argentina necesita todo lo que tenga para potenciar sus industrias. Y nosotros ya estamos listos para eso”.
Entre los reclamos del sector se mencionó la necesidad de mantener el corte obligatorio, habilitar cortes superiores en mercados libres y autorizar el uso de motores flex y kits de conversión.
Los combustibles que se comercializan con la marca Shell (Raízen) registraron una actualización de precios a partir del martes 22. Se consideran variables tales como la cotización internacional del crudo, los incrementos de precios en biocombustibles, y la carga impositiva (Impuesto a los combustibles líquidos, ICL, y al dióxido de carbono, CO2).
A modo de referencia cabe señalar que, en estaciones de servicio ubicadas en la Ciudad de Buenos Aires, la Nafta Súper pasó a costar $ 1.336 el litro; la Nafta VPower llegó a $ 1.599; el Diesel Evolux (común) cuesta $ 1.435, y el VPower Diesel cuesta $ 1.599 el litro.
Estos precios pueden registrar leves variaciones en estaciones ubicadas en CABA, y mayores en otras ciudades importantes del país.
Este incremento de precios ocurrió 48 horas después del aumento del 2,5 % promedio país dispuesto por YPF para sus naftas y gasoils ( el segundo en el mes para esa marca).
Otras principales marcas del mercado local de combustibles evalúan ajustes similares.
La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, a través de la Resolución 311/2025, avanzó hacia la ejecución del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico, al definir las tres primeras obras estratégicas que serán licitadas bajo un modelo de concesión a inversores privados.
Las licitaciones serán de carácter nacional e internacional, abiertas a empresas con capacidad técnica y financiera para llevar adelante los proyectos, se destacó.
Las ampliaciones llevadas a cabo podrán ser solventadas mediante aplicación de una tarifa por ampliación de transporte.
Las obras seleccionadas son AMBA I, que mejorará la capacidad de abastecimiento en el Área Metropolitana de Buenos Aires que concentra el 40 % del consumo eléctrico nacional; la Línea de 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins, un corredor que permitirá la evacuación de mayor generación renovable y convencional que se puede instalar en la región Cuyo, a la vez que permitirá evacuar parte de la generación del COMAHUE; y la Línea de 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, que mejorará la conexión entre la Patagonia y el sistema troncal.
Energía describió que estas obras forman parte del conjunto de 16 proyectos prioritarios definidos por la Resolución 715/2025, en el marco del Plan de Contingencia para Meses Críticos 2024–2026, que identificó zonas críticas del país donde el crecimiento de la demanda eléctrica no fue acompañado por la infraestructura de transporte en alta tensión necesaria.
La planificación se basó en estudios técnicos liderados en 2023 por la Secretaría de Energía junto a CAMMESA, ATEERA y el Consejo Federal de la Energía Eléctrica, entre otros actores del sector.
“El estado actual del sistema eléctrico revela deficiencias estructurales que derivan en cuellos de botella, interrupciones del servicio y altos costos por generación forzada. La obra AMBA I, por ejemplo, reducirá la necesidad de generación ineficiente y mejorará la confiabilidad del sistema en uno de los principales centros de consumo del país, donde se concentra el 40 % de la demanda de energía nacional”, se describió.
La Secretaría de Energía determinará el momento y la secuencia de los llamados a licitación de cada una de ellas, se indicó.
A diferencia de los modelos dispuestos por gobiernos anteriores, el nuevo esquema se basa en un régimen de concesión de obra, en el cual la totalidad de la inversión, construcción, operación y mantenimiento estará a cargo del sector privado, sin comprometer recursos del Estado, remarcó Energía.
“Con esta iniciativa, el Gobierno impulsa una transformación estructural con más eficiencia, menor gasto público y mayor participación del sector privado en la modernización del sistema energético nacional”, señaló la S.E.
Descripción del esquema
En los considerandos de la R-311 ahora oficializada se hace referencia a que “mediante la Resolución 715 de mayo de 2025 del Ministerio de Economía se declaró “de carácter prioritario la ejecución de las obras identificadas en el Anexo que forma parte de la mencionada R-715, las que serán llevadas a cabo en los términos de la Ley 17.520 (de Concesión de Obra Pública), al igual que aquellas obras adicionales que oportunamente determine el citado Ministerio”.
En esa misma resolución se dispuso que “la remuneración del concesionario de las obras de ampliación de transporte caracterizadas como de prioritaria ejecución, podrá provenir de una tarifa por ampliación de transporte, en los términos de la Ley 17.520”.
En la nueva resolución se propicia entonces “la incorporación de la figura de Concesión de Obra Pública en el Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente y Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica, por resultar adecuado con los plexos legislativos y reglamentarios vigentes”.
Asimismo, se describe que “a los efectos de la cuantificación de la tarifa por ampliación de transporte para las Obras de Ampliación del Sistema de Transporte identificadas como de prioritaria ejecución, resulta preciso determinar la cantidad de usuarios beneficiarios de cada una de las obras enumeradas (en un Anexo de la R-311)”.
Por ello se indica que “se estima conveniente instruir a CAMMESA a asistir a esta Secretaría (Energía) respecto de las obras “AMBA I”, “Línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O´Higgins” y “Línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca” incluidas en el Anexo (IF-2025- 33689104-APN-DNIE#MEC) de la Resolución N° 715/25 del Ministerio de Economía, en la determinación de los usuarios beneficiarios por su ejecución, que deberán ser considerados para la fijación de la referida tarifa”.
Además, la R-311 instruye a la Subsecretaría de Energía Eléctrica a que, previa intervención del Poder Ejecutivo Nacional, elabore para las mencionadas obras de ampliación el Pliego de Bases y Condiciones Generales (PBCG), los Pliegos de Bases y Condiciones Particulares (PBCP), el Pliego de Especificaciones Técnicas, el modelo de contrato de concesión de obra pública y sus anexos, y demás documentación complementaria con el objeto de contratar su construcción, operación y mantenimiento”.
La referida Subsecretaría podrá realizar consultas y/o solicitar asistencia a CAMMESA, organismos multilaterales, de financiamiento del desarrollo, agencias de crédito a la exportación y/o cualquier otro órgano público consultivo y/o experto en la materia, a los efectos de evaluar cuestiones técnicas, financieras y/o de garantías para elaborar la documentación mencionada.
El artículo 4 de la R-311 establece que “en los casos en los que previamente el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) haya expedido un informe sobre su viabilidad técnica, los Pliegos de Bases y Condiciones del llamado a licitación, podrán prever la posibilidad de ejecución total o parcial de las obras determinadas con fondos propios a cambio de obtener: (i) la asignación de prioridad de despacho y/o (ii) prioridad de uso de la capacidad disponible frente a terceros, de hasta el 90 % de la capacidad de transporte a construir, durante un período que no podrá exceder la vida útil del proyecto de demanda asociado, circunstancia que deberá ser acreditada por el adjudicatario”.
La prioridad de despacho y/o la prioridad de uso de la capacidad disponible frente a terceros otorgada a favor del adjudicatario podrá ser cedida en forma total o parcial a favor de terceros que sean agentes o participantes del MEM.
Los términos y condiciones de la cesión serán libremente acordados entre las partes. Dicha cesión deberá ser previamente informada ante la transportista a la que se conectará la ampliación, el OED y el ENRE, o el organismo que lo reemplace.
LIDE Argentina realizará el VII Foro Nacional de Energía el próximo 13 de agosto en el Alvear ICON Hotel. El encuentro reunirá a los líderes más influyentes del sector para delinear la hoja de ruta del futuro energético del país.
El encuentro constituye una instancia clave en el calendario de actividades de LIDE Argentina, presidida por Rodolfo de Felipe, y es organizado por la División LIDE Energía, liderada por Martín Genesio, CEO de AES Argentina.
Durante la jornada se analizará la coyuntura que atraviesa el país, marcada por la necesidad de abordar desafíos urgentes como la estabilización de precios, la optimización de la infraestructura existente y la atracción de nuevas inversiones. Asimismo, se profundizará en los factores estratégicos que definirán el futuro energético de la Argentina.
El encuentro reunirá a expertos y CEO de empresas líderes, quienes compartirán su experiencia, presentarán casos de éxito y fomentarán el diálogo para impulsar decisiones estratégicas orientadas a un modelo energético más competitivo y sostenible.
Entre los oradores confirmados figuran:
China acaba de iniciar la construcción de la mayor central hidroeléctrica del mundo en la región del Tíbet, de la que se espera una producción anual de 300.000 millones de kWh de electricidad. Tres veces más que la represa de las conocidas Tres Gargantas ubicada en la provincia central de Hubei, considerada hasta el momento como la central hidroeléctrica más grande del mundo.
El proyecto constará de cinco centrales hidroeléctricas en cascadas en el curso bajo del río Yarlung Tsangpo, que fluye desde la región del Tíbet hasta la India y Bangladésh, donde pasa a llamarse Brahmaputra. Así, la represa aprovechará el potencial energético que ofrece una parte del cauce en donde desciende 2.000 metros a lo largo de un tramo de 50 kilómetros.
La megaobra, cuya inversión total se estima en unos 167.800 millones de dólares podría entrar en funcionamiento en la década de 2030. Los mercados chinos han tomado el inicio de la construcción como una prueba de estímulo económico del gigante asiático y experimentaron subidas en sus acciones. Suponiendo 10 años de construcción, el aumento de la inversión/PIB podría alcanzar los 16.700 millones de dólares en un solo año, aseguran
El Yarlung Tsangpo se convierte en el río Brahmaputra al salir del Tíbet y fluir hacia el sur, rumbo a la India, y finalmente a Bangladés. Organizaciones ambientalistas sostienen que la futura presa podría dañar irreversiblemente la meseta tibetana, que es uno de los principales focos de biodiversidad del país, y afectará a millones de personas río abajo.
Debido a la naturaleza transfronteriza del río, la ambiciosa obra china ha suscitado preocupación tanto en la India como en Bangladés por los posibles efectos en la disponibilidad de agua, el impacto agrícola y la perturbación ambiental.
El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos (MISP) de la provincia de Buenos Aires inauguró el primer Centro Bonaerense de Energías Renovables, ubicado en el campus tecnológico de la Comisión de Investigación Científica (CIC) en la localidad de Gonnet, partido de La Plata.
La obra consistió en la construcción de un edificio bioclimático en una superficie total de 1.000 m², que cuenta con dos bloques (uno de ellos de dos plantas) convirtiéndose en un espacio de referencia para la investigación y el desarrollo de tecnologías vinculadas con las energías renovables y la eficiencia energética.
Al respecto, el Ministro Gabriel Katopodis destacó que “El Primer Centro Bonaerense de Energías Renovables es una obra de infraestructura sostenible que fomentará la investigación para áreas estratégicas”. “La Provincia apuesta al futuro con una sede propia para formar, capacitar y trabajar en tecnologías sustentables. Mientras Milei recorta la ciencia y destruye el Estado, nosotros lo ponemos al servicio del desarrollo”.
Por su parte, el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni expresó: “Trabajamos junto a las universidades nacionales y provinciales para impulsar la innovación y el crecimiento que hoy se expresa en la inauguración de un edificio bioclimático, diseñado con criterios de eficiencia energética”.
La nueva infraestructura, que también funcionará como centro educativo, incluye pautas de arquitectura bioclimática, medidas de eficiencia energética aplicadas a la construcción, además de biomateriales y materiales reciclados, como aislación térmica con lana de oveja, placas de cáscara de maní, ecoladrillos de hongos y ladrillos PET. Estos elementos son producidos por centros de investigación y transferencia de todo el país y se ubican en distintos sectores del edificio, para promover su aplicación y difusión.
El Centro Bonaerense de Energías Renovables cuenta con sistemas de autogeneración renovable solar; de bombeo de agua y calefacción solar para provisión del edificio; de recolección y aprovechamiento de agua de lluvias; y de ventilación e iluminación, maximizando el aprovechamiento de los recursos naturales y disminuyendo el consumo eléctrico. En este sentido, para fomentar la movilidad sostenible, se crearán estaciones de carga para vehículos eléctricos, alimentadas por energía solar.
La nueva infraestructura cuenta con un parque solar, un estacionamiento con techo solar y otras instalaciones fotovoltaicas sobre las cubiertas del edificio. Estos equipamientos permitirán abastecer el consumo energético del Centro, y a su vez estarán conectados a la red de distribución eléctrica local, operada por la empresa EDELAP, por lo que los excedentes no utilizados serán volcados a esa red.
La obra se llevó 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 MISP – 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.
Para realizar este proyecto se suscribió un convenio de colaboración con la Comisión de Investigaciones Científicas (CIC), organismo dependiente del Ministerio de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica, en el marco de la Ley Provincial 14.838 de Régimen de Fomento a las energías renovables en la Provincia de Buenos Aires.
En el nuevo Centro, la Provincia fomentará la investigación en áreas estratégicas como celdas solares, irradiación LED en horticultura, desarrollo de electrodos para baterías de litio, obtención y almacenamiento de hidrógeno y transformación de plásticos de desecho en combustibles.
A su vez, se generarán distintas propuestas orientadas a incentivar la formación, como prácticas profesionalizantes, capacitaciones, talleres, un laboratorio de energías renovables y un circuito demostrativo para que las y los estudiantes de distintos niveles puedan conocer las características y el funcionamiento de los sistemas aplicados a la construcción bioclimática del edificio.
A través del decreto 481/2025, Javier Milei aceptó, “a partir del 17 de julio último, la renuncia presentada por Demián REIDEL al cargo de Jefe de Gabinete de Asesores del señor Presidente de la Nación”.
Como es de forma, Milei “agradece al funcionario renunciante los servicios prestados en el desempeño de su cargo”. El escueto decreto no explica nada más al respecto.
Pocas horas después de la oficialización del decreto, Reidel optó por X para argumentar: “Dejo la presidencia del Consejo de Asesores para concentrarme de lleno, desde la presidencia de Nucleoeléctrica, en el desarrollo del Plan Nuclear Argentino”.
“El plan abarca la construcción del primer reactor modular argentino, la extensión de vida de nuestras centrales, el impulso a la minería de uranio, la creación de YPF Nuclear y muchas otras iniciativas estratégicas. Es una política de Estado orientada a recuperar la soberanía energética y potenciar el desarrollo científico-tecnológico del país”.
“Sigo formando parte del gobierno. Mi apoyo al Presidente @JMilei y a las políticas de esta gestión es absoluto e inquebrantable. Además, seguimos escribiendo juntos un libro de teoría económica con una visión revolucionaria del crecimiento basada en los retornos crecientes a escala. Mi compromiso personal es total”.
“Para mí es un orgullo ser parte de este gobierno que está cambiando la historia de la Argentina”, añadió Reidel. Se verán entonces los resultados de la “concentración de lleno” de Reidel en un área sensible como es la nuclear, en materia energética, y geopolítica.
El Mercado Electrónico del Gas realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 22/07 al 27/07/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 42 ofertas por un total de 23.700.000 metros cúbicos día, con Precios Propedio Poderados de U$S 7,24 por millón de BTU en el PIST y de U$S 8,40 el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.
Desde productores en Neuquén se recibieron 15 ofertas por un volúmen total de 9.600.000 m3/d; desde Chubut se registraron 3 ofertas que totalizaron un volúmen diario de 1.200.000 m3/d; otras 5 ofertas llegaron desde Santa Cruz, con un volúmen total de 1.300.000 m3/día.
Asimismo, desde productores de la cuenca Noroeste llegaron 7 ofertas de abasto por un volúmen de 3.200.000 m3/día; y desde productores en Tierra del Fuego llegaron 12 ofertas que totalizaron un volumen de 8.400.000 m3/día.
Los precios del gas en el PIST variaron entre U$S 6,99 a y U$S 7,50 el MBTU, en tanto que los precios del gas puesto en el GBA variaron desde los U$S 7,92 hasta los U$S 8,58 el MBTU.
El equipo AXION energy Sport mostró todo su potencial en el autódromo de Buenos Aires, escenario de la sexta fecha del Turismo Carretera 2000.
Esta competencia tuvo un condimento especial: se disputó con pilotos invitados, en una carrera de binomios que sumó emoción y estrategia a una jornada decisiva para el campeonato.
Los hermanos Canapino realizaron una actuación impecable, dominando la competencia de principio a fin, demostrando una coordinación perfecta en cada relevo.
Esta victoria afianza el excelente momento del equipo, y constituye la tercera del campeonato para Agustín Canapino, consolidándose como el líder en el certamen de pilotos.
El resto de los binomios de AXION energy Sport también tuvieron una destacada actuación en esta competencia especial, sumando puntos valiosos para el equipo:
● P4 Trappa – Fritzler
● P5 Yankelevich – Moscardini
● P10 Krujoski – Farroni
● P11 Garbelino – De Benedictis
● P12 Lorio -Suarez
“Este tipo de jornadas reafirman nuestra visión: competir con pasión, innovación y compromiso técnico. AXION energy y Castrol comparten esa misma filosofía, dentro y fuera de la pista”, destacó Cecilia Panetta, gerente ejecutiva de Marketing de Castrol.
La próxima fecha se disputará el 9 y 10 de agosto en San Juan. El AXION energy Sport ya trabaja en los preparativos con el objetivo de seguir siendo protagonista.
Además, los usuarios de ON, la plataforma de beneficios de AXION energy, podrán participar por entradas para esta fecha especial y vivir una experiencia única en el circuito.
AXION energy y Castrol continúan impulsando el rendimiento del equipo a través de la tecnología de su combustible premium QUANTIUM y sus lubricantes de última generación.
La petrolera YPF anunció un aumento de los precios de sus combustibles del 2,5 % promedio en todo el país a partir de las 00:00 horas del domingo 20, y explicó la decisión como el resultado del “seguimiento permanente que la compañía realiza sobre las principales variables que impactan en los costos de producción, en especial la variación
del precio crudo” en el mercado internacional.
Se trata del segundo ajuste a la suba en el mes, ya que había aplicado una suba de 3,5 % promedio a principios de julio.
Hasta hace pocas semanas la compañía realizaba tal seguimiento pero la variación de los precios se aplicaba mensualmente, considerando además la incidencia de la relación Peso-Dólar, y los precios de los biocombustibles que las refinadoras deben adquirir para su mezcla obligatoria con las naftas y gasoils que comercializan. También inciden en los precios la actualización de los impuestos específicos (ICL y CO2) que dispone el gobierno.
Ahora resulta que la actualización de precios puede darse en cualquier momento por la aplicación de tecnología que YPF incorporó “en línea con su nueva política de precios dinámicos”.
Por ello, se explicó además que “YPF continuará monitoreando las ventas en sus estaciones, lo que permitirá realizar microajustes adicionales para adecuar los precios a la oferta y la demanda, las franjas horarias y las regiones del país”. Por caso, aplica rebajas en sus precios si la carga de combustible se realiza en la madrugada, y si se realiza con autodespacho.
“Esta nueva dinámica es posible gracias a la reciente inauguración del Centro de Monitoreo en Tiempo Real (RTIC) de la cadena de comercialización, que le permite a la compañía optimizar sus decisiones comerciales”, remarcó YPF, principal operadora del mercado local.
En medio de un proceso de ajuste y recomposición de precios relativos, el Observatorio de Tarifas y Subsidios del IIEP (UBA-CONICET) presentó su reporte Nº27 correspondiente a junio de 2025. El documento no solo refleja la dinámica de las tarifas de electricidad y gas natural, sino también la reconfiguración del esquema de subsidios, con un fuerte impacto en el bolsillo de los hogares y en las cuentas públicas.
La canasta de servicios públicos: un costo creciente
En el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), la canasta de servicios públicos –compuesta por electricidad, gas natural, agua potable y transporte– alcanzó en junio de 2025 un costo mensual de $183.496 por hogar, sin considerar subsidios. El aumento fue del 10,2% respecto de mayo, impulsado tanto por la actualización de cuadros tarifarios como por la estacionalidad del consumo energético invernal. En comparación interanual, el alza es del 38%, una cifra que se mantiene alineada con la inflación general (IPC).
Los incrementos no fueron homogéneos:
¿Cuánto paga el usuario y cuánto el Estado?
En el caso de la electricidad, los hogares del AMBA pagan en promedio el 47% del costo real del servicio, mientras que el Estado nacional subsidia el 53% restante. Para el gas natural, el esquema es similar: los usuarios cubren el 43% y el Estado absorbe el 57% del costo de abastecimiento.
La segmentación implementada por el gobierno establece tres niveles de usuarios según ingreso:
En ambos servicios, se aplican bonificaciones al precio mayorista que siguen un esquema decreciente durante 2025, de acuerdo con la Resolución 36/2025 de la Secretaría de Energía.
Un mosaico de tarifas en todo el país
Las diferencias regionales son significativas. A nivel nacional, la factura eléctrica promedio en junio fue de:
La composición de la factura muestra diferencias relevantes:
En el caso del gas natural, los hogares de altos ingresos pagaron en promedio $61.220 mensuales, los de bajos ingresos $46.674 y los de ingresos medios $51.752. El costo del gas representa entre el 46% y el 51% de la factura, según el segmento.
Los subsidios: ajuste y poda del gasto
El gasto en subsidios económicos al 18 de junio de 2025 muestra un cambio de época. Se ejecutó apenas el 32% del crédito presupuestario vigente para los principales rubros (agua, energía y transporte), marcando un ajuste sin precedentes.
| Rubro | Ejecutado 2025 (M$) | Ejecutado 2024 (M$) | Variación Nominal | Variación Real |
| Agua | 0 | 16.791 | -100% | -100% |
| Energía | 1.291.913 | 2.959.703 | -56% | -70% |
| CAMMESA | 978.196 | 1.758.176 | -44% | -62% |
| ENARSA | 278.143 | 1.190.094 | -77% | -84% |
| Plan Gas.Ar | 35.574 | 11.433 | +211% | +90% |
| Transporte | 791.951 | 803.661 | -1% | -36% |
| Total | 2.083.864 | 3.780.155 | -45% | -63% |
La mayor parte del ajuste se concentra en energía y agua. Los subsidios al sector eléctrico cayeron un 70% real, principalmente por la reducción de transferencias a CAMMESA y ENARSA. En contraste, el Plan Gas.Ar registró un incremento del 90% real, reflejo de la política de sustitución de importaciones de gas y el incentivo a la producción local.
En agua potable, el recorte fue total: no se devengaron transferencias a AYSA durante el primer semestre de 2025.
Deuda flotante y equilibrio fiscal
El ajuste en subsidios también impactó en la deuda flotante. ENARSA explicó el 56% de la deuda acumulada en 2024, derivada principalmente de compras de GNL para el abastecimiento invernal. Pese a esta situación, los subsidios energéticos y al transporte representaron apenas el 4,8% del gasto primario hasta mayo de 2025, muy por debajo del 12% del año anterior. La reducción de los subsidios fue superior al aumento del superávit fiscal primario, consolidando una estrategia de ajuste que prioriza el equilibrio de las cuentas públicas.
El impacto sobre los hogares
La relación entre tarifas y salarios muestra tensiones, pero también una tendencia a la convergencia. Según el informe, en junio de 2025:
Si se toma como referencia el ingreso mínimo de cada segmento, la carga aumenta. Los hogares de menores ingresos (N2) destinan el 6,8% de su ingreso mínimo estimado a pagar servicios energéticos.
Un reordenamiento en marcha
Argentina atraviesa una transformación profunda en materia de política tarifaria. La recomposición de los precios de la energía, el transporte y el agua, combinada con la poda de subsidios, marca un cambio de rumbo respecto a años anteriores. Sin embargo, el camino está lejos de ser uniforme: persisten diferencias entre regiones, entre segmentos de ingresos y entre sectores.
El desafío no es menor: equilibrar el ajuste fiscal con la sostenibilidad social y la competitividad económica. Mientras tanto, los hogares enfrentan un contexto de transición, con facturas que aún no reflejan el costo real de la energía como las tensiones propias de una economía que no termina de estabilizarse.
Chevron cerró la compra de Hess Corporation por US$ 53.000 millones después de ganar un litigio a Exxon Mobil, para obtener acceso al mayor descubrimiento de petróleo en Guyana con más de 11 mil millones de barriles de petróleo, uno de los yacimientos más grandes del mundo.
Con esta compra se materializa fusión entre Chevron y Hess. Según los términos del acuerdo de fusión, los accionistas de Hess recibirán 1,0250 acciones de Chevron por cada acción de Hess, por lo que Chevron tiene la intención de emitir aproximadamente 301 millones de acciones ordinarias de su tesorería a los accionistas de Hess en relación con la transacción, mientras que los 15,38 millones de acciones ordinarias de Hess adquiridas en operaciones de mercado abierto que Chevron poseía fueron canceladas sin contraprestación.
La Secretaría de Transporte de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires oficializó una medida que venía anticipándose en el entorno del transporte urbano: a partir del 1° de enero de 2027, todos los colectivos cero kilómetro que se sumen al servicio de pasajeros deberán estar equipados con motorización eléctrica o a gas natural comprimido (GNC). La decisión quedó plasmada en la Resolución 111/SECT/25, publicada en el Boletín Oficial porteño el 15 de julio.
El recambio no afectará a las unidades diésel actualmente en circulación, que podrán seguir operando hasta alcanzar la antigüedad máxima permitida por la normativa vigente (10 años). Pero a partir de 2027, no se podrán registrar nuevos vehículos a diésel en el sistema porteño.
Aunque la resolución equipara formalmente las tecnologías eléctrica y a GNC, en los hechos el documento destaca al gas natural como una tecnología de transición viable y disponible a corto plazo. La mención no es menor: la infraestructura necesaria para operar colectivos eléctricos todavía está en etapa de planificación, mientras que el GNC ya cuenta con una base instalada y un desarrollo técnico consolidado en el país.
Los colectivos a GNC ofrecen ventajas concretas frente al diésel, como una reducción significativa de emisiones de óxidos de nitrógeno y material particulado, así como niveles de ruido más bajos. Se trata de una tecnología madura, con buses de última generación que ya operan en otras ciudades del país.
En cuanto a la operatividad, los vehículos que usen GNC deberán contar con estaciones de carga cautivas, es decir, puntos de carga propios en las cabeceras. Esto implica una inversión en infraestructura que quedará a cargo de las empresas prestatarias, según lo previsto por la resolución.
Los buses eléctricos son presentados como una solución más ambiciosa en términos ambientales, ya que no emiten gases contaminantes durante su funcionamiento y reducen casi por completo el nivel de ruido. Sin embargo, su implementación a gran escala enfrenta varios desafíos: requieren la instalación de “electrolineras” con capacidad de carga rápida y alta potencia eléctrica, lo que a su vez demanda una planificación de mediano y largo plazo en materia de energía e infraestructura urbana. Además, el rendimiento ambiental de estos vehículos está atado al origen de la electricidad. Si la matriz energética no es limpia, la reducción de emisiones puede verse relativizada.
Por tanto, el GNC aparece como una solución intermedia más inmediata, especialmente en líneas de media distancia o flotas que no operan en zonas de restricción ambiental severa.
La medida se inscribe en una reestructuración más amplia del sistema de transporte porteño. En septiembre de 2024, la Ciudad firmó un acuerdo con el Estado Nacional que formalizó la transferencia de competencias sobre todas las líneas de colectivos que operan exclusivamente dentro del distrito. A partir de entonces, la Ciudad asumió la responsabilidad plena sobre tarifas, subsidios, recorridos, condiciones técnicas de las unidades y requisitos ambientales.
Si bien este traspaso abrió margen para decisiones más localizadas, también obliga a la administración porteña a definir mecanismos de financiamiento, estándares tecnológicos y plazos de adaptación para un recambio progresivo de flota.
En ese marco, la resolución 111/SECT/25 viene acompañada por un conjunto de normativas previas que fijan metodologías de cálculo de costos operativos y tarifarios, con incentivos explícitos a tecnologías limpias. El esquema reconoce el mayor costo inicial de buses eléctricos o a GNC, y propone herramientas de compensación para amortiguarlo.
La decisión no parte de cero. Desde 2017, la Ciudad viene realizando pruebas piloto con distintas tecnologías de motorización limpia. Ese año se lanzó un programa para evaluar buses de bajas emisiones. En 2022, durante la Cumbre Mundial de Alcaldes del C40, se utilizaron colectivos eléctricos como parte del operativo oficial.
Más recientemente, en 2024, se puso en marcha el plan MiniMUBE: una línea de minibuses 100 % eléctricos que conecta Puerto Madero con Retiro. En su primer mes de operación transportó más de 65.000 pasajeros y obtuvo niveles de satisfacción superiores al 90 %, según datos del gobierno. El proyecto, aunque limitado en escala, sirvió para testear cuestiones logísticas, operativas y de aceptación del público.
Estas experiencias son citadas en la resolución como parte de la justificación técnica y operativa del nuevo esquema. Aunque la implementación generalizada de estas tecnologías requerirá inversiones importantes, tanto por parte del Estado como del sector privado.
La resolución no plantea un cambio inmediato en toda la flota, pero sí traza un rumbo: de ahora en adelante, cada unidad nueva que se sume al sistema deberá responder a estándares más estrictos en materia ambiental.
El objetivo final, tal como lo fija el Plan de Acción Climática 2050, es llegar a ese año con una flota de transporte público compuesta en su totalidad por vehículos de cero emisiones. En ese camino, el GNC jugará un rol clave como puente tecnológico hacia soluciones más definitivas como la electrificación.
Donald Trump, a contramano de la “política verde” de Biden pero coherente con su política de competitividad económica decidió volver al uso del carbón, que es abundante en los Estados Unidos, para atender la demanda de energía.
Con Biden, Estados Unidos logró avances en su transición verde, respaldados por políticas como la Ley de Reducción de la Inflación (IRA) y la Ley Bipartidista de Infraestructura (BIL).
La capacidad de energía renovable de EE.UU. aumentó significativamente, y se estaba llevando a cabo un cambio a largo plazo para alejarse del carbón. Sin embargo, desde que el presidente Trump asumió el cargo, su administración ha comenzado a deshacer gran parte del progreso verde logrado en los últimos cuatro años y está volviendo a recurrir al carbón para satisfacer la demanda interna de energía.
El carbón es considerado ampliamente como el “combustible fósil más sucio”, ya que su quema es el mayor contribuyente individual al calentamiento global, representando el 41% de las emisiones globales de dióxido de carbono, así como altos niveles de metano, según la organización sin fines de lucro Ember Climate.
En los 38 países de la OCDE, la generación a base de carbón disminuyó un 52% en promedio entre 2007 y 2024. Fue reemplazada principalmente por nueva capacidad de energía solar y eólica. Mientras tanto, la generación a base de carbón en EE.UU. cayó más del 50% entre 2008 y 2023.
Después de décadas de alejarse del carbón hacia el petróleo y el gas, la energía nuclear y alternativas renovables, la administración Trump está volviendo a incluir el carbón en su agenda energética. Ya en el 2017 Trump consideró que los problemas ambientales no eran una amenaza para su país y renegó del Acuerdo de Paris del 2015.
En abril último, Trump firmó la orden ejecutiva “Reactivando la Hermosa Industria del Carbón Limpio de América y Enmendando la Orden Ejecutiva”, (“Reinvigorating America’s Beautiful Clean Coal Industry and Amending Executive Order 14241”)
La orden establece: “Debemos aumentar la producción de energía nacional, incluido el carbón”. Además, agrega: “Los recursos de carbón de América son vastos, con un valor estimado actual en billones de dólares y son más que capaces de contribuir sustancialmente a la independencia energética estadounidense, con excedentes para exportar y apoyar a nuestros aliados y nuestra competitividad económica”
Actualmente, las plantas que queman carbón producen menos del 20% de la electricidad de EE.UU., según la Administración de Información Energética. Sin embargo, el apoyo de Trump al carbón podría cambiar esto pronto. Al firmar la orden en abril, Trump declaró: “Estamos recuperando una industria que fue abandonada”. Añadió: “Vamos a devolver el trabajo a los mineros”.
Desde que asumió el cargo, Trump ha eliminado regulaciones ambientales y prometido aumentar la producción nacional de energía, con un enfoque en los combustibles fósiles.
A medida que la demanda de energía en EE.UU. aumenta y se espera que continúe esta tendencia, hay crecientes temores sobre cómo satisfacer esta demanda. Trump busca impulsar la producción de petróleo y gas, así como detener los planes de retiro de plantas de carbón envejecidas y eliminar barreras a la minería de carbón en tierras federales para satisfacer esta demanda., explica World Energy Trade
En los próximos años, podrían tomarse medidas más extremas para fomentar el uso del carbón, como la posible designación del carbón como un “mineral crítico” cuando se utiliza para la producción de acero.
El Departamento de Energía (DoE) también anunció recientemente 200.000 millones de dólares en fondos para su oficina de programas de préstamos, incluidos aquellos para nuevas tecnologías de carbón.
A finales de junio, el secretario de Energía de EE.UU., Chris Wright, anunció la renovación de la carta constitutiva del Consejo Nacional del Carbón (NCC), un comité asesor federal que fue eliminado durante la administración Biden, para fortalecer la industria del carbón
El DoE también ordenó recientemente que la planta de carbón JH Campbell en el lago Michigan permanezca abierta más allá de su fecha de cierre del 31 de mayo, y podría extender la vida útil de la planta de energía Monroe en el lago Erie en Michigan, programada para cerrar en 2028. Según la agenda energética de Trump, es probable que otras plantas de carbón destinadas al desmantelamiento continúen operando.
A pesar de los mejores esfuerzos de la administración Trump para ganar apoyo para el carbón, no todos están dispuestos a retroceder en sus objetivos energéticos.
En los últimos meses, varios reguladores estatales, operadores de redes regionales, grupos ambientalistas y de consumidores han impugnado la legalidad de las órdenes del DoE para mantener las plantas abiertas.
En junio, reguladores estatales de servicios públicos y grupos ambientalistas presentaron solicitudes de reconsideración ante el DoE por la detención del cierre de JH Campbell y la planta de petróleo y gas Eddystone en Pensilvania, argumentando que las energías renovables podrían satisfacer mejor la creciente demanda de energía.
Robert Routh, director de política climática y energética del Consejo de Defensa de los Recursos Naturales, declaró: “Necesitamos poner más electrones en la red. Necesitamos que sean limpios, confiables y asequibles”. Routh agregó que mantener abiertas las plantas de carbón en cuestión “da como resultado exactamente lo contrario. Es costoso, dañino, innecesario e ilegal”.
El presidente Trump ha llevado la energía de EE.UU. en la dirección opuesta a su predecesor, Joe Biden, al detener el progreso de la energía verde e introducir políticas para apoyar una mayor producción de carbón.
Es probable que varias plantas de carbón destinadas al retiro en los próximos años permanezcan abiertas, ya que Trump busca salvarlas, y nuevos proyectos mineros podrían estar en marcha en ciertos estados. Sin embargo, varios gobiernos estatales, empresas de servicios públicos y grupos ambientalistas continuarán luchando contra la expansión de la industria del carbón en favor de alternativas más limpias que también puedan satisfacer la creciente demanda de energía de EE.UU.
La secretaría de Energía elevó, para los meses de julio y agosto, el techo de consumo base de electricidad que será subsidiado para aquellos usuarios de energía eléctrica que no tengan acceso al servicio de gas natural por redes y gas propano indiluido por redes, y se encuentren en las regiones, provincias, departamentos y localidades determinadas por la ley 27.637 de Ampliación del Régimen de Zona Fría.
El nuevo consumo base fue fijado del siguiente modo: a) para la demanda de usuarios categorizados en el Nivel 2 (Bajos ingresos), el consumo base se fija en SETECIENTOS (700) kWh/mes; y b) para la demanda de usuarios categorizados en el Nivel 3 (Ingresos medios), el consumo base se fija en QUINIENTOS (500) kWh/mes.
La medida, ya oficializada, fue adoptada a través de la Disposición 2/2025 de la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético, y notificada a las empresas prestadoras del servicio público de distribución de energía eléctrica, de jurisdicción federal y provincial.
Ello, para que, en la aplicación de los precios estacionales de la electricidad (PEST) definidos por la Resolución 281/2025 de la S.E. se adopten los criterios de la disposición 2/2025, y se asegure su cumplimiento en todas las jurisdicciones del país.
Oleoductos del Valle (Oldelval) anunció formalmente el inicio del proyecto Duplicar Norte tras la firma de contratos con las principales operadoras del Hub Norte de la Cuenca Neuquina: Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y, Gas y Petróleo del Neuquén.
El acuerdo se concretó el viernes 4 de julio y es un paso decisivo para ampliar la capacidad de evacuación de petróleo desde el norte de la Cuenca Neuquina hacia la principal estación de bombeo de la compañía, ubicada en Allen, Río Negro.
Con una inversión estimada de U$S 380 millones, Duplicar Norte permitirá responder a la creciente demanda de transporte generada por la actividad en Vaca Muerta, se destacó en un comunicado.
El proyecto contempla la construcción de un nuevo oleoducto de 207 kilómetros. La obra se desarrollará entre la estación de bombeo cabecera Puesto Hernandez y la estación de bombeo Allen. Se prevé además la instalación de una Unidad Automática de Medición en Allen, que permitirá transferencias de 20.000 a 45.000 m³/día entre las estaciones de bombeo de Oldelval y VMOS.
La iniciativa avanzará bajo un esquema “ship or pay” con cuatro cargadores principales, y su ejecución estará alineada con los plazos comprometidos: la puesta en marcha temprana está prevista para fines de 2026, mientras que la habilitación definitiva se proyecta para el primer trimestre de 2027.
“Con Duplicar Norte, los desarrollos del Hub Norte de la Cuenca Neuquina tendrán capacidad de transporte disponible para desarrollar todo su potencial. Este nuevo ducto se integrará al sistema troncal y potenciará la capacidad total de evacuación, permitiendo acompañar la evolución de la producción con eficiencia y previsibilidad”, destacó la compañía.
El nuevo ducto se conectará directamente con la estación de bombeo Allen, desde donde nace Duplicar Plus, integrando así un corredor logístico de alta capacidad desde los yacimientos de la cuenca neuquina hacia los centros de almacenaje, refinación y exportación.
“Duplicar Norte consolidará a Oldelval como operador líder en la infraestructura energética nacional y motor del desarrollo de Vaca Muerta”, se destacó.
Duplicar Norte en números
Extensión total del ducto: 207 km
Trazado general: Puesto Hernández – Allen
Diámetro del ducto: 24 pulgadas
Inversión estimada: USD 380 millones
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