Genera2025 ha representado un momento especial para Nextpower, ya que este ha sido el primer escenario en Europa donde la compañía ha presentado su nueva identidad corporativa. Este es un rebranding que refleja la evolución estratégica y el crecimiento que la compañía ha experimentado en los últimos años. Lo que comenzó como un proyecto pionero en seguimiento solar se ha transformado en una plataforma global de tecnologías energéticas integradas, diseñada para responder a las necesidades actuales y futuras del mercado.
“Nuestros clientes buscan soluciones integradas que sean coherentes, se instalen más rápido y ofrezcan un rendimiento superior y confiable durante toda su vida útil. En los últimos años hemos ampliado cuidadosamente nuestro portafolio para construir una plataforma tecnológica completa que aporta beneficios significativos en toda la cadena de valor de la energía solar», señalóDan Shugar, Founder & CEO de Nextpower
Nextpower: una plataforma integrada, inteligente y escalable
Nextpower ofrece un ecosistema unificado de soluciones estructurales, eléctricas y digitales, diseñado para optimizar cada etapa del ciclo de vida de un proyecto solar a gran escala:
Seguimiento solar avanzado para máxima fiabilidad operativa y mayor producción energética
Soluciones digitales inteligentes, software y herramientas de monitorización para simplificar la operación y el mantenimiento
Una cadena de suministro global sólida, orientada a reducir riesgos y acelerar los plazos de entrega
Capacidades de fabricación y logística escalables, preparadas para proyectos de cualquier tamaño
Lo que viene: innovación continua y expansión tecnológica
Nextpower continúa ampliando su plataforma tecnológica. Entre las iniciativas más destacadas se encuentra la nueva línea de sistemas de conversión de energía (PCS) a escala utility, con los primeros envíos previstos para 2026, así como capacidades digitales y soluciones a nivel de sistema orientadas a maximizar la confiabilidad y el rendimiento a largo plazo.
Para explorar la nueva identidad, la visión estratégica y el portfolio completo de soluciones, visite el sitio web de Nextpower.
La Ley de Inversiones Mineras y el RIGI no son excluyentes, sino complementarios.
La Secretaría de Minería trabaja en una nueva reglamentación de la Ley 24.196 de Inversiones Mineras con la premisa de otorgarle una actualización para una profunda “desburocratización y simplificación administrativa”, tal como confirmaron fuentes de la cartera que depende del Ministerio de Economía. La norma ya cuenta con el Decreto Reglamentario 2686 publicado en el Boletín Oficial el 3 de enero de 1994.
El trabajo que ahora lleva adelante la Dirección Nacional de Inversiones Mineras, de la Secretaría de Minería que conduce Luis Lucero, tiene como eje central fortalecer el esquema para los proyectos más allá del vigente Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Se busca, en primera instancia, asegurar la convivencia estratégica entre ambas normas, pero luego fortalecer la accesibilidad y agilidad de la propia ley.
Este trabajo de actualización normativa se lleva adelante en momentos en que el Gobierno también impulsa la modificación de la Ley de Glaciares durante las próximas Sesiones Extraordinarias del Congreso. Para ello remitió al Congreso el Proyecto de Ley de Adecuación del Régimen de Presupuestos Mínimos para la Preservación de los Glaciares y del Ambiente Periglacial (Ley 26.639), una de las principales demandas del sector minero para destrabar sus inversiones.
Adecuar la Ley de Inversiones Mineras
La Ley 24.196 tiene como uno de los principales incentivos la garantía de estabilidad fiscal por un período de 30 años, durante el cual las empresas mineras no ven incrementada su carga tributaria. La ley prevé beneficios como la deducción del Impuesto a las Ganancias, la devolución del IVA y la amortización acelerada de inversiones, entre otros, y para la importación de bienes de capital, equipos e insumos con exenciones de derechos y otros gravámenes.
Desde la cartera se explicó que los cambios buscan «terminar con la discrecionalidad y el alto nivel de incumplimiento» que caracterizó la aplicación de la normativa para el sector desde su sanción legislativa. En ese sentido, se aseguró que la Ley de Inversiones Mineras y el RIGI no son excluyentes, sino complementarios, tal como lo habilita la Ley de Bases, con la condición de que los beneficios elegidos «no sean de la misma naturaleza y no se superpongan».
Desde el Ministerio de Economía, se están definiendo los parámetros que regirán esta convivencia, especialmente crucial para aquellos proyectos que tienen años de antigüedad bajo la Ley 24.196 y deciden adherirse al RIGI para acogerse a los beneficios aduaneros, tributarios y cambiarios con una inversión nueva destinada a exportación.
El trabajo en mejorar la Ley 24.196 se encara para asegurar su perdurabilidad frente a un RIGI que tiene la mirada de “incentivar una inversión concreta para que el proyecto se pueda construir y poner en marcha, aportando beneficios con estatus mejorado por 30 años. Hasta la sanción del nuevo régimen temporal en 2024, la estabilidad en la Ley de Inversiones solo aplicaba a proyectos con prefactibilidad.
Trascender la convivencia con el RIGI
Más allá del atractivo del RIGI que tiene vigencia inicial hasta fines del primer semestre de 2026 con posibilidad de que el Ejecutivo la prorrogue por un año más -algo que se asegura ya está en estudio-, se trabaja para que la ley mantenga plena vigencia de sus propios beneficios. Esto lleva a la planificación de cómo aplicar el artículo de la la Ley de Bases que establece que la adhesión al RIGI no implica renunciar a regímenes promocionales preexistentes.
El secretario de Minería, Luis Lucero.
«La Ley de Inversiones Mineras está lejos de perder interés -se asegura en el gobierno-, de hecho los proyectos en trámite empiezan a hacer consultas puntuales sobre sus beneficios». En ese sentido se señala que «el régimen va a perdurar, pero hay que fortalecerlo para que vuelva a tener la seriedad que alguna vez tuvo«. Además, muchos proyectos de menor envergadura no ingresarán al RIGI y por lo tanto, dependerán íntegramente de la Ley 24.196 para obtener incentivos de promoción a la industria.
La transformación más profunda llegará a través de «una modificación reglamentaria de la ley que busca eliminar la burocracia que exacerba la discrecionalidad de los funcionarios» y la consecuente «unificación de criterios», una crítica histórica del sector donde cada expediente podía tener una «visión según el funcionario que lo llevaba adelante», admitieron los mismos voceros.
Un «salto de calidad» en la normativa
Todos estos cambios, que se califican como un «gran salto de calidad«, se plasmarán en el decreto reglamentario y abarcarán modificaciones en el régimen de importación, el de devolución del IVA, el régimen de amortizaciones, la armonización en materia de medio ambiente con la secretaría correspondiente, y modificaciones en la presentación de declaraciones juradas anuales obligatorias.
También se implementarán herramientas de derecho informático para registrar todos los antecedentes de cada proyecto, lo que va a otorgar información fidedigna y asegurará que no se pueda registrar ningún dato que no tenga un respaldo documental. En la práctica, también se espera que la transformación en la aplicación de la ley cambie la forma de hacer las auditorías, para «pasar a conocer el proyecto desde un aspecto presencia y no solo desde los papeles».
Finalmente, se aclaró que las adaptaciones en las que trabaja la Secretaría de Minería, que implican una desregulación y simplificación, “no significan una falta de control, sino un control ejercido de otra manera«, tal el aporte que se espera de los lineamientos de la actualización de la norma, la cual es largamente elogiada por la industria pero que careció de plena ejecución desde su sanción.
Las primeras modificaciones realizadas
Algunas modificaciones ya están siendo implementadas por la Secretaría, con lo cual se asegura que esta nueva visión de control está resultados inmediatos, y a partir de 2024, el nivel de cumplimiento de las obligaciones por parte de los proyectos activos escaló a un 80%, revirtiendo un alto nivel de incumplimiento que caracterizaba a la norma.
Una de las modificaciones más importantes logradas es la agilización del trámite de verificación de las inversiones realizadas y proyectadas por una empresa, que antes era engorroso y de difícil cumplimiento. Los formularios que estaban vigentes contenían más de 1000 campos de datos para completar, en los cuales 80% de la información requerida no tenía respaldo legal.
Por otro lado, se acotaron significativamente los tiempos que le lleva a la Secretaría de Minería otorgar un certificado de estabilidad fiscal a la empresa que lo solicite. Hasta hoy, este trámite llevaba un tiempo promedio de un año.
Por último, con el fin de reducir la intervención estatal y maximizar la eficiencia en la gestión pública, se corrigió la superposición de tareas entre la Secretaría de Minería y el Servicio Geológico Minero Argentino (Segemar) en lo que respecta al procesamiento de datos geológicos, poniendo bajo su órbita el Banco Nacional de Información Geológica.
La Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo Banco Mundial, anunció su primera inversión en hidrógeno verde a nivel mundial junto al Grupo Santander para desarrollar Kahirós, el primer proyecto de este tipo en Uruguay. Esta iniciativa creará empleos y posiciona el país como referente regional en soluciones energéticas limpias escalables.
En un contexto donde menos del 5% de los proyectos de hidrógeno verde anunciados a nivel mundial han alcanzado la etapa de inversión, este hito refleja el compromiso de IFC con sus clientes en la ampliación del acceso a fuentes diversas de energía y demuestra el potencial de soluciones sostenibles y escalables en mercados emergentes.
El proyecto contará con un préstamo verde de US$20 millones de IFC e integrará energía solar, producción de hidrógeno y transporte eléctrico en un solo sistema. La energía del sol se utilizará para producir hidrógeno verde, que abastecerá a una flota de seis camiones especialmente diseñados para transportar madera hacia Montes del Plata, una de las principales plantas de celulosa del país.
Eso permitirá reducir 870 toneladas de CO₂ al año -equivalente a retirar más de 300 autos de circulación- y sentar las bases de una nueva industria con potencial para generar más de 30.000 empleos directos hacia 2040.
“Uruguay ha logrado avances notables en la expansión de fuentes de energía renovable, y este proyecto representa un paso importante hacia la descarbonización de sectores difíciles de abatir, como el transporte”, afirmó Alfonso García Mora, vicepresidente de IFC para Europa, América Latina y el Caribe. “El Grupo Banco Mundial está comprometido a apoyar proyectos pioneros e innovadores que generen empleos de calidad y sirvan como modelos replicables en América Latina y más allá”.
“Desde Grupo Santander se impulsa Kahirós convencidos de su potencial transformador, y la incorporación de IFC confirma la solidez y proyección global de esta iniciativa. Esta alianza refleja una sinergia ejemplar entre instituciones comprometidas con liderar la transición energética y demostrar que desde Uruguay se puede marcar el rumbo hacia un futuro más sostenible”, señaló Gustavo Trelles, country head de Santander Uruguay.
Kahirós, un consorcio integrado por las empresas uruguayas Ventus, Fidocar y Fraylog, junto al Grupo Santander y con apoyo financiero del Renewable Energy Innovation Fund (REIF) de Naciones Unidas, comenzará a operar a fines del 2026. Siendo la primera solución integral de hidrógeno verde para el transporte de carga en Uruguay, marcará un hito en la reducción de emisiones en el sector logístico y forestal, y servirá como modelo para la expansión de estas tecnologías limpias en otros mercados.
«Es un orgullo poder ser partícipes de la innovación que se necesita para una transición energética sostenible. Como comentamos cuando se lanzó el proyecto, es otro aporte que esperamos sume al posicionamiento del Uruguay como un país estratégico para el desarrollo de esta nueva tecnología y muchas otras inversiones. Nuestro compromiso es que Kahirós sea un referente regional y mundial desde donde compartir aprendizajes y oportunidades”, comentó María José González, directora del Proyecto Kahirós.
Dow y Mastellone desarrollaron en Bahía Blanca una nueva solución de empaque circular para leches. Se trata de un film termocontraíble con contenido reciclado posconsumo para envases de leche.
El nuevo material mantiene los estándares de protección y seguridad necesarios para el transporte de productos lácteos, al mismo tiempo que mejora y reduce el impacto ambiental.
En un contexto en el que la industria alimentaria enfrenta el desafío de innovar sin comprometer la seguridad ni el rendimiento, Dow y Mastellones alcanzaron un nuevo hito hacia la economía circular en el país. Ambas compañías desarrollaron un film termocontraíble que incorpora 20% de REVOLOOP Resina de Plástico Reciclado Posconsumo, para envolver y proteger botellas de leche.
Este nuevo empaque mantiene los estándares de protección y seguridad necesarios para el transporte de productos lácteos, al mismo tiempo que impulsa la circularidad de los plásticos y ayuda a reducir el impacto ambiental. Los films termocontraíbles cumplen un rol clave en la logística de alimentos: permiten agrupar envases individuales para facilitar su transporte y distribución, un proceso crítico para productos frescos como la leche. Además, con este film se logra · 100% reciclabilidad · Menor consumo de plástico · Alta resistencia y seguridad durante el transporte
“En Mastellone Hnos. estamos comprometidos con liderar la transformación hacia envases más sustentables en la industria láctea argentina. Este nuevo film termocontraíble, desarrollado junto a Dow, representa un avance concreto en nuestro plan 2030 de packaging sustentable: incorpora materiales reciclados, es 100% reciclable y nos permite reducir el uso de plástico virgen de origen fósil y el impacto ambiental de nuestros productos. Creemos que la innovación y la colaboración son claves para construir una cadena de valor más responsable y ofrecer a nuestros consumidores productos que cuidan el planeta, sin comprometer la calidad ni la seguridad”, dijo Gastón Domínguez, Jefe de Desarrollo de Packaging de Mastellone Hnos.
INNOVACION
El desarrollo tiene un eje central: Bahía Blanca. Desde la planta productiva de Dow Packaging & Specialty Plastics (PS&P) -la más importante de Latinoamérica- se produce la materia prima que da vida a estos empaques, garantizando calidad, seguridad y ahora también mayor circularidad. Este avance reafirma el rol estratégico de la ciudad como punto clave en la cadena de valor que permite que millones de argentinos reciban productos esenciales de forma eficiente y sustentable. El nuevo film termocontraíble se diseñó bajo los principios de circularidad, combinando innovación tecnológica con desempeño funcional. Elaborado con un 20% de REVOLOOP -resina reciclada posconsumo-, no solo promueve la reutilización de plásticos, sino que también ha sido diseñado para ser reciclable, reafirmando el compromiso de Dow hacia soluciones más sustentables que respondan a las expectativas de la industria y de los consumidores.
“En Dow, creemos que la innovación debe ir de la mano de la sustentabilidad. Este nuevo empaque, desarrollado junto a Mastellone Hnos., demuestra cómo la colaboración y la ciencia de materiales pueden transformar la industria: al incorporar un 20% de resina reciclada posconsumo, damos un paso concreto hacia la economía circular y un futuro más sostenible para todos.” Alvaro Romano, Market Development Manager Packaging & Specialty Plastics, Dow. Este proyecto representa un paso concreto en el camino para que Dow se convierta en la empresa de ciencia de materiales más innovadora, centrada en el cliente y sustentable del mundo, demostrando que la colaboración entre industria, tecnología y diseño puede impulsar transformaciones de alto impacto y beneficio en la economía circular.
Tecnored, compañía líder en infraestructura digital, integración tecnológica y soluciones de energía inteligente, anunció la inauguración del parque solar de la Cooperativa de Obras y Servicios Públicos de Río Tercero, el más grande de la Argentina.
El parque ocupa un predio de 2,4 hectáreas, tiene instalados 3000 paneles solares con una potencia de 2,12 megavatios y se prevé una vida útil de 30 años.
Juan Domínguez, CEO de Tecnored, señaló: “este es un día histórico para el cooperativismo argentino y para la transición energética del país. Desde Tecnored impulsamos este tipo de transformaciones y hoy vemos el impacto en una comunidad que apuesta por un futuro más sostenible”.
Domínguez también destacó que el logro adquiere especial relevancia: “Hay muchos proyectos solares, pero este parque está terminado, operativo y al servicio de los usuarios. Es fundamental valorarlo como el estándar que demuestra que el modelo cooperativo puede ejecutar obras de alto nivel tecnológico con resultados concretos.”
El parque diseñado, provisto y construido por Tecnored, incorpora tecnología de última generación y sistemas de monitoreo inteligente que permitirán una operación estable y eficiente durante todo el año. El desarrollo contempla ingeniería de alto desempeño, infraestructura solar de gran escala y un esquema de gestión orientado a maximizar la producción energética.
El proyecto, señalan, posiciona a Río Tercero como ciudad modelo en sustentabilidad, y refuerza la visión estratégica de las cooperativas como actores claves en la generación distribuida del país.
El parque solar permitirá fortalecer la sustentabilidad energética local, mejorar la eficiencia del sistema y brindar una fuente de energía limpia. Además, se suma la capacidad de expansión futura sobre la misma traza, lo que podría incrementar la potencia y consolidar la posición de la cooperativa como líder nacional en generación renovable distribuida para potenciar el desarrollo regional.
El Secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Avila, convocó a una movilización general para el próximo lunes en la Administración de Kilómetro 3, con el objetivo de enviar un mensaje contundente a YPF por la manera en que está abandonando Comodoro Rivadavia tras casi 120 años de explotación, comunicó el gremio.
El principal punto de fricción es la venta del yacimiento Manantiales Behr, el más productivo de la zona, por 500 millones de dólares que, según Ávila, “se van de la Cuenca sin dejar ninguna inversión a cambio, dejando a Comodoro desamparada”.
El sindicalista fue especialmente crítico con Horacio Marín, quien preside la compañía de Bandera, señalando que la nueva Operadora (Rovella Energía) no informa sobre sus planes de inversión ni sobre cómo se afrontará el pasivo ambiental, lo que sugiere que la empresa se está llevando el capital sin compromisos futuros. Ávila calificó las promesas sobre el pasivo ambiental como “un cuento chino”.
Desde el Gremio se subraya que la defensa de la Cuenca del Golfo San Jorge debe ser un esfuerzo de toda la comunidad, ya que el futuro económico de Comodoro, Rada Tilly, Sarmiento y Caleta Olivia depende de estas decisiones.
En tanto del pasivo ambiental y la responsabilidad de YPF, subrayó que “es un cuento chino que hoy están haciendo, y me parece que hay que sentarse a hablar con el Gobernador y decirle que el camino no estaba ahí, sino que el camino estaba en tener reuniones para ver la Inversión y Garantías de la nueva Operadora en la Cuenca, y resulta que hoy en día no hay nada concreto que diga que van ‘a dejar esto’ para Comodoro”.
Avila sostuvo que “la ciudad creció en base a lo que era la empresa YPF, y hoy termina siendo una venta enorme lo que hace Marín, y quiere ocultarnos todas las cartas a nosotros y que salga a la luz lo que él quiere y no lo que nosotros queremos saber”.
Votación en Mendoza de la Declaración de Impacto Ambiental del proyecto PSJ Cobre Mendocino.
El Senado de la provincia de Mendozaaprobó este martes la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) del proyecto cuprífero PSJ Cobre Mendocino y le dio luz verde a la vuelta a la minería de primera categoría, que incluye al cobre, el oro y la plata, entre otros metales.
El proyecto había tenido el visto bueno de la Autoridad Ambiental Minera y la aprobación en la legislatura provincial era el último paso institucional previsto por la Ley 7.722 para poder avanzar de manera concreta hacia la fase de factibilidad.
El proyecto de cobre lo impulsa la empresa suiza Zonda Metals GmBH y el Grupo Alberdi, que prometen una inversión de US$559 millones en su primera etapa. El senado también aprobó la exploración de Malargüe Distrito Minero Occidental II (MDMO II), un conjunto de desarrollos para explorar cobre, oro y plata en Mendoza.
La aprobación ambiental de PSJ Cobre Mendocino obtuvo 29 votos a favor, 6 negativos y una abstención. El proyecto lo había enviado el gobernador, Alfredo Cornejo, y ya contaba con la aprobación en la cámara de diputados de la provincia.
Cobre
El proyecto está ubicado en la localidad de Uspallata (departamento de Las Heras) y cerca del límite con la provincia de San Juan. Tiene una vida útil de 16 años, con posibilidad de extensión. Desde la empresa subrayaron que “el proyecto fue diseñado para no afectar el recurso hídrico y cumplir estrictamente con la normativa ambiental vigente, utilizando flotación mecánica, dentro de un circuito cerrado que recircula más del 80% del agua”.
El objetivo que tiene PSJ es producir en promedio 40.000 toneladas anuales de cobre fino con una técnica de flotación de sulfuros, proceso hidrometalúrgico que permite separar los minerales metálicos valiosos sin necesidad de usar cianuro ni ácido sulfúrico, dos sustancias prohibidas por la ley provincial 7.722.
El CEO de PSJ Cobre Mendocino, Fabián Gregorio, señaló que “esta decisión institucional nos permite dar un paso más en un proceso que ha sido largo, transparente y profundamente participativo. Ahora comienza una etapa de trabajo técnico de factibilidad, donde seguiremos construyendo el proyecto junto a la comunidad, las instituciones y los actores productivos. Nuestro compromiso es avanzar con responsabilidad, diálogo permanente y la convicción de que el desarrollo debe ser compartido por todos”.
En agosto el proyecto había tenido apoyo en una audiencia pública. Según la exposición de Gregorio, el proyecto de cobre demandará 3.900 puestos de trabajo en la etapa de construcción, que demandará entre 18 y 24 meses. Además, el proyecto generará otros 2.400 puestos en la etapa de producción de cobre, según detalló el ejecutivo en la audiencia pública.
Próximos pasos
Durante la factibilidad, etapa que durará alrededor de un año, la minera desarrollará estudios de ingeniería de detalle, hará el análisis de costos y financiamiento y la planificación integral de construcción–operación–cierre, además de la evaluación económica y de mercado. También incluye la actualización de los programas de sostenibilidad y monitoreo ambiental. Luego, el proyecto entraría en la etapa de construcción.
La compañía destacó que “el proceso de evaluación ambiental fue extenso, técnicamente sólido y con altos niveles de participación ciudadana. Durante los últimos años, el proyecto fue analizado por organismos técnicos provinciales, universidades, consultoras independientes y equipos multidisciplinarios que realizaron más de 13 años de estudios de línea de base ambiental y social en el área de Uspallata”.
YPF fue reconocida por el Energy Council como la compañía regional del año, un premio que destaca el impacto concreto del Plan 4×4 y el proceso de modernización que la compañía viene impulsando. El premio fue recibido por Horacio Marín, presidente y CEO de la compañía en el marco de las jornadas de la World Energy Capital Assembly (WECA) que tienen lugar en Londres.
“Estoy muy contento por haber recibido este reconocimiento internacional que confirma que estamos avanzando con decisión para alcanzar el objetivo de convertirnos en una empresa de clase mundial”, afirmó el presidente de YPF, Horacio Marín. “Nada de esto sería posible sin el compromiso y la pasión de cada uno de los que hacemos YPF. Este premio es de todos ustedes”.
El reconocimiento fue otorgado por los resultados alcanzados durante el último año: más de 200.000 barriles diarios de producción propia de shale oil, un crecimiento del 82% en menos de dos años; avances en eficiencia operativa que ubican la producción no convencional de YPF a niveles de competitividad comparables con los de Estados Unidos; y la consolidación de proyectos estratégicos como el Vaca Muerta
Oil Sur y Argentina LNG, que permitirán consolidar al país como un exportador de energía a nivel mundial. “Seguimos trabajando para que YPF sea cada día más competitiva, más innovadora y un orgullo para todos los argentinos”, concluyó.
En octubre y noviembre, la Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro se reunió con las empresas concesionarias para revisar el cumplimiento de los acuerdos, analizar la producción de petróleo y gas y acordar el nivel de inversiones previsto para 2026.
La Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro realizó durante los últimos meses una serie de reuniones con las operadoras que tienen concesiones en la provincia, en el marco de las comisiones de enlace técnico previstas en los contratos.
Estos encuentros, de los que también participan la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático y el Departamento Provincial de Aguas, permiten evaluar la actividad realizada, el cumplimiento de compromisos y las proyecciones de trabajo para el año siguiente.
La Secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya, destacó que “las comisiones de enlace son una herramienta central para garantizar que los compromisos asumidos por las operadoras se cumplan, con información transparente y un diálogo permanente”, subrayando el valor técnico-institucional de estos espacios de seguimiento.
Las reuniones se desarrollaron con Phoenix Global Resources, Capex, Petróleos Sudamericanos, JCR, Medanito y Madalena Energy, mientras que con las restantes operadoras la actualización de información se realizó por nota, fijándose agendas presenciales para los primeros meses de 2026.
Actividad desarrollada en 2025
Durante este año se perforaron 11 pozos nuevos: siete con objetivo convencional y cuatro con objetivo no convencional. A su vez, se ejecutaron 30 intervenciones (workover) destinadas a mantener o recuperar la producción de pozos existentes o extender su vida útil.
Moya resaltó que “el balance con cada empresa confirma que Río Negro cuenta con un horizonte de inversiones sostenidas para 2026. La continuidad en perforaciones y en intervenciones planificadas nos permite proyectar con previsibilidad y seguir fortaleciendo el desarrollo energético de la Provincia”, haciendo hincapié en la importancia de sostener un flujo estable de actividad.
Para 2026, y en función de los compromisos asumidos, se espera mantener niveles similares: 7 pozos nuevos convencionales, 2 no convencionales y 37 workovers.
Comportamiento de la producción
El nivel de actividad registrado presentó un incremento interanual del 2%, superando en todos los meses las cifras de 2024. En noviembre de 2025 se registraron 3.735 m³/d (23.491 barriles diarios), valores equivalentes a los alcanzados en 2021.
En contraste, la producción de gas natural mantiene una tendencia declinante. En noviembre se registraron 2.479 miles de m³/d, con una variación interanual del –32%.
El Gobierno de la provincia del Neuquén ratificó su alianza estratégica con TotalEnergies al firmar la continuidad por segundo año consecutivo del programa “Aguada San Roque Activa 2025”, una iniciativa social que profundiza el trabajo comunitario en la localidad. El gobernador Rolando Figueroa presidió esta mañana la firma del Convenio marco de Colaboración junto al director general de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina, Sergio Mengoni; el ministro jefe de Gabinete, Juan Luis “Pepé” Ousset y la presidenta de la Comisión de Fomento de Aguada San Roque, Andrea Campo.
Tras la experiencia positiva de 2024, cuando la firma impulsó talleres de prevención de violencia familiar en Aguada San Roque, ambas partes acordaron renovar y ampliar el alcance del programa mediante un ciclo anual de 17 talleres comunitarios denominado Aguada San Roque Activa 2025. La iniciativa, más allá de la temática particular de cada taller, refuerza valores como el respeto, la empatía y la comunicación no violenta, promoviendo habilidades protectoras para reducir la violencia intrafamiliar y social.
Ousset valoró la continuidad del vínculo institucional con una operadora presente en Neuquén desde hace más de cuatro décadas y que acompaña procesos de desarrollo social en distintos puntos de la provincia.
En este sentido, sostuvo que“para la Provincia este tipo de acuerdos son fundamentales, lo venimos planteando desde el inicio de la gestión, que las operadoras también puedan poner en la mira la sustentabilidad social de sus acciones, como lo viene haciendo Total” y subrayó “no solo invertir en la extracción de nuestros hidrocarburos, sino invertir en el desarrollo de nuestra gente así que muy contentos de poder articular acciones en beneficio de nuestra gente”.
Mengoni, por su parte, ponderó el compromiso de TotalEnergies con la región: “Siempre hemos buscado ser un socio activo de la provincia, promoviendo el desarrollo económico, social y cultural y generando un impacto positivo para todas las comunidades y actores con los que trabajamos”.
Agregó que “trabajar aquí con el pueblo de Aguada San Roque y con Andrea -Campo- en particular, es básicamente una obligación, para nosotros es muy importante que donde trabajamos y aquí con nuestros vecinos, que podamos dar un impacto positivo para la comunidad” y sostuvo “que esta es una iniciativa más, de las distintas que trabajamos con el pueblo y también con la provincia de Neuquén, y es claramente uno de nuestros objetivos de desarrollo social”.
La presidenta de la Comisión de Fomento, en tanto, especificó que “el convenio se trata de talleres destinados a toda la comunidad sobre violencia, construcción de liderazgo comunitario, que abarca a toda la comunidad en general”. Y valoró el trabajo realizado hasta el momento “tuvimos una gran convocatoria, tanto de jóvenes y adultos. Toda la familia participó”.
Acompañó la actividad el delegado de la región Vaca Muerta, Milton Morales.
Sobre el convenio
El convenio ratifica el rol central de la provincia en el acompañamiento institucional del programa, articulando con organismos y actores locales para garantizar su implementación efectiva. A su vez, la Comisión de Fomento de Aguada San Roque se compromete a brindar espacios físicos, apoyo logístico y seguimiento de las personas participantes, consolidando una red territorial que integra al sector público, privado y social.
TotalEnergies, por su parte, vuelve a seleccionar a la Asociación Civil Moiru como ejecutora del programa, dada su trayectoria en desarrollo comunitario y derechos humanos.
Así, la Provincia de Neuquén consolida un esquema de alianza con la operadora TotalEnergies que permite ampliar intervenciones comunitarias, sostener políticas de prevención y promover el desarrollo local con una perspectiva integral de derechos.
Otras acciones de TotalEnergies junto a la Provincia
TotalEnergies -junto con la Asociación Civil Minu y con el apoyo del ministerio de Educación del Neuquén- viene implementando ininterrumpidamente desde 2021 el Programa VIA para la concientización y educación en seguridad vial y movilidad sustentable entre estudiantes de escuelas secundarias de la provincia, particularmente en la Ciudad de Neuquén, Añelo y Región de Los Lagos.
Además, la compañía dio inicio este año a un nuevo programa junto a Red de Innovación Local y los municipios de Añelo, San Patricio del Chañar, Centenario y Vista Alegre, con el objetivo de contribuir al diagnóstico de problemáticas de seguridad vial en el corredor Vaca Muerta y al diseño de respuestas locales e integrales.
También con el objetivo de mejorar la seguridad vial, TotalEnergies participa junto a otras operadoras en la financiación de la pavimentación de 51 kilómetros del bypass de Añelo, conectando las Rutas Provinciales 8 y 17 lo cual ayudará a mejorar la conectividad de una ruta muy transitada por la industria.
Por otro lado, y con el foco en la educación y las juventudes -en alianza con el Ministerio de Educación de la provincia-, TotalEnergies continuará el programa Energía Joven, a través del cual se brindan en escuelas secundarias de la provincia charlas formativas y didácticas sobre los distintos tipos de energías y la matriz energética.
Adicionalmente, reafirmaron también la continuidad del programa de Acceso a la Energía, iniciado en 2024, en respuesta a una necesidad concreta en zonas rurales sin conexión a la red eléctrica y vecinas a las operaciones de la compañía
La iniciativa, que ya otorgó energía limpia a familias en el área de influencia de Aguada Pichana Este y San Roque, en Añelo, es implementada en colaboración con TotalEnergies Renovables Argentina y la empresa especializada ALP Group. La misma tiene como objetivo brindar acceso a energía renovable a través de la instalación de paneles solares y todo el sistema eléctrico de acuerdo con las necesidades individuales relevadas.
Por último, la empresa también participa desde hace dos años en el programa de Becas Gregorio Álvarez, una iniciativa del Gobierno de Neuquén que apunta a fortalecer la permanencia, el egreso y la reinserción educativa de jóvenes neuquinos de entre 4 y 35 años, tanto en los niveles obligatorios como en la formación técnica, profesional y laboral.
El gobierno nacional decidió la creación de la Secretaría de Asuntos Nucleares, en la órbita del ministerio de Economía, de manera que ésta área específica, que tendrá dos Subsecretarías, una de Aplicaciones de Tecnología Nuclear, y otra de Políticas Nucleares.
No estará bajo la órbita de la Secretaría de Energía, ni de la Secretaría de Coordinación de Energía y Mineria. Ambas también forman parte del organigrama de Economía. Tampoco dependerá de la Jefatura de Gabinete.
La nueva Secretaría estaría a cargo de Federico Ramos Nápoli, ex presidente de Dioxitek S.A. empresa encargada de la conversión de uranio para la centrales nucleares y la producción de fuentes de Cobalto-60 (isótopo radiactivo que se usa en medicina para radioterapia y esterilización, y en industria).
La modificación implica una mayor autonomía del sector nuclear, que viene a ocurrir en momentos en que el gobierno quiere avanzar con la privatización parcial de Nucleoeléctrica Argentina (44 %), operadora de las tres usinas nucleares del país, y de fuerte experiencia en términos de desarrollo tecnológico y económico del Area.
La investigación y desarrollo de la actividad nuclear en la Argentina fue impulsada por el Estado Nacional en el arranque de la década del 50 (gobierno de J.D. Perón).
Argentina es productora de energía nuclear a través de las centrales Atucha I (inaugurada en 1974), Atucha II (2013) , y Embalse (1983).
El país alcanzó un fuerte desarrollo propio, con la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) liderando la investigación y el desarrollo de reactores.
Se está construyendo un prototipo de reactor modular de baja potencia, CAREM25, diseñado y desarrollado en el país. La Administración Milei casi paralizó su avance desde mediados de 2024, en momentos en que los Estados Unidos aceleró el desarrollo de su prototipo.
Asimismo, Argentina cuenta con plantas de enriquecimiento de uranio para producir combustible para sus reactores. También desarrolla la Planta Industrial de Agua Pesada, cuyo financiamiento ha sido interrumpido.
El gobierno dispuso, a través del decreto 866/2025, una serie de modificaciones a la estructura de la Administración Pública Nacional, sustituyendo aspectos del organigrama que hasta el nivel de Subsecretarías estuvo contenido en el decreto 50/2019.
El artículo 15 del Decreto 866 ya oficializado incorpora en el Apartado IX, Ministerio de Economía, los Objetivos de la flamante Secretaría de Asuntos Nucleares y de las dos Subsecretarías mencionadas.
SECRETARÍA DE ASUNTOS NUCLEARES
OBJETIVOS
Entender en la definición de la política nuclear en todo lo relacionado con los usos pacíficos de la energía nuclear o fuentes radiactivas, el ciclo de combustibles, la gestión de residuos radiactivos, el desarrollo e investigación de la actividad nuclear, en coordinación con la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).
Entender en el monitoreo del funcionamiento del complejo industrial nuclear, promoviendo acciones que tiendan a mejorar la eficiencia del sistema, incluyendo reformas institucionales, optimización de procesos y participación del capital privado.
Evaluar la factibilidad y sustentabilidad económico-financiera de los proyectos estratégicos en materia nuclear.
Evaluar y monitorear los componentes científicos y tecnológicos de los proyectos en materia nuclear, fiscalizando el cumplimiento de las metas planteadas.
Intervenir en la coordinación del accionar de los diferentes actores políticos y empresarios involucrados con la actividad estratégica nuclear, tanto a nivel nacional, local o de la sociedad civil.
Identificar y determinar, en el ámbito de su competencia, los asuntos prioritarios, estratégicos y de relevancia para el desarrollo nacional en materia nuclear.
Asesorar, en el ámbito de su competencia, en lo relativo a la participación de la República Argentina en los foros, organizaciones o cualquier ámbito a nivel internacional en materia nuclear y otros asuntos estratégicos relacionados.
Asistir al Ministro, en el ámbito de su competencia, en las acciones que propendan al cumplimiento de los compromisos internacionales de la República Argentina en materia nuclear y otros asuntos estratégicos relacionados.
Coordinar, en el ámbito de su competencia, las acciones orientadas al cumplimiento de las funciones y objetivos establecidos por la Ley 24.804 (Ley Nacional de la Actividad Nuclear) y sus normas modificatorias y reglamentarias, con la excepción de las que establecen las funciones regulatorias.
Intervenir en todo lo relacionado con la generación nucleoeléctrica, como así también en el funcionamiento de la infraestructura nucleoeléctrica.
Ejercer el control tutelar de la COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA ATÓMICA (CNEA).
Participar en la elaboración de políticas en materia de investigación, diseño, y construcción de reactores nucleares, en coordinación con la CNEA.
Participar en el diseño e implementación de la política de desarrollo, fomento y cooperación para la explotación de “tierras raras” y minerales nucleares, en coordinación con las áreas competentes de la Administración Pública Nacional.
Participar, en el ámbito de su competencia, en la interacción entre los distintos actores del sector minero y las provincias para aumentar sostenidamente la producción de “tierras raras” y de minerales nucleares, como así también la inversión de capital privado para su explotación, en coordinación con la Secretaría de Minería.
Promover políticas públicas y acciones de colaboración y articulación con los actores públicos y privados y de la sociedad civil involucrados en la materia, que permitan viabilizar los proyectos relativos a la minería de materiales nucleares, su procesamiento y aplicación de tecnologías nucleares.
Participar, en el ámbito de su competencia, en el diseño y establecimiento de tecnologías asociadas a la refinación de “tierras raras”, como así también a su desarrollo nacional.
Dictar, en el marco de las políticas establecidas por el Ministerio y en coordinación con las áreas competentes de la Administración Pública Nacional, medidas relativas a los proyectos estratégicos en materia nuclear y otros asuntos estratégicos relacionados.
Dirigir el planeamiento, seguimiento y evaluación de los asuntos vinculados a los proyectos en materia nuclear y otras cuestiones estratégicas relacionadas, en coordinación con las empresas y sociedades con participación estatal mayoritaria del sector nuclear y la COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA ATÓMICA (CNEA).
Asesorar al Ministro, en coordinación con las áreas competentes de la Administración Pública Nacional, en los proyectos estratégicos en materia nuclear, como así también en la identificación de información estratégica relevante en dicha materia y en aquellos asuntos de su competencia.
Intervenir, en coordinación con la CNEA, en las distintas etapas correspondientes al desarrollo del ciclo del combustible nuclear.
Dirigir la representación en las empresas donde la Secretaría posea participación accionaria y ejerza la tenencia accionaria.
Coordinar la gestión de los directores que representan al Estado Nacional en aquellas empresas donde la Secretaría posea participación accionaria y ejerza la tenencia accionaria.
Asistir al Ministro en la aplicación del RÉGIMEN DE INCENTIVO PARA GRANDES INVERSIONES (RIGI)- de la Ley 27.742 (Ley Bases), en el ámbito de su competencia, y en coordinación con la Secretaría de Coordinación de Energía y Minería.
El sector siderúrgico argentino atraviesa un momento de tensión ante la posible adjudicación a proveedores chinos de la fabricación de caños de acero para el primer gasoducto dedicado a las exportaciones de Gas Natural Licuado (GNL) desde Vaca Muerta hasta San Antonio Este, Río Negro.
Paolo Rocca, titular del grupo Techint, analiza la suspensión de actividades en la planta de SIAT Tenaris en Valentín Alsina, que emplea a entre 300 y 400 personas, en caso de que China resulte ganadora en esta licitación internacional. La competencia no se limita a China, pues también participan empresas de India, España, Colombia, México, Japón, Grecia y Turquía.
El proyecto está liderado por el Vehículo de Proyecto Único (VPU) “San Matías Pipeline”, que fue presentado al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) en octubre y aguarda la aprobación del Gobierno. El gasoducto de aproximadamente 480 kilómetros será utilizado por el consorcio Southern Energy (SESA), conformado por Pan American Energy (PAE), YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG.
PAE, principal integrante de Southern Energy, tiene entre sus accionistas a la China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) con un 25%, junto a la familia Bulgheroni y la británica BP. Sin embargo, la decisión final se basará en la oferta más competitiva, dada la complejidad y bajos márgenes del proyecto.
Un antecedente que genera inquietud es la reciente llegada a Río Negro de 5.000 toneladas de caños chinos revestidos en concreto para conectar tramos onshore y submarinos del gasoducto San Martín con San Antonio Este y los barcos de licuefacción Hilli Episeyo y MK II.
Desde la industria señalan que Tenaris cotiza entre 10% y 25% más caro que competidores internacionales, aunque atribuyen esta diferencia a la superior calidad del acero y al servicio local. En licitaciones recientes, como la del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur, la oferta más baja fue de una empresa india, pero Techint terminó proveyendo los tubos tras la participación de su brazo petrolero Tecpetrol en el proyecto.
La planta de SIAT Tenaris, inaugurada en 1948 y ubicada en el partido bonaerense de Lanús, funciona actualmente por proyecto, produciendo caños para el proyecto Duplicar Norte, que conecta la producción petrolera del norte neuquino con la red de Oleoductos del Valle (Oldelval).
Rocca considera que elegir abastecerse con tubos chinos en un proyecto de exportación liderado por empresarios argentinos sería una señal negativa, entendiendo que “la Argentina elige exportaciones de materias primas sin valor agregado industrial nacional”. Esta postura se endureció en los últimos dos años con la política de apertura a importaciones del gobierno de Javier Milei.
Desde el Gobierno, en tanto, se destaca que se promueven licitaciones transparentes en las que la mejor oferta prevalece, reconociendo que el precio es un factor clave. Sin embargo, los márgenes en proyectos de exportación de gas licuado son muy ajustados, y una diferencia de costos del 10% al 25% en los tubos podría representar un aumento de hasta 50 millones de dólares, afectando la rentabilidad.
Expertos explican que “la rentabilidad de este tipo de proyectos es acotada y de alto riesgo, por lo que cualquier aumento de costos pone en riesgo su propia viabilidad. En proyectos de esta magnitud, la estructura de costos tiene que estar muy bien diseñada porque una diferencia en los precios de los caños podría significar un sobrecosto millonario, algo inaceptable en proyectos de esta escala”.
Actualmente, el precio del gas licuado ronda los 10 dólares por millón de BTU, con expectativas de caída por sobreoferta y posterior aumento hacia 2030 o 2031. Para alcanzar Europa, el gas natural puesto en Río Negro tiene un costo aproximado de US$ 4,50, la licuefacción US$ 3 y el transporte marítimo US$ 1,20, lo que exige eficiencias en toda la cadena para ser rentable a menos de US$ 2 desde Vaca Muerta.
Southern Energy comenzará las ventas de gas licuado en la primavera de 2027, utilizando la capacidad ociosa del gasoducto San Martín y el barco Hilli Episeyo. A partir de 2028, se sumará el barco MK II, ampliando la capacidad exportadora a 6 millones de toneladas métricas por año y generando un negocio estimado en 2.500 millones de dólares anuales.
PAE fue pionera en avanzar con su proyecto de GNL en 2024, con inversiones propias de US$ 2.900 millones en la primera década. Por su parte, YPF explora una alianza con la italiana ENI y la emiratí XRG para exportar 12 millones de toneladas a partir de 2029 o 2030, aunque requiere financiamiento internacional por alrededor de US$ 12.500 millones, que espera asegurar en el primer semestre de 2025. Shell, en cambio, se retiró del proyecto por ahora, aunque mantiene interés en futuras oportunidades.
El Gobierno nacional anunció la creación de la Secretaría de Asuntos Nucleares, que será dirigida por Federico Ramos Nápoli y operará bajo la órbita del Ministerio de Economía.
En un comunicado oficial se indicó que esta nueva dependencia tiene como finalidad primordial “coordinar las distintas áreas que conforman el sector nuclear argentino, tutelarlas y garantizar un mayor dinamismo en la ejecución de las políticas públicas relacionadas”.
La decisión gubernamental que procesó agenciaNoticias Argentinassubraya “la importancia estratégica de la energía nuclear, un recurso que tiene el potencial de modificar la matriz económica del país”.
“Argentina cuenta con 75 años de trayectoria dedicados a la investigación y aplicación de tecnologías nucleares con fines civiles, posicionando a la nación en un selecto grupo global”, añadió el parte.
El comunicado oficial enfatiza que Argentina tiene el potencial de convertirse en la “Arabia Saudita del Uranio”, lo cual requiere que los sectores minero, energético y nuclear trabajen alineados hacia ese objetivo.
El Gobierno indicó que el nombramiento de Ramos Napoli responde a su visión integral del sector, destacando una vasta experiencia previa en el ámbito. Anteriormente, Ramos Napoli se desempeñó como Gerente General y posteriormente como Presidente de DIOXITEK S.A.
Esta empresa es crucial para la conversión de uranio destinada a las centrales nucleares argentinas y para la producción de fuentes de Cobalto-60.
Durante su gestión, el flamante Secretario lideró una reestructuración administrativa y productiva en DIOXITEK S.A. que resultó en la eliminación del déficit operativo, el desendeudamiento y un récord de producción.
Entre otras credenciales, Ramos Napoli ha estado al frente de las negociaciones destinadas a solucionar la escasez de suministro de uranio heredado en las centrales nucleares argentinas.
Además, ha ofrecido asesoramiento al Directorio y la Gerencia General de NUCLEOELÉCTRICA S.A. en su proceso de reestructuración administrativa y ha colaborado con la CNEA en la elaboración de un plan de comercialización y producción de radioisótopos para el proyecto RA-10.
Se trata de uno de los mayores yacimientos de petróleo de Santa Cruz.
Clear Petroleum, la empresa que dirige Juan Ignacio González Pedroso, comenzó la operación del bloque de concesión Las Heras – Cañadón Escondida el pasado lunes 1 de diciembre. Se trata de uno de los mayores yacimientos de petróleo de Santa Cruz.
En la primera semana de diciembre, se llevaron a cabo las jornadas de bienvenida a las más de 80 personas que ya forman parte de la Unidad de Negocio Clear Upstream. Se reunió todo el equipo en el Centro Cultural de Las Heras para compartir los objetivos y el plan acción de las áreas.
Las autoridades de la compañía resaltaron que para lograr estos objetivos es necesario el trabajo con integridad y aplicando altos estándares de excelencia operativa y seguridad. Ezequiel González, director de Personas & Cultura, comentó la trayectoria de la empresa de más de 30 años en la industria y la actividad de Clear a nivel país con nueve líneas de servicios y presencia en los yacimientos convencionales y no convencionales.
Gabriel Conte, gerente de Medio Ambiente y Seguridad, explicó la cultura de seguridad, políticas y reglas inquebrantables que se aplican en todas las operaciones. También participaron Ricardo Becerra, gerente de Seguridad Patrimonial y Florencia Tosi, jefe de Salud Ocupacional para ampliar la información y alcance en cada una de las áreas.
Operación en Las Heras-Cañadón Escondida
Leonardo Deccechis, director de Negocio Clear Upstream, destacó la relevancia de seguir ampliando oportunidades dentro de la provincia: “Estos yacimientos vieron pasar décadas de trabajo que hicieron crecer a la Provincia de Santa Cruz y que forjaron a miles de trabajadores. Nuestros objetivos son priorizar la producción sustentable, responder a los desafíos con tecnología, y mejorar tiempos operativos”.
Además, Dececchis reforzó que: “Clear entra a estos yacimientos con una convicción innegociable: recuperarlos, ponerlos de pie y volver a hacerlos producir como se merecen” y subrayó el compromiso de la empresa con la seguridad y el crecimiento profesional: «Queremos que cada persona que ingresa a Clear sienta que llega a un espacio donde la seguridad, la capacitación continua y el trabajo responsable son pilares esenciales. Estamos orgullosos de seguir construyendo un equipo sólido y preparado para los desafíos del sector».
«Clear entra a estos yacimientos con una convicción innegociable: recuperarlos, ponerlos de pie y volver a hacerlos producir como se merecen», aseguró Leonardo Deccechis, director de Negocio Clear Upstream
Algunas de las personas que suman al equipo de Clear destacaron la importancia de este momento histórico para la compañía y para la Industria, donde con respeto y orgullo, siguen apostando al desarrollo de la Cuenca. Entre ellos, Sergio Martel a cargo de todas las Operaciones y Mantenimiento de los yacimientos, se suma al equipo de Clear Upstream con entusiasmo y destacó: “estamos comprometidos con esta oportunidad, Clear es una empresa de gran trayectoria y experiencia en la Cuenca y en campos maduros. Como equipo vamos a seguir trabajando con el foco en la eficiencia y productividad para lograr un crecimiento sostenible de nuestras actividades».
El inicio de esta operación de Upstream constituye un paso más en el crecimiento sostenido de Clear Petroleum en Santa Cruz, alineado a su propósito de generar valor, promover el empleo local y contribuir al desarrollo energético del país, concluyeron desde la empresa.
El gobierno nacional dispuso este martes la creación de una Secretaría de Asuntos Nucleares en la órbita del Ministerio de Economía, que estará encargada de liderar la política para el sector nuclear. Al frente de la flamante secretaría estará el actual presidente de Dioxitek, Federico Ramos Napoli, quien forma parte del armado político encabezado por el estratega presidencial Santiago Caputo. La continuidad de Ramos Napoli en la empresa estatal será definida en los próximos días, según pudo saber EconoJournal.
La novedad se produce al cumplirse un año del anuncio de un «Plan Nuclear Argentino». El presidente Javier Milei había designado al frente de esa tarea a Demian Reidel, asesor del presidente por ese entonces y actualmente presidente de Nucleoeléctrica Argentina, la empresa generadora nuclear estatal que el gobierno busca privatizar parcialmente.
Sin embargo, tanto el nuevo plan nuclear como la creación de un Consejo Nuclear nunca fueron formalmente institucionalizados por ley o decreto. En constraste, la creación de la Secretaría de Asuntos Nucleares define con claridad que la política sectorial ahora dependerá de Ramos Napoli.
Las especulaciones sobre los motFuentes del sector nuclear indicaron que toma del control del área nuclear Dos fuentes sin contacto entre sí subrayaron a EconoJournal que la relación entre el presidente de Nucleoeléctrica y Mei
El decreto 866 publicado este martes en el Boletín Oficial dispuso una serie de cambios en el organigrama de la administración pública nacional. Entre estos destaca la creación de la nueva Secretaria de Asuntos Nucleares y la transferencia de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) de la órbita de la Jefatura de Gabinete de Ministros al Ministerio de Economía que conduce Luis Caputo.
Ramos Napoli, nuevo secretario de Asuntos Nucleares.
La flamante cartera tendrá dos subsecretarias, una de Aplicaciones de Tecnología Nuclear y otra de Políticas Nucleares, y ejercerá el control tutelar de la CNEA. También participará en la política minera en coordinación con la Secretaría de Minería, con foco especial en producir tierras raras y uranio.
La apertura de esta secretaria es leída en el sector nuclear como una suerte de recreación de la Subsecretaría de Energía Nuclear que existió durante la presidencia de Mauricio Macri. El gobierno de Alberto Fernández discontinuó esa subsecretaría y volvió a empoderar a la CNEA en la conducción de la política nuclear.
Ramos Napoli, secretario de Asuntos Nucleares
Economía informó este martes que el actual presidente de Dioxitek será el nuevo secretario de Asuntos Nucleares. Ramos Napoli ingresó el año pasado en la empresa estatal, ocupando el cargo de gerente general. El gobierno lo promovió a la presidencia de la empresa en octubre.
Dioxitek es una empresa estatal que participa en la cadena de fabricación de los combustibles para las centrales nucleares argentinas. Concretamente importa concretado de uranio y realiza el servicio de conversión a dióxido de uranio, que es el polvo con el que se fabrican las pastillas que van insertas dentro de los elementos combustibles. También suministra fuentes de Cobalto-60 para aplicaciones médicas e industriales.
Ramos Napoli, un abogado especializado en derecho administrativo y corporativo, lideró hasta el momento un proceso de reestructuración de la empresa, con la meta de volverla rentable. La empresa resolvió en el último tiempo deudas que tenía con Kazatomprom por la importación de concentrado de uranio, con la CNEA, y con proveedores del proyecto de Nueva Planta de Uranio (NPU) en Formosa.
La gestión de Napoli también puso el foco en reacondicionar y sostener la capacidad de producción de dióxido de uranio en la planta que tiene en Córdoba y en explorar nuevas oportunidades de negocio. Una de las alternativas bajo estudio es producir y exportar hexafluoruro de uranio, el compuesto que se utiliza como materia prima en el proceso de enriquecimiento de uranio.
Las centrales nucleares argentinas utilizan uranio natural como combustible y agua pesada como moderador de la reacción en cadena y refrigerante, por lo que una eventual producción de hexafluoruro sería para abastecer a la demanda internacional de combustible con uranio enriquecido.
El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) publicó la versión 2025 de la Norma NAG-402, que establece los requisitos técnicos y administrativos para la habilitación, operación y control de los Módulos Contenedores de Gas Natural Comprimido (GNC) utilizados en el transporte por carretera. La medida, que actualiza integralmente la normativa vigente, busca elevar los estándares de seguridad, trazabilidad y eficiencia del transporte de gas natural en todo el país.
Los Módulos Contenedores —estructuras autoportantes que alojan recipientes de alta capacidad para traslado de gas— son una pieza esencial para abastecer zonas sin acceso directo a gasoductos o como complemento en situaciones de demanda estacional. La nueva normativa incorpora lineamientos de diseño, construcción, operación y mantenimiento, además de fijar obligaciones explícitas para operadores, organismos certificadores y responsables técnicos.
Requisitos técnicos reforzados
La norma establece que todos los componentes sometidos a presión deberán cumplir normas internacionales reconocidas, contemplando condiciones de carga, vibraciones, temperaturas extremas y riesgos asociados a accidentes durante el transporte. Del mismo modo, se detallan las especificaciones para colectores, válvulas de bloqueo y alivio, manómetros, cañerías, soldaduras y dispositivos de seguridad.
Uno de los puntos más relevantes es la exigencia de válvulas de alivio por sobrepresión calibradas anualmente, diseñadas para evacuar como mínimo el 50 % de la capacidad total del módulo por hora, con descarga obligatoria hacia la atmósfera en forma vertical. También se fortalecen las condiciones de anclaje al semirremolque y los requisitos estructurales que deben soportar hasta dos veces el peso total del módulo cargado.
Nuevas obligaciones para operadores y responsables técnicos
La NAG-402 impone un esquema estricto de responsabilidades: los operadores deberán contar con un Responsable Técnico (RT) habilitado y con experiencia en recipientes sometidos a presión, quien será el encargado del diseño, certificación, inspección y mantenimiento del módulo.
Además, cada Módulo Contenedor deberá disponer de:
Placa identificatoria con datos críticos como capacidad, presión de trabajo, peso total, fechas de habilitación y vencimiento.
Libro de Novedades para registrar recorridos, inspecciones, calibraciones y antecedentes de incidentes.
Manuales de operación, seguridad y plan de emergencias firmados por el RT.
El transporte también deberá cumplir con la señalización obligatoria para mercancías peligrosas: leyendas visibles de “PELIGRO EXPLOSIVO — GAS NATURAL COMPRIMIDO — GAS INFLAMABLE” y la identificación ONU 1971 en los cuatro lados de la unidad.
Capacitación obligatoria: el Anexo II como guía clave
El Anexo II de la resolución incluye una guía de contenidos mínimos para la capacitación del personal involucrado en la operación de los VTGN (Vehículos de Transporte de Gas Natural). Allí se desarrollan temas como propiedades del gas natural, riesgos asociados, procedimientos de operación segura y actuación en emergencias. La capacitación es obligatoria y debe ser certificada y registrada por el operador.
Inspecciones periódicas y renovaciones cada cinco años
La norma dispone un cronograma de revisiones mensuales, semestrales, anuales y quinquenales. Esta última implica desmontaje, pruebas de resistencia, verificación integral del sistema y revisión individual de los recipientes según normas ISO. Solo tras superar satisfactoriamente estas etapas se renueva la habilitación por otro período de cinco años.
Un marco regulatorio más robusto
Con la actualización de la NAG-402, ENARGAS apunta a fortalecer la seguridad del transporte de GNC, armonizando normas locales con estándares internacionales y promoviendo una mayor profesionalización del sector. La medida impactará de manera directa en distribuidores, operadores logísticos, fabricantes de módulos y empresas que utilizan gas natural como insumo en zonas alejadas de gasoductos.
TotalEnergies renovó su compromiso con la comunidad de Aguada San Roque (NQN) relanzando el programa “Aguada San Roque Activa 2025” junto al Gobierno del Neuquén y la Comisión de Fomento de la localidad.
La continuidad del programa por un segundo año consecutivo fue anunciada con la firma de un Convenio Marco de Colaboración entre el gobernador Rolando Figueroa, el Director General de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina, Sergio Mengoni, y Andrea Jaquelina Campo, presidenta de la Comisión de Fomento de Aguada San Roque.
También participaron del encuentro el ministro jefe de Gabinete, Juan Luis “Pepé” Ousset, el intendente de Añelo, Milton Morales, y la Gerente de Gestión y Estrategia Social de TotalEnergies en Argentina, Claudia Borbolla.
La empresa ratificó su alianza estratégica con el Gobierno de la provincia del Neuquén dando continuidad a una serie de programas de gestión social que abordan ejes prioritarios para la provincia: la seguridad vial, la educación, el desarrollo local y el acceso a la energía.
“TotalEnergies está presente en Neuquén desde hace más de 30 años y siempre ha buscado ser un socio activo de la provincia, promoviendo el desarrollo económico, social y cultural, y generando un impacto positivo para todas las comunidades y actores con los que trabajamos”, señaló Sergio Mengoni.
La primera edición del programa reunió en 2024 a la comunidad de Aguada San Roque en talleres de prevención de la violencia familiar y búsqueda de soluciones para fortalecer la cohesión social y promover la participación.
Esta segunda edición está llevando adelante en la localidad de Aguada San Roque y consta de 17 talleres comunitarios con temáticas clave como prevención de violencias, inclusión digital, sostenibilidad ambiental, educación financiera y desarrollo local, promoviendo al mismo tiempo valores transversales como el respeto, la empatía y la equidad de género.
La ejecución del programa esta nuevamente a cargo de la Asociación Civil MOIRU, una organización comprometida con el desarrollo comunitario y la promoción de los derechos humanos. El rol de gobierno ha sido brindar acompañamiento institucional, mientras que la Comisión de Fomento de Aguada San Roque aporta el soporte logístico y territorial necesario para garantizar el desarrollo de las actividades.
Otras acciones de TotalEnergies junto a la Provincia del Neuquén
A través de su Estrategia de Gestión Social, TotalEnergies acompaña a la provincia del Neuquén en el abordaje de temáticas sociales prioritarias como los derechos humanos, la seguridad vial, la educación y la inclusión de las juventudes, el desarrollo local y el acceso a la energía.
En torno al eje seguridad vial, TotalEnergies – junto a la Asociación Civil Minu y con el apoyo del Ministerio de Educación del Neuquén viene implementando desde 2021 el Programa VIA para la concientización y educación en seguridad vial y movilidad sustentable entre estudiantes de escuelas secundarias de la provincia, particularmente en la Ciudad de Neuquén, Añelo y Región de Los Lagos.
Además, la compañía dio inicio este año a un nuevo programa junto a Red de Innovación Local y los municipios de Añelo, San Patricio del Chañar, Centenario y Vista Alegre, con el objetivo de contribuir al diagnóstico de problemáticas de seguridad vial en el corredor Vaca Muerta y al diseño de respuestas locales e integrales.
Con el objetivo de mejorar la seguridad vial TotalEnergies participa junto a otras operadoras en la financiación de la pavimentación de 51 kilómetros del bypass de Añelo, conectando las Rutas Provinciales 8 y 17 lo cual ayudará a mejorar la conectividad de una ruta muy transitada por la industria.
Energía Joven y Acceso a la Energía
En alianza con el Ministerio de Educación de la provincia, TotalEnergies continuará el programa Energía Joven, a través del cual se brindan en escuelas secundarias de la provincia charlas formativas y didácticas sobre los distintos tipos de energías y la matriz energética.
También se reafirmó la continuidad del programa de Acceso a la Energía, iniciado en 2024, en respuesta a una necesidad concreta en zonas rurales sin conexión a la red eléctrica y vecinas a las operaciones de la compañía. La iniciativa, que ya otorgó energía limpia a familias en el área de influencia de Aguada Pichana Este y San Roque, en Añelo, es implementada en colaboración con TotalEnergies Renovables Argentina y la empresa especializada ALP Group.
El objetivo es brindar acceso a energía renovable a través de la instalación de paneles solares y todo el sistema eléctrico de acuerdo con las necesidades individuales relevadas.
TotalEnergies también participa desde hace dos años en el programa de Becas Gregorio Álvarez, una iniciativa del Gobierno de Neuquén que apunta a fortalecer la permanencia, el egreso y la reinserción educativa de jóvenes neuquinos de entre 4 y 35 años, tanto en los niveles obligatorios como en la formación técnica, profesional y laboral.
En total hubo 708 propuestas de precios, con ofertas económicas ofertadas que fluctúan entre USD 38 y USD 120 por MWh, a un precio promedio por oferente entre USD 60,9 a USD 81,2 por MWh, repartidos de la siguiente manera:
BTG Pactual: 72 propuestas – USD 63,88 MWh de valor medio
Colbún: 120 ofertas económicas – USD 85,13 MWh
Cabe aclarar que la cantidad de ofertas económicas se debe a la segmentación de cuatro bloques zonales, que a su vez cada uno de ellos se subdivide en tres bloques horarios: el Bloque A cubre de 00:00 a 07:59 horas y de 23:00 a 23:59; el Bloque B, de 08:00 a 17:59; y el Bloque C, de 18:00 a 22:59.
La particularidad es que la diferencia de precio de oferta entre regiones y bloques horarios fue relativamente pequeña. En las horas sin energía solar, el 70% de las ofertas superaron los US$71/MWh y el 92%, los US$61/MWh. En el bloque solar, el 66% de las ofertas superaron los US$68/MWh y el 90%, los US$58/MWh, a pesar del claro exceso de oferta de capacidad solar fotovoltaica en ese horario, según datos del sector.
Adicionalmente, el precio de reserva – o valor máximo – fijado por la Comisión Nacional de Energía (CNE), se situó entre USD 80 – 95 por MWh, según el bloque de suministro y la respectiva segmentación zonal y horaria. Por lo que algunas de las todas las ofertas económicas exceden el precio de reserva o valor máximo fijado por la Comisión Nacional de Energía (CNE).
Esto significa que los precios se mantuvieron en un rango más amplio con respecto a lo visto en la licitación de suministro 2023/01, ya que el precio promedio ponderado de la oferta se situó en US$72/MWh, frente a los US$62,2/MWh observados en la subasta de 2023 (adjudicada en 2024).
Aunque desde el sector eléctrico chileno ya vaticinaron que la vigente convocatoria estaría marcada por condiciones actuales que reducen el espacio para maniobras arriesgadas, incluyendo excedentes energéticos y un entorno regulatorio aún incierto.
Pero a la vez, este llamado licitatorio resultará una señal concreta para medir el interés del mercado y tener parámetros sobre proyectos y precios, en este caso, para el suministro eléctrico a corto plazo en el país..
Y si bien la principal proyección apunta a favor de Enel por la cantidad y competitividad de sus ofertas, la/s empresa/s ganadora/s recién se revelarán a lo largo de la corriente semana, ya que el proceso continuará este mismo martes 9 de diciembre con la comunicación formal de adjudicación en primera o segunda etapa, aunque el acto público está previsto para el jueves 11/12.
Pero en caso de necesitar una segunda etapa de subasta para lograr la adjudicación del total del suministro licitado, se realizará ese mismo día 11 de diciembre y la adjudicación será el 12/12, conforme al cronograma establecido en las bases de licitación.
A continuación, el detalle de las 708 ofertas económicas:
— Marco, para comenzar…¿qué está presentando hoy Solís?
— Hoy, aquí en Santiago de Chile, estamos presentando las nuevas soluciones All-in-One, con nuestros nuevos inversores híbridos, en una solución que es el Prime Power, que va a ser de 50 kW de potencia del inversor en un gabinete con hasta 109 kWh de storage, que se pueden poner en paralelo hasta 10, y cada uno con hasta seis cadenas de baterías.
– ¿Y la otra tecnología que podemos ver?
Es el hermano mayor, que es el Evercore, que va a tener el inversor de 125 kW híbrido, actualmente el más grande del mundo en el mercado, con hasta 261 kWh de storage, otra vez por 10 en paralelo. Entonces estamos hablando de más de 15 MWh potencialmente.
— ¿Por qué se embarcaron en esta línea de innovación?
— En Solis somos pioneros de los inversores híbridos. Tenemos más de 1.000 ingenieros en investigación y desarrollo. Nuestro fundador y actual CEO es uno de los mayores expertos en inversores a nivel mundial. El mercado está cambiando: el on grid ya queda obsoleto. Las condiciones económicas, tarifas y consumos demandan soluciones con baterías. Por eso lanzamos esta nueva línea Solarator, que integra inversores solares con generadores auxiliares.
— Se te nota muy entusiasmado..
— Siempre fui una persona que cuando se pone un objetivo se pone la camiseta. Como ingeniero y ex EPCista, usé equipos Solis sin imaginar que algún día trabajaría con ellos. Hoy, desde lo comercial, mi formación me permite ver el potencial. Pero también creo que todos tenemos un deber en reducir nuestra huella de carbono. Poder aportar, aunque sea una gota, es algo que me impulsa.
— Tenés un discurso con mucha influencia del deporte. ¿Qué lugar ocupa en tu vida?
— Desde los seis años jugué voleibol profesional durante más de 25 años. Para mí es el deporte más desafiante mental y colectivamente. En volleyball sos un “All-in-One” con tu equipo.
-¿En qué sentido?
Todo depende del otro. No hay contacto físico, así que no hay desahogo. La única forma de “venganza” es técnica. Hay que esperar la próxima bola y superarlo con inteligencia. He visto físicos impresionantes perderse en partidos por falta de concentración o capacidad mental.
— ¿Qué quedó del Ricci jugador al líder de ventas de hoy?
— La determinación de ganar. Pero sobre todo, sacar lo mejor de cada uno. En volleyball no podés ganar solo. Si no hay equipo, no hay victoria. He visto equipos en papel más débiles que ganan por espíritu. Esa empatía, ese ir más allá del obstáculo, es lo que intento replicar.
— ¿Y esa empatía cómo se lleva a los clientes?
— En México somos líderes hace años, aunque no es un mercado de mi responsabilidad directa. Pero en el resto de Latinoamérica, empezamos en 2021 con un evento en Colombia, donde nadie conocía la marca. De ahí fue sembrar: alianzas, exposiciones, visitas, construcción de marca.
-¿Valió la pena?
Hoy somos top 3 en Colombia, número uno en DG en Chile, y estamos muy fuertes en muchos países de la región. Fue un camino intenso, desafiante y de mucho orgullo.
— ¿Cuántos viajes hacés al año?
— Los últimos tres años hice más de 80 vuelos por año. Este año, por primera vez, pasé más de dos semanas seguidas en casa. Antes, volvía y a los pocos días salía de nuevo.
-Más comprometido de lo que decías…
Era necesario para posicionar la marca, conocer los mercados y hacer presencia.
-¿Y ahora? ¿Qué partido se abre con el almacenamiento?
Cubrimos desde lo residencial, que ya dominamos, hasta comercio e industria: centros comerciales, hospitales, hoteles, donde garantizamos continuidad energética. Nuestros equipos tienen menos de 10 milisegundos de tiempo de respuesta para integrar baterías y generadores, incluso un sistema solar antiguo puede actuar como generador auxiliar.
— ¿Qué particularidad tiene la potencia de lo que hoy están lanzando?
— El 125 kW, y toda su gama, puede recibir el doble de potencia fotovoltaica. Es decir, al de 125 le podés instalar 250 kW de paneles. La mitad carga batería, la otra se usa para las cargas. Eso es clave. Además, la inteligencia que tiene para hacer peak shaving o load shifting, aprovechando la tarifa más barata de la red y usando batería o generador cuando es más caro.
— Dices que es realmente el más potente del mercado…¿Por qué?
— Porque desarrollamos tecnología. Solis es el tercer mayor fabricante mundial en gigavatios exportados. Tenemos la fábrica más grande del mundo, con más de 80 GW de capacidad anual. En nuestros 20 años de historia, exportamos poco más de 130 GW, y hoy podemos fabricar eso en solo un año. Eso refleja la escala que alcanzamos.
— ¿Cómo cambia su perfil de clientes esta nueva solución?
— Se abre una gran oportunidad para sectores antes inalcanzables. El EPC o desarrollador ahora tiene una herramienta que antes no existía. Yo, como ex EPCista, cuando vi el producto se me iluminó el camino. Antes, la única solución para grandes consumidores era on grid. En casos ideales, como un banco que opera de 8 a 17, coincidía con la curva de generación. Pero en industrias con consumos variables, o países como Costa Rica donde cobran picos por los máximos 15 minutos del mes, esta solución cambia todo. Mejora la calidad del suministro y da continuidad, clave en sectores críticos como hospitales o fábricas como la del vidrio, donde un corte de segundos puede arruinar todo el lote deproducción.
— ¿Ya lo están presentando con clientes?
— Sí. Chile es uno de los países pioneros en la región. Ya tenemos equipos instalados y vienen más. Gracias a nuestros distribuidores, hay mucho interés. Es una solución innovadora que abre un nuevo espectro de mercado para nosotros y nuestros clientes.
En el marco de Genera 2025, SolaX Power llegó con una propuesta clara: avanzar en almacenamiento y cargadores rápidos en un mercado que todavía busca su punto de equilibrio. En conversación con Energía Estratégica, Rodrigo Ruiz Campo, Country Manager para España y Portugal de la firma china, compartió su visión sobre lo que viene para Iberia.
—Rodrigo, está finalizando el año… ¿cómo evalúa el 2025 para SolaX en los mercados de España y Portugal?
Ha sido un año bueno. No hablamos de un crecimiento exponencial respecto al 2024, pero sí logramos algo clave: entramos con fuerza en segmentos que antes no trabajábamos, como industrial y utility. En cambio, el residencial se estancó un poco para nosotros, sólo hemos crecido en el número de baterías.
—¿Esa diversificación también cambió el reparto de negocio en la región?
Sin duda. Hasta hace poco, el 90% de nuestras ventas eran residenciales y solo un 10% correspondía al comercial-industrial. Hoy estamos en un 75%-25%, y esperamos que en dos años sea justo al revés. En otros mercados, como Países Bajos o Reino Unido, ese cambio ya ocurrió. En España estamos caminando hacia eso, con proyectos grandes ya en marcha.
—El almacenamiento fue uno de los grandes protagonistas de la feria. ¿Cómo ve actualmente ese mercado? La promesa del almacenamiento no es nueva. La tecnología lleva tiempo desarrollada. Lo que faltaba era rentabilidad. Eso es lo que empieza a aparecer este año. En algunos mercados, como Chile o Países Bajos, ya es viable. En España aún depende demasiado de la aplicación concreta.
—¿Cuál considera que es el principal obstáculo para su despegue en el país?
El problema no es técnico. Es que los costes de la energía siguen bajos, la regulación no acompaña, y la incertidumbre política tampoco ayuda. Y aunque muchos pensaban que 2024 sería el año del almacenamiento… no lo fue. 2025 tampoco. Pero 2026 no va a tener más remedio que serlo.
—¿No hay más remedio? Suena rotundo… Claro. Porque hay plantas que ya no son rentables y que necesitan ser hibridadas sí o sí. Y acá los subsidios no son el motor, sino un freno. Todos esos proyectos que saben que no pueden entrar en el subsidio van a ser los que empujen que la tecnología se empiece a implementar. No se trata de ayudas. De hecho, el subsidio muchas veces retrasa la toma de decisión. Lo que necesitamos es que el mercado se active por sí mismo, porque las plantas necesitan ser hibridadas sí o sí. Eso debería haber pasado el año pasado.
—¿Qué volumen de almacenamiento debería desplegar España hoy?
Si tomamos como referencia los planes del Gobierno, como el PNIEC, deberían instalarse entre 1 y 2 GW por año. Pero para eso necesitás seguridad jurídica, política y financiera, y eso hoy nadie lo encuentra. Las incertidumbres políticas, los conflictos bélicos y ciertos presidentes que manipulan el status quo no ayudan a dar esa tranquilidad para hacer una gran inversión.
—¿Entonces el país no va a cumplir esos objetivos?
No. Vamos por booms. En vez de hacer 1 o 2 GW por año, habrá un año con 5 de golpe
-¿Cuándo será ese boom?
Yo creo que en 2027. Pero 2026 será el primer año en que el volumen sea realmente significativo.
—En ese contexto, ¿cómo está impactando la competencia en precios dentro del mercado de almacenamiento?
Siempre hay un riesgo cuando la regulación es incierta. Algunos jugadores van a pérdida para penetrar en el mercado. Nosotros no vamos por ese camino. Apostamos por estabilidad y servicio. Dependemos demasiado del litio para ciertas aplicaciones. Desde junio hasta ahora, el coste del litio en bruto subió un 9%, y ese coste se traslada a las celdas. Muchos lo absorben para mantener rentabilidad, pero eso pone en riesgo la calidad. Nosotros no vamos a bajar calidad para competir en precios.
—En términos operativos, ¿cuánto tarda en cerrarse un proyecto de storage? Depende del cliente. En comercial-industrial, hemos tenido proyectos que tardaron 18 meses. Otros, que ya venían analizando desde el blackout, se cerraron en 6. Menos de 4 meses es muy difícil. En utility, el mínimo son dos años, desde que se evalúa la tecnología hasta que se pone en marcha.
—Además del storage, también están apostando por los cargadores rápidos. ¿Cómo se integra eso en su portafolio?
Es parte de nuestra solución integral. Empezamos a trabajar con cargadores rápidos desde marzo. A nivel de nuestras cabinas de almacenamiento industrial, vimos que es una forma eficiente y barata de gestionar picos de demanda y repotenciar nodos de la red, sobre todo en países que están electrificando el transporte. Funcionan junto con nuestras cabinas de almacenamiento industrial. La lógica es simple: cargamos de noche y entregamos con más potencia durante el día, sin subir la contratación. Así, el coche se carga más rápido sin reforzar la red.
—¿Y con qué tipo de clientes trabajan esa solución? Con dos perfiles: integradores, a quienes les damos el paquete completo (almacenamiento, fotovoltaica, cargador); y también con operadores de puntos de carga (CPOs). Pero los CPOs, en general, buscan una solución ya integrada, lista para instalar. Por eso nuestra estrategia es ir con el integrador.
—¿Qué objetivo se proponen en Iberia para 2026? Tenemos proyectos que ya están bastante calientes. Si todo va bien, podríamos entregar hasta 150 MWh de almacenamiento el año que viene. Pero un escenario más realista sería 50 MWh. No por capacidad—producimos 150 MWh al mes—sino porque los plazos de maduración en Iberia son más lentos.
—Más allá del negocio, ¿qué metas personales se propone en este ciclo dentro de Solax?
Estoy contento de estar en SolaX. Llevo más de 20 años en el sector de las renovables, y este año y medio en la compañía fue donde más a gusto me sentí. No solo por la calidad del producto, sino por el equipo humano y la libertad que tengo para llevar nuestros mensajes al mercado.
—¿Qué mensaje desea dejar al sector desde su posición en la empresa?
Desarrollamos los “poderes de SolaX”: calidad, flexibilidad, rentabilidad, robustez y fiabilidad. Y todo eso lo ponemos al servicio de nuestros clientes para ayudarlos a vencer los problemas que enfrentan hoy: enemigos como Lady Contamina, Don Apagón o Señora Factura. Esa es nuestra misión, y la de Super SolaX.
SolaX Power aterriza con fuerza en los grandes segmentos de almacenamiento, adaptando su oferta a una nueva etapa del mercado ibérico. Mientras los subsidios generan incertidumbre, la estrategia pasa por anticiparse a una explosión inevitable del almacenamiento, que según la empresa, se concretará entre 2026 y 2027.
Temática
Declaración destacada (textual)
Almacenamiento y subsidios
“Todos esos proyectos que saben que no pueden entrar en el subsidio van a ser los que empujen que la tecnología se empiece a implementar.”
Boom del mercado
“2026 no va a tener más remedio que ser el año del almacenamiento.”
Barreras a la inversión
“Las incertidumbres políticas, los conflictos bélicos y ciertos presidentes que manipulan el status quo no ayudan a dar esa tranquilidad.”
Estrategia comercial
“Apostamos por estabilidad y servicio. No vamos a bajar calidad para competir en precios.”
Carga rápida y red eléctrica
“Durante la noche cargamos nuestras baterías, y durante el día entregamos más potencia sin subir la contratación.”
Proyección para Iberia 2026
“Un año muy bueno sería 150 megavatios hora de almacenamiento; uno normal, unos 50.”
Visión personal en Solax
“Es la empresa en la que más a gusto me he sentido.”
Apenas cuatro áreas de Vaca Muerta concentran el 58% de la producción no convencional de petróleo del país. El ranking lo sigue encabezando Loma Campana, el campo operado por YPF en sociedad con Chevron, con una producción que acumuló unos 86.400 barriles diarios entre enero y octubre de este año, el 18% del shale total del país, según el último informe de la consultora Economía & Energía.
Loma Campana lidera la producción de shale oil.
El segundo lugar lo ocupa La Amarga Chica con 69.600 barriles diarios, el 14% de la producción total de shale oil. Esta área también es operada por YPF, pero la concesión se reparte en partes iguales entre YPF y Vista Energy, que en abril de este año le compró su 50% a Petronas.
El podio lo completa el área Bajada del Palo con 63.900 barriles diarios, el 13% de la producción total. Vista Energy obtuvo esa área en diciembre de 2018, pero la particularidad es que la subdividió en dos –Bajada del Palo Este y Bajada del Palo Oeste—para permitir un desarrollo más eficiente, más ordenado y con compromisos de inversión diferenciados.
En el cuarto lugar aparece Bandurria Sur con 60.800 barriles diarios entre enero y octubre de 2025, el 13%. Bandurria Sur es operada por YPF, empresa que tiene además el 40% de la concesión. La participación accionaria se completa con un 30% de la noruega Equinor y otro 30% de Shell. Equinor contrató este año al Bank of America, uno de los principales bancos de inversión del planeta, para desprenderse de los activos que posee en Vaca Muerta, pero por ahora continúa.
Esas cuatro áreas tienen cada una más del 10% de la producción total de crudo no convencional y en total suman el 58% del shale oil producido en el país.
El top ten de las áreas más productivas lo completan La Calera (5%), La Angostura Sur I (4%), Aguada del Chañar (3%), Lindero Atravesado (3%), El Trapial Este (3%) y Cruz de Lorena (3%).
Fuente: Economía & Energía.
Shale Gas
En el caso del shale gas, cuatro áreas concentran el 57% del total producido. Fortín de Piedra, el campo estrella de Tecpetrol, suma 16,4 MMm3/d, el 21% del total.
En segundo lugar, aparece La Calera con 10,1 MMm3/d, un 13% del total. El campo es operado por Pluspetrol y tiene como socio a YPF.
En tercer lugar, figura Aguada Pichana Este con 9,5 MMm3/d, un 12% del total. El área es operada por TotalEnergies y tiene como socios a YPF, PAE y Harbour Energy, que se quedó con los activos de Wintershall Dea.
La cuarta ubicación es para Aguada Pichana Oeste con 8,0 MMm3/d, el 10% del total. Esta área es operada por PAE y tiene como socios a TotalEnergies e YPF.
Esas cuatro áreas tienen cada una más del 10% de la producción total de crudo no convencional y en total suman el 57% del shale gas producido en el país.
El top ten de las áreas más productivas de shale gas lo completan Sierra Chata (7%), Aguada de la Arena (6%), Rincon del Mangrullo (6%), El Mangrullo (5%), Loma Campana (4%) y Bandurria Sur (2%).
El director general de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en la Argentina, Sergio Mengoni, y el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, anunciaron la ampliación y continuidad de una agenda de gestión social, para la cual la petrolera ratificó su rol como socio estratégico de la provincia.
La iniciativa busca abordar ejes prioritarios para el desarrollo provincial como la seguridad vial, la educación, el desarrollo local y el acceso a la energía. El anuncio es parte de la firma del Convenio de Colaboración para “Aguada San Roque Activa 2025”.
El gobernador Figueroa (Izq) y Mengoni (Der) de Total Austral.
El acto estuvo a cargo del gobernador Figueroa, Mengoni, y Andrea Jaquelina Campo, presidenta de la Comisión de Fomento de Aguada San Roque, localidad donde se centran estos esfuerzos. La continuidad del programa por segundo año consecutivo subraya el trabajo de la compañía con las comunidades de la región.
En esta segunda edición, “Aguada San Roque Activa 2025” desplegará 17 talleres comunitarios centrados en temáticas vitales para el fortalecimiento de la cohesión social, incluyendo la prevención de violencias, la inclusión digital, la sostenibilidad ambiental y la educación financiera.
Desarrollo económico, social y cultural
Al respecto, Mengoni destacó la visión de largo plazo de la empresa: “TotalEnergies está presente en Neuquén desde hace más de 30 años y siempre buscó ser un socio activo de la provincia, promoviendo el desarrollo económico, social y cultural, y generando un impacto positivo para todas las comunidades y actores con los que trabajamos”.
Más allá del ámbito comunitario de Aguada San Roque, la alianza con el Gobierno provincial se extiende a programas de alto impacto. En materia de seguridad vial, la empresa sostiene el Programa VIA desde 2021, que trabaja en la concientización y educación de estudiantes secundarios, inició un nuevo proyecto junto a municipios del corredor Vaca Muerta para diagnosticar problemáticas de tránsito y diseñar respuestas locales.
Otro pilar es la contribución a la mejora de la infraestructura, para la cual la petrolera participa, junto a otras operadoras, en la financiación para la pavimentación de 51 kilómetros del bypass de Añelo, una obra que conectará las Rutas Provinciales 8 y 17, optimizando la conectividad en una de las zonas industriales más transitadas del país.
Educación y Energía
En el eje de la Educación y la Energía, la compañía ratificó la continuidad de dos programas clave en asociación con el Ministerio de Educación. Por un lado, Energía Joven, que brinda charlas formativas sobre la matriz energética en escuelas secundarias.
Por otro lado, el programa de Acceso a la Energía sigue llevando energía limpia a través de la instalación de paneles solares a familias en zonas rurales sin conexión a la red eléctrica, un esfuerzo que se realiza en colaboración con TotalEnergies Renovables la Argentina.
Finalmente, la compañía mantiene su apoyo al desarrollo de las juventudes neuquinas a través de la participación en el programa de Becas Gregorio Álvarez del Gobierno del Neuquén. Esta iniciativa tiene el objetivo de fortalecer la permanencia, el egreso y la reinserción educativa de jóvenes de la provincia en todos los niveles de formación.
Un estudio global de líderes empresariales posiciona a Argentina en el mapa de fusiones y adquisiciones de alto valor, destacando el rol del nuevo marco de grandes proyectos para desatar el potencial energético y de materiales críticos.
América Latina se ha consolidado como el epicentro de la actividad de fusiones y adquisiciones (M&A) a nivel mundial. Un reciente polling entre altos ejecutivos de finanzas y estrategia reveló que una contundente mayoría (62%) considera que el panorama de oportunidades en la región está en su punto histórico más alto, con planes concretos para aumentar la actividad de capital durante el próximo año.
Este interés global se centra en mercados que ofrecen no solo crecimiento inmediato, sino también resiliencia estratégica.
La Nueva Geografía de Capital
Dentro de este fenómeno regional, Argentina emerge como un destino de alto interés. El país se destaca en los rankings de la región, atrayendo la mirada inversora gracias a la combinación de valoraciones competitivas de activos, un pool de talento especializado y, fundamentalmente, una reorientación política que busca normalizar la macroeconomía y fomentar la desregulación sectorial.
El rally de capital se enfoca directamente en dos pilares estratégicos para la demanda global:
Hidrocarburos (Vaca Muerta): La necesidad de asegurar el abastecimiento de gas y petróleo para la matriz energética global mantiene la cuenca neuquina como un activo de primer nivel.
Materiales Críticos (Litio): La minería de litio se subraya como esencial para la transición hacia fuentes más limpias y la revolución tecnológica, garantizando una alta demanda internacional.
El Anclaje de la Estabilidad Jurídica
Especialistas consultados coinciden en que la confianza inversora a largo plazo está directamente ligada a la solidez del andamiaje legal. La reciente implementación de un Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) se presenta como el instrumento clave que brinda la estabilidad jurídica y la protección que los proyectos de miles de millones de dólares requieren.
Como prueba de esta atracción, el esquema ha catalizado la presentación de al menos 20 proyectos de inversión, que en conjunto representan un capital estimado de U$S 34.400 millones. Estos compromisos se distribuyen principalmente entre los sectores de energía, minería e infraestructura asociada.
Si bien la región no está exenta de riesgos —siendo la incertidumbre fiscal y regulatoria un factor de cautela entre los ejecutivos—, la tendencia es clara: los inversores están activamente rediseñando sus estructuras de transacción, utilizando mecanismos complejos para mitigar el riesgo político-económico y asegurar su participación en estos mercados estratégicos.
Un estudio global de líderes empresariales posiciona a Argentina en el mapa de fusiones y adquisiciones de alto valor, destacando el rol del nuevo marco de grandes proyectos para desatar el potencial energético y de materiales críticos.
América Latina se ha consolidado como el epicentro de la actividad de fusiones y adquisiciones (M&A) a nivel mundial. Un reciente polling entre altos ejecutivos de finanzas y estrategia reveló que una contundente mayoría (62%) considera que el panorama de oportunidades en la región está en su punto histórico más alto, con planes concretos para aumentar la actividad de capital durante el próximo año.
Este interés global se centra en mercados que ofrecen no solo crecimiento inmediato, sino también resiliencia estratégica.
La Nueva Geografía de Capital
Dentro de este fenómeno regional, Argentina emerge como un destino de alto interés. El país se destaca en los rankings de la región, atrayendo la mirada inversora gracias a la combinación de valoraciones competitivas de activos, un pool de talento especializado y, fundamentalmente, una reorientación política que busca normalizar la macroeconomía y fomentar la desregulación sectorial.
El rally de capital se enfoca directamente en dos pilares estratégicos para la demanda global:
Hidrocarburos (Vaca Muerta): La necesidad de asegurar el abastecimiento de gas y petróleo para la matriz energética global mantiene la cuenca neuquina como un activo de primer nivel.
Materiales Críticos (Litio): La minería de litio se subraya como esencial para la transición hacia fuentes más limpias y la revolución tecnológica, garantizando una alta demanda internacional.
El Anclaje de la Estabilidad Jurídica
Especialistas consultados coinciden en que la confianza inversora a largo plazo está directamente ligada a la solidez del andamiaje legal. La reciente implementación de un Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) se presenta como el instrumento clave que brinda la estabilidad jurídica y la protección que los proyectos de miles de millones de dólares requieren.
Como prueba de esta atracción, el esquema ha catalizado la presentación de al menos 20 proyectos de inversión, que en conjunto representan un capital estimado de U$S 34.400 millones. Estos compromisos se distribuyen principalmente entre los sectores de energía, minería e infraestructura asociada.
Si bien la región no está exenta de riesgos —siendo la incertidumbre fiscal y regulatoria un factor de cautela entre los ejecutivos—, la tendencia es clara: los inversores están activamente rediseñando sus estructuras de transacción, utilizando mecanismos complejos para mitigar el riesgo político-económico y asegurar su participación en estos mercados estratégicos.
La reactivación del Oleoducto Trasandino (Otasa) es clave para el suministro energético regional y la salida del shale oil hacia el Pacífico.
Una de las principales empresas de energía de Chile ha asegurado el suministro de petróleo no convencional de la formación argentina de Vaca Muerta mediante la firma de una serie de contratos de largo plazo con destacadas productoras.
Estos acuerdos, que incluyen a las mayores operadoras del sector, tienen una vigencia extendida hasta el año 2033 y están valorados en una cifra proyectada cercana a los US$12.000 millones.
Un Hito Comercial y Logístico
Este compromiso representa la operación comercial más importante en la historia de la compañía energética chilena. La provisión de crudo, que se realizará a través del Oleoducto Trasandino (Otasa), garantizará aproximadamente el 35% de la demanda anual de petróleo del país vecino, fortaleciendo significativamente su seguridad energética.
Adicionalmente, la capacidad logística que habilita Otasa es estratégica, ya que permite la exportación del petróleo de Vaca Muerta a terceros mercados del Océano Pacífico. Esto posiciona a la Terminal Marítima de San Vicente, en Talcahuano, como un nuevo hub vital para el comercio de shale oil en la región.
La Revitalización del Oleoducto Trasandino
El oleoducto, una cañería de 16 pulgadas y 425 kilómetros que cruza la Cordillera de los Andes, fue originalmente inaugurado en 1994. Tras permanecer inhabilitado por más de 16 años, reanudó sus operaciones en 2023 luego de un intenso proceso de rehabilitación. Su capacidad técnica de transporte alcanza los 110.000 barriles diarios.
La materialización de estos contratos es el resultado de más de dos años de negociaciones y pruebas operacionales, cuyos beneficios estratégicos son múltiples:
Estabilidad de Suministro: Se minimiza la dependencia del transporte marítimo, que es sensible a factores externos como el clima y la congestión portuaria.
Reducción de Costos y Tiempos: La transferencia por ducto optimiza los tiempos de traslado y disminuye los costos logísticos y financieros asociados.
Ventajas Ambientales: El crudo provisto presenta un menor contenido de azufre, ofreciendo beneficios ambientales en su refinación.
El acuerdo, según el gerente general de la empresa, contribuye a mejorar su competitividad y asegura la producción de combustibles esenciales para las industrias y el transporte, alineándose con la visión estratégica de la compañía a largo plazo. La flexibilidad logística se mantiene con las capacidades de importación marítima como respaldo ante cualquier eventualidad.
La reactivación del Oleoducto Trasandino (Otasa) es clave para el suministro energético regional y la salida del shale oil hacia el Pacífico.
Una de las principales empresas de energía de Chile ha asegurado el suministro de petróleo no convencional de la formación argentina de Vaca Muerta mediante la firma de una serie de contratos de largo plazo con destacadas productoras.
Estos acuerdos, que incluyen a las mayores operadoras del sector, tienen una vigencia extendida hasta el año 2033 y están valorados en una cifra proyectada cercana a los US$12.000 millones.
Un Hito Comercial y Logístico
Este compromiso representa la operación comercial más importante en la historia de la compañía energética chilena. La provisión de crudo, que se realizará a través del Oleoducto Trasandino (Otasa), garantizará aproximadamente el 35% de la demanda anual de petróleo del país vecino, fortaleciendo significativamente su seguridad energética.
Adicionalmente, la capacidad logística que habilita Otasa es estratégica, ya que permite la exportación del petróleo de Vaca Muerta a terceros mercados del Océano Pacífico. Esto posiciona a la Terminal Marítima de San Vicente, en Talcahuano, como un nuevo hub vital para el comercio de shale oil en la región.
La Revitalización del Oleoducto Trasandino
El oleoducto, una cañería de 16 pulgadas y 425 kilómetros que cruza la Cordillera de los Andes, fue originalmente inaugurado en 1994. Tras permanecer inhabilitado por más de 16 años, reanudó sus operaciones en 2023 luego de un intenso proceso de rehabilitación. Su capacidad técnica de transporte alcanza los 110.000 barriles diarios.
La materialización de estos contratos es el resultado de más de dos años de negociaciones y pruebas operacionales, cuyos beneficios estratégicos son múltiples:
Estabilidad de Suministro: Se minimiza la dependencia del transporte marítimo, que es sensible a factores externos como el clima y la congestión portuaria.
Reducción de Costos y Tiempos: La transferencia por ducto optimiza los tiempos de traslado y disminuye los costos logísticos y financieros asociados.
Ventajas Ambientales: El crudo provisto presenta un menor contenido de azufre, ofreciendo beneficios ambientales en su refinación.
El acuerdo, según el gerente general de la empresa, contribuye a mejorar su competitividad y asegura la producción de combustibles esenciales para las industrias y el transporte, alineándose con la visión estratégica de la compañía a largo plazo. La flexibilidad logística se mantiene con las capacidades de importación marítima como respaldo ante cualquier eventualidad.
El Gobierno nacional impulsa una reforma de la Ley de Glaciares para permitir la inclusión de grandes emprendimientos mineros de cobre en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), generando un profundo análisis sobre el equilibrio entre desarrollo económico y protección ambiental.
La Argentina se encuentra ante un momento crucial para su sector minero. El gobierno nacional ha puesto en agenda la modificación de la Ley 26.639, conocida como Ley de Glaciares, con el objetivo de facilitar la entrada de proyectos estratégicos de cobre al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Esta iniciativa, que se debatirá en sesiones extraordinarias del Congreso, busca aprovechar una ventana temporal de beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios considerados únicos en las últimas tres décadas.
Argentina, ¿la última gran reserva de cobre del mundo? – Dinamicarg
Desde su sanción en 2010, la Ley de Glaciares ha sido objeto de constantes cuestionamientos por parte de provincias y empresas. La principal crítica se centra en la amplitud de la definición de “ambiente periglaciar”, que, según argumentan, ha paralizado proyectos en zonas sin afectación real de reservas hídricas cruciales.
La urgencia para revisar estos criterios se potencia ante el calendario del RIGI, diseñado para atraer capitales de gran envergadura en sectores como la energía, minería e infraestructura.
Proyectos determinantes y el potencial del cobre
La mayor expectativa recae en los vastos yacimientos cupríferos ubicados en provincias como San Juan, Catamarca y Salta. Proyectos de la magnitud de Vicuña, El Pachón, Los Azules, MARA–Agua Rica y Taca Taca representan una inversión potencial superior a los USD 21.000 millones.
Estos emprendimientos son considerados fundamentales para posicionar a la Argentina como un actor relevante en el mercado global del cobre, un mineral indispensable para la transición energética y la electromovilidad. Las proyecciones oficiales estiman que el país podría alcanzar USD 25.000 millones en exportaciones mineras hacia el año 2033, con el cobre como motor principal.
Por qué Argentina no exportó ni un gramo de cobre en 2024
Para el sector privado, la ecuación es clara: la materialización de estas inversiones está directamente condicionada a la flexibilización de la Ley de Glaciares. La incertidumbre jurídica actual y la ambigüedad en la delimitación de las áreas protegidas representan un impedimento significativo para los desembolsos de capital necesarios.
El Gobierno nacional impulsa una reforma de la Ley de Glaciares para permitir la inclusión de grandes emprendimientos mineros de cobre en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), generando un profundo análisis sobre el equilibrio entre desarrollo económico y protección ambiental.
La Argentina se encuentra ante un momento crucial para su sector minero. El gobierno nacional ha puesto en agenda la modificación de la Ley 26.639, conocida como Ley de Glaciares, con el objetivo de facilitar la entrada de proyectos estratégicos de cobre al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Esta iniciativa, que se debatirá en sesiones extraordinarias del Congreso, busca aprovechar una ventana temporal de beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios considerados únicos en las últimas tres décadas.
Argentina, ¿la última gran reserva de cobre del mundo? – Dinamicarg
Desde su sanción en 2010, la Ley de Glaciares ha sido objeto de constantes cuestionamientos por parte de provincias y empresas. La principal crítica se centra en la amplitud de la definición de “ambiente periglaciar”, que, según argumentan, ha paralizado proyectos en zonas sin afectación real de reservas hídricas cruciales.
La urgencia para revisar estos criterios se potencia ante el calendario del RIGI, diseñado para atraer capitales de gran envergadura en sectores como la energía, minería e infraestructura.
Proyectos determinantes y el potencial del cobre
La mayor expectativa recae en los vastos yacimientos cupríferos ubicados en provincias como San Juan, Catamarca y Salta. Proyectos de la magnitud de Vicuña, El Pachón, Los Azules, MARA–Agua Rica y Taca Taca representan una inversión potencial superior a los USD 21.000 millones.
Estos emprendimientos son considerados fundamentales para posicionar a la Argentina como un actor relevante en el mercado global del cobre, un mineral indispensable para la transición energética y la electromovilidad. Las proyecciones oficiales estiman que el país podría alcanzar USD 25.000 millones en exportaciones mineras hacia el año 2033, con el cobre como motor principal.
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Para el sector privado, la ecuación es clara: la materialización de estas inversiones está directamente condicionada a la flexibilización de la Ley de Glaciares. La incertidumbre jurídica actual y la ambigüedad en la delimitación de las áreas protegidas representan un impedimento significativo para los desembolsos de capital necesarios.
La cuenca neuquina avanza hacia un nuevo ciclo de desarrollo, marcado por proyectos de exportación, infraestructura estratégica y marcos regulatorios estables. Expertos y ejecutivos advierten que la sostenibilidad del crecimiento dependerá del financiamiento, la tecnología y la coordinación logística.
Vaca Muerta atraviesa un período de expansión que exige inversiones masivas en transporte, capacidad de evacuación de producción y reglas de juego claras y predecibles. El Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) se perfila como un instrumento central para estimular proyectos de gran escala, mientras que obras clave, como el Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), permitirán transportar crudo desde el corazón de la cuenca neuquina hasta un nuevo puerto de exportación en Río Negro.
En el sector gasífero, Southern Energy (SESA), consorcio conformado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, lidera el desarrollo de proyectos de exportación de gas natural licuado (GNL).
El primer buque de licuefacción, Hilli Episeyo, operará en 2027, seguido del MK II en 2028, con un contrato de ocho años firmado con la empresa alemana SEFE. Paralelamente, Camuzzi anunció su propio proyecto de exportación de GNL, “LNG del Plata”, que implicará una inversión de USD 3.900 millones y reforzará el abastecimiento interno y las exportaciones.
Desafíos técnicos y estratégicos
Miguel Galuccio, CEO de Vista Energy, destacó que la cuenca aún opera por debajo de su potencial. “Hoy contamos con 40 equipos de perforación frente a los 450 de Estados Unidos. Tenemos un recurso competitivo, pero necesitamos cambiar el juego: ser más disruptivos en la tecnología y la cadena de suministro”, sostuvo. Además, advirtió sobre la necesidad de que las compañías internacionales se sientan cómodas con las reglas de superficie, que incluyen impuestos, regalías y marcos regulatorios.
Desde Techint, Javier Martínez Álvarez remarcó que el contexto global prioriza la energía accesible y segura, devolviendo centralidad al petróleo y al gas como pilares estratégicos. Señaló que Argentina tiene la oportunidad de generar valor agregado industrial, siguiendo ejemplos internacionales de desarrollo estratégico.
Infraestructura crítica y transporte de crudo
El VMOS, con 437 kilómetros de extensión y un diámetro de 30 pulgadas, se completó con récords de productividad y permitirá exportar crudo sin cuellos de botella. Oscar Sardi, CEO de TGS, destacó que el Gasoducto Perito Moreno se ampliará para transportar más gas, generando beneficios fiscales y para la balanza comercial. Ricardo Hosel, CEO de Oldelval, subrayó la necesidad de un operador único para optimizar el transporte de petróleo.
Financiamiento y estabilidad macroeconómica
El desarrollo futuro de Vaca Muerta dependerá del acceso al capital y la previsibilidad regulatoria. Sergio Mengoni (TotalEnergies) y Ricardo Ferreiro (Tecpetrol) coincidieron en que los proyectos requieren inversiones masivas y estabilidad para atraer compañías extranjeras. Fausto Caretta (PAE) precisó que el proyecto de GNL demandará más de USD 25.000 millones, incluyendo gasoductos y buques de licuefacción.
Integración internacional y consolidación del sector
YPF avanza con la integración de socios internacionales como ENI y ADNOC, consolidando bloques estratégicos y proyectos de licuefacción de gas. Harbour Energy y Camuzzi suman nuevas iniciativas de GNL, ampliando la presencia argentina en mercados globales, especialmente Europa y América del Sur.
La cuenca neuquina avanza hacia un nuevo ciclo de desarrollo, marcado por proyectos de exportación, infraestructura estratégica y marcos regulatorios estables. Expertos y ejecutivos advierten que la sostenibilidad del crecimiento dependerá del financiamiento, la tecnología y la coordinación logística.
Vaca Muerta atraviesa un período de expansión que exige inversiones masivas en transporte, capacidad de evacuación de producción y reglas de juego claras y predecibles. El Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) se perfila como un instrumento central para estimular proyectos de gran escala, mientras que obras clave, como el Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), permitirán transportar crudo desde el corazón de la cuenca neuquina hasta un nuevo puerto de exportación en Río Negro.
En el sector gasífero, Southern Energy (SESA), consorcio conformado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, lidera el desarrollo de proyectos de exportación de gas natural licuado (GNL).
El primer buque de licuefacción, Hilli Episeyo, operará en 2027, seguido del MK II en 2028, con un contrato de ocho años firmado con la empresa alemana SEFE. Paralelamente, Camuzzi anunció su propio proyecto de exportación de GNL, “LNG del Plata”, que implicará una inversión de USD 3.900 millones y reforzará el abastecimiento interno y las exportaciones.
Desafíos técnicos y estratégicos
Miguel Galuccio, CEO de Vista Energy, destacó que la cuenca aún opera por debajo de su potencial. “Hoy contamos con 40 equipos de perforación frente a los 450 de Estados Unidos. Tenemos un recurso competitivo, pero necesitamos cambiar el juego: ser más disruptivos en la tecnología y la cadena de suministro”, sostuvo. Además, advirtió sobre la necesidad de que las compañías internacionales se sientan cómodas con las reglas de superficie, que incluyen impuestos, regalías y marcos regulatorios.
Desde Techint, Javier Martínez Álvarez remarcó que el contexto global prioriza la energía accesible y segura, devolviendo centralidad al petróleo y al gas como pilares estratégicos. Señaló que Argentina tiene la oportunidad de generar valor agregado industrial, siguiendo ejemplos internacionales de desarrollo estratégico.
Infraestructura crítica y transporte de crudo
El VMOS, con 437 kilómetros de extensión y un diámetro de 30 pulgadas, se completó con récords de productividad y permitirá exportar crudo sin cuellos de botella. Oscar Sardi, CEO de TGS, destacó que el Gasoducto Perito Moreno se ampliará para transportar más gas, generando beneficios fiscales y para la balanza comercial. Ricardo Hosel, CEO de Oldelval, subrayó la necesidad de un operador único para optimizar el transporte de petróleo.
Financiamiento y estabilidad macroeconómica
El desarrollo futuro de Vaca Muerta dependerá del acceso al capital y la previsibilidad regulatoria. Sergio Mengoni (TotalEnergies) y Ricardo Ferreiro (Tecpetrol) coincidieron en que los proyectos requieren inversiones masivas y estabilidad para atraer compañías extranjeras. Fausto Caretta (PAE) precisó que el proyecto de GNL demandará más de USD 25.000 millones, incluyendo gasoductos y buques de licuefacción.
Integración internacional y consolidación del sector
YPF avanza con la integración de socios internacionales como ENI y ADNOC, consolidando bloques estratégicos y proyectos de licuefacción de gas. Harbour Energy y Camuzzi suman nuevas iniciativas de GNL, ampliando la presencia argentina en mercados globales, especialmente Europa y América del Sur.
Luego de que Petronas se retirara en diciembre del año pasado del proyecto de exportación de GNL que lidera YPF, Shell apareció inmediatamente como su reemplazante neutralizando la incertidumbre que había generado la salida de la compañía de Malasia. Sin embargo, un año después es la propia Shell la que decidió bajarse. Su decisión se vio influenciada por varias razones.
Luego de que Petronas se retirara en diciembre del año pasado del proyecto de exportación de GNL que lidera YPF, Shell apareció inmediatamente como su reemplazante neutralizando la incertidumbre que había generado la salida de la compañía de Malasia. Sin embargo, un año después es la propia Shell la que decidió bajarse.
“Shell ha decidido no avanzar con la fase inicial del proyecto de GNL de Argentina. Inicialmente, Shell solo participó en la fase pre-FEED. Seguimos considerando a Argentina como un mercado de crecimiento potencialmente atractivo para la exportación de GNL. Por lo tanto, Shell continúa explorando opciones de expansión con YPF para el GNL de Argentina”, aseguró la firma a través de un breve comunicado.
La decisión de Shell se vio influenciada por varias razones y, si bien en el último año YPF logró también sumar a la italiana ENI y pugna por conseguir el desembarco de ADNOC, la petrolera estatal de Abu Dhabi, lo cierto es que el retiro de la compañía angloholandesa no es una buena noticia para el proyecto de exportación de Gas Natural Licuado.
Tercero en discordia
Fuentes del mercado reconocieron que el ingreso de ENI descolocó a Shell. El proyecto inicial era solo con YPF y de pronto la firma angloholandesa se encontró con un tercer socio con el que no tiene una relación muy fluida en el escenario internacional. Son compañías con una cultura institucional diferente que no terminan de congeniar. Por lo tanto, ese desembarco introdujo ruido en la relación con YPF.
En diciembre de 2024, YPF y Shell habían firmado el acuerdo de desarrollo del proyecto consistente en la instalación de un buque licuefactor con una capacidad de 6 MTPA. A su vez, en junio de este año, YPF y ENI firmaron un nuevo acuerdo, en el que se definieron los pasos requeridos para alcanzar la decisión final de inversión de la última fase del proyecto “Argentina LNG”, que prevé la incorporación de 2 buques con una capacidad conjunta de 12 MTPA.
Además, se informó que YPF, Shell y ENI integrarían estas fases para optimizar costos y acelerar plazos. De este modo, ambas fases iban a avanzar de manera conjunta compartiendo infraestructura clave
YPF, por su parte, parece sentirse más cómoda con ENI que con Shell. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, entabló una relación fluida con su par italiano Claudio Descalzi, que nunca llegó a tener con las autoridades globales de Shell. Además, el paraguas político que brinda la buena relación entre el presidente Javier Milei y la presidenta de Italia Giorgia Meloni también colaboró para estrechar ese vínculo.
Presiones privadas y públicas
Al mismo tiempo que reforzó su alianza con ENI, en su afán de acelerar los plazos del proyecto —que de concretarse llevará el desarrollo de Vaca Muerta a otro nivel global— la compañía controlada por el Estado Nacional empezó a presionar a Shell para que se comprometiera más con la iniciativa, primero de forma privada y luego públicamente.
“Estamos trabajando para cerrar el acuerdo, pero si no es Shell será otra compañía, la vida es así«, aseguró Marín en el último Forbes Energy Summit para referirse a la marcha de la denominada Fase III del proyecto Argentina LNG.
«La velocidad que le estamos imponiendo con ENI y ADNOC no es una forma normal de hacer las cosas. Ya tenemos los barcos, negociaciones encaminadas, vamos muy rápido», agregó para diferenciar del ritmo de las charlas con Shell.
Esa presión pública incomodó a Shell, la cual, al verse forzada a tener que definir en plazos que no eran los que tenía previstos, decidió finalmente dar un paso al costado.
El desafío de la integración
En medio de esa negociación hubo otro dato que molestó a la compañía angloholandesa. EconoJournal publicó el mes pasado que YPF negocia el desembarco de la italiana ENI en tres áreas de Vaca Muerta en la ventana de gas húmedo donde la petrolera está asociada con Pluspetrol: Aguada Villanueva, Las Tacanas y Meseta Buena Esperanza. Cuando se enteró de esta negociación, Shell dejó trascender en privado que le interesaba sumarse, pero su pedido no tuvo una buena recepción por parte de YPF.
Luego de que Petronas se retirara en diciembre del año pasado del proyecto de exportación de GNL que lidera YPF, Shell apareció inmediatamente como su reemplazante neutralizando la incertidumbre que había generado la salida de la compañía de Malasia. Sin embargo, un año después es la propia Shell la que decidió bajarse. Su decisión se vio influenciada por varias razones.
Luego de que Petronas se retirara en diciembre del año pasado del proyecto de exportación de GNL que lidera YPF, Shell apareció inmediatamente como su reemplazante neutralizando la incertidumbre que había generado la salida de la compañía de Malasia. Sin embargo, un año después es la propia Shell la que decidió bajarse.
“Shell ha decidido no avanzar con la fase inicial del proyecto de GNL de Argentina. Inicialmente, Shell solo participó en la fase pre-FEED. Seguimos considerando a Argentina como un mercado de crecimiento potencialmente atractivo para la exportación de GNL. Por lo tanto, Shell continúa explorando opciones de expansión con YPF para el GNL de Argentina”, aseguró la firma a través de un breve comunicado.
La decisión de Shell se vio influenciada por varias razones y, si bien en el último año YPF logró también sumar a la italiana ENI y pugna por conseguir el desembarco de ADNOC, la petrolera estatal de Abu Dhabi, lo cierto es que el retiro de la compañía angloholandesa no es una buena noticia para el proyecto de exportación de Gas Natural Licuado.
Tercero en discordia
Fuentes del mercado reconocieron que el ingreso de ENI descolocó a Shell. El proyecto inicial era solo con YPF y de pronto la firma angloholandesa se encontró con un tercer socio con el que no tiene una relación muy fluida en el escenario internacional. Son compañías con una cultura institucional diferente que no terminan de congeniar. Por lo tanto, ese desembarco introdujo ruido en la relación con YPF.
En diciembre de 2024, YPF y Shell habían firmado el acuerdo de desarrollo del proyecto consistente en la instalación de un buque licuefactor con una capacidad de 6 MTPA. A su vez, en junio de este año, YPF y ENI firmaron un nuevo acuerdo, en el que se definieron los pasos requeridos para alcanzar la decisión final de inversión de la última fase del proyecto “Argentina LNG”, que prevé la incorporación de 2 buques con una capacidad conjunta de 12 MTPA.
Además, se informó que YPF, Shell y ENI integrarían estas fases para optimizar costos y acelerar plazos. De este modo, ambas fases iban a avanzar de manera conjunta compartiendo infraestructura clave
YPF, por su parte, parece sentirse más cómoda con ENI que con Shell. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, entabló una relación fluida con su par italiano Claudio Descalzi, que nunca llegó a tener con las autoridades globales de Shell. Además, el paraguas político que brinda la buena relación entre el presidente Javier Milei y la presidenta de Italia Giorgia Meloni también colaboró para estrechar ese vínculo.
Presiones privadas y públicas
Al mismo tiempo que reforzó su alianza con ENI, en su afán de acelerar los plazos del proyecto —que de concretarse llevará el desarrollo de Vaca Muerta a otro nivel global— la compañía controlada por el Estado Nacional empezó a presionar a Shell para que se comprometiera más con la iniciativa, primero de forma privada y luego públicamente.
“Estamos trabajando para cerrar el acuerdo, pero si no es Shell será otra compañía, la vida es así«, aseguró Marín en el último Forbes Energy Summit para referirse a la marcha de la denominada Fase III del proyecto Argentina LNG.
«La velocidad que le estamos imponiendo con ENI y ADNOC no es una forma normal de hacer las cosas. Ya tenemos los barcos, negociaciones encaminadas, vamos muy rápido», agregó para diferenciar del ritmo de las charlas con Shell.
Esa presión pública incomodó a Shell, la cual, al verse forzada a tener que definir en plazos que no eran los que tenía previstos, decidió finalmente dar un paso al costado.
El desafío de la integración
En medio de esa negociación hubo otro dato que molestó a la compañía angloholandesa. EconoJournal publicó el mes pasado que YPF negocia el desembarco de la italiana ENI en tres áreas de Vaca Muerta en la ventana de gas húmedo donde la petrolera está asociada con Pluspetrol: Aguada Villanueva, Las Tacanas y Meseta Buena Esperanza. Cuando se enteró de esta negociación, Shell dejó trascender en privado que le interesaba sumarse, pero su pedido no tuvo una buena recepción por parte de YPF.
Una inversión millonaria en infraestructura vial mejorará la seguridad y la conectividad del tránsito pesado de la actividad hidrocarburífera entre el Alto Valle y las áreas de producción.
La obra de reconstrucción de la Ruta Provincial 69, un eje vial esencial para el transporte logístico y de personal hacia la formación no convencional de Vaca Muerta, ha dado un paso fundamental hacia su inicio. El proyecto ha sido preadjudicado a una empresa constructora local, marcando el comienzo de las intervenciones previstas en el tramo entre Campo Grande y el acceso a la Ruta Nacional 151.
Detalles de la Adjudicación
La firma seleccionada, cuya oferta fue considerada de “precio razonable” por el comité evaluador técnico, presentó una propuesta económica de $3.614 millones, superando el presupuesto oficial pero manteniéndose dentro de los parámetros de conveniencia.
Fuentes del Ministerio de Obras Públicas de la provincia confirmaron la preadjudicación y estiman que la firma del contrato se concretará en los próximos 10 días, una vez finalizado el circuito administrativo de control.
El dictamen técnico destacó que la propuesta cumple satisfactoriamente con los requerimientos de ingeniería y representa un uso eficiente de los recursos públicos, especialmente considerando la criticidad de la obra para el flujo energético regional.
Intervenciones Estratégicas y Seguridad Vial
El proyecto abarca la rehabilitación de aproximadamente 10 kilómetros en uno de los tramos más densamente transitados por vehículos vinculados a la industria hidrocarburífera. La obra se centra en áreas con severas deformaciones y prevé soluciones de ingeniería robustas para soportar el tránsito pesado de la zona.
Entre las principales intervenciones se destacan:
Pavimento de Hormigón: En el acceso principal a Campo Grande, el pavimento asfáltico será reemplazado por una estructura de hormigón de alta resistencia (H-17 y H-30), ideal para soportar el constante esfuerzo de frenado del transporte de carga.
Intersecciones Canalizadas: El cruce clave de Villa Manzano será rediseñado con isletas separadoras y carriles exclusivos para giros a la izquierda, buscando mejorar drásticamente la seguridad vial y la fluidez del tránsito local y de conexión.
Infraestructura de Pesaje: Se construirá una dársena de pesaje con carpeta asfáltica en caliente en la zona de El Labrador, destinada al control y la fiscalización del transporte de carga pesada.
Renovación Integral: Los trabajos incluyen la demolición de la calzada existente, la construcción de una nueva estructura, bacheos profundos, reconstrucción de subbases, y la instalación de luminarias complementarias y señalización totalmente nueva.
La ejecución de la obra, que se realizará por unidad de medida con un anticipo financiero del 20%, garantizará la circulación mediante desvíos provisorios y señalización temporal, asegurando que la actividad del corredor logístico no se interrumpa.
Una inversión millonaria en infraestructura vial mejorará la seguridad y la conectividad del tránsito pesado de la actividad hidrocarburífera entre el Alto Valle y las áreas de producción.
La obra de reconstrucción de la Ruta Provincial 69, un eje vial esencial para el transporte logístico y de personal hacia la formación no convencional de Vaca Muerta, ha dado un paso fundamental hacia su inicio. El proyecto ha sido preadjudicado a una empresa constructora local, marcando el comienzo de las intervenciones previstas en el tramo entre Campo Grande y el acceso a la Ruta Nacional 151.
Detalles de la Adjudicación
La firma seleccionada, cuya oferta fue considerada de “precio razonable” por el comité evaluador técnico, presentó una propuesta económica de $3.614 millones, superando el presupuesto oficial pero manteniéndose dentro de los parámetros de conveniencia.
Fuentes del Ministerio de Obras Públicas de la provincia confirmaron la preadjudicación y estiman que la firma del contrato se concretará en los próximos 10 días, una vez finalizado el circuito administrativo de control.
El dictamen técnico destacó que la propuesta cumple satisfactoriamente con los requerimientos de ingeniería y representa un uso eficiente de los recursos públicos, especialmente considerando la criticidad de la obra para el flujo energético regional.
Intervenciones Estratégicas y Seguridad Vial
El proyecto abarca la rehabilitación de aproximadamente 10 kilómetros en uno de los tramos más densamente transitados por vehículos vinculados a la industria hidrocarburífera. La obra se centra en áreas con severas deformaciones y prevé soluciones de ingeniería robustas para soportar el tránsito pesado de la zona.
Entre las principales intervenciones se destacan:
Pavimento de Hormigón: En el acceso principal a Campo Grande, el pavimento asfáltico será reemplazado por una estructura de hormigón de alta resistencia (H-17 y H-30), ideal para soportar el constante esfuerzo de frenado del transporte de carga.
Intersecciones Canalizadas: El cruce clave de Villa Manzano será rediseñado con isletas separadoras y carriles exclusivos para giros a la izquierda, buscando mejorar drásticamente la seguridad vial y la fluidez del tránsito local y de conexión.
Infraestructura de Pesaje: Se construirá una dársena de pesaje con carpeta asfáltica en caliente en la zona de El Labrador, destinada al control y la fiscalización del transporte de carga pesada.
Renovación Integral: Los trabajos incluyen la demolición de la calzada existente, la construcción de una nueva estructura, bacheos profundos, reconstrucción de subbases, y la instalación de luminarias complementarias y señalización totalmente nueva.
La ejecución de la obra, que se realizará por unidad de medida con un anticipo financiero del 20%, garantizará la circulación mediante desvíos provisorios y señalización temporal, asegurando que la actividad del corredor logístico no se interrumpa.
La empresa Loginter culminó la descarga de 1.500 toneladas de tuberías en la terminal patagónica, destinadas a la infraestructura del crucial proyecto energético que conectará la Cuenca Neuquina con Punta Colorada, impulsando la capacidad exportadora de hidrocarburos.
La compañía Loginter ha ejecutado la descarga de 1.500 toneladas métricas de caños de diversas dimensiones, materiales que serán fundamentales para la construcción del tramo que unirá la Cuenca Neuquina con la localidad de Punta Colorada, en la provincia de Río Negro.
La maniobra implicó una coordinación precisa entre el buque de transporte, las instalaciones del muelle y las áreas de almacenamiento fiscal adyacentes, subrayando la capacidad operativa del puerto patagónico.
Relevancia operacional para el VMOS
La llegada de estas tuberías representa un eslabón vital en la cadena de suministro que abastece al proyecto VMOS. Esta operación, en particular, abarcó no solo la descarga directa desde el navío, sino también el traslado interno de los materiales desde el muelle hacia la plazoleta fiscal, donde se procedió a la organización y empaquetamiento de los caños. Este proceso fue diseñado para facilitar su posterior despacho terrestre hacia el punto neurálgico del oleoducto en Punta Colorada, donde se concentrará la infraestructura de bombeo y la futura terminal de embarque de crudo.
Oleoducto archivos – ADN
Puerto Madryn: plataforma logística estratégica
La participación activa de Loginter en esta fase del proyecto reafirma la importancia de Puerto Madryn como centro logístico para el transporte de cargas sobredimensionadas y pesadas asociadas a la explotación de Vaca Muerta.
La empresa Loginter culminó la descarga de 1.500 toneladas de tuberías en la terminal patagónica, destinadas a la infraestructura del crucial proyecto energético que conectará la Cuenca Neuquina con Punta Colorada, impulsando la capacidad exportadora de hidrocarburos.
La compañía Loginter ha ejecutado la descarga de 1.500 toneladas métricas de caños de diversas dimensiones, materiales que serán fundamentales para la construcción del tramo que unirá la Cuenca Neuquina con la localidad de Punta Colorada, en la provincia de Río Negro.
La maniobra implicó una coordinación precisa entre el buque de transporte, las instalaciones del muelle y las áreas de almacenamiento fiscal adyacentes, subrayando la capacidad operativa del puerto patagónico.
Relevancia operacional para el VMOS
La llegada de estas tuberías representa un eslabón vital en la cadena de suministro que abastece al proyecto VMOS. Esta operación, en particular, abarcó no solo la descarga directa desde el navío, sino también el traslado interno de los materiales desde el muelle hacia la plazoleta fiscal, donde se procedió a la organización y empaquetamiento de los caños. Este proceso fue diseñado para facilitar su posterior despacho terrestre hacia el punto neurálgico del oleoducto en Punta Colorada, donde se concentrará la infraestructura de bombeo y la futura terminal de embarque de crudo.
Oleoducto archivos – ADN
Puerto Madryn: plataforma logística estratégica
La participación activa de Loginter en esta fase del proyecto reafirma la importancia de Puerto Madryn como centro logístico para el transporte de cargas sobredimensionadas y pesadas asociadas a la explotación de Vaca Muerta.
El megaproyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) avanza a un ritmo que incluso sorprendió a sus propios desarrolladores. Con 437 kilómetros de extensión y una terminal marítima en Punta Colorada, el sistema de transporte de crudo se perfila como una infraestructura clave para que Argentina incremente de manera sostenida su capacidad de exportación de petróleo no convencional.
El ducto, impulsado por un consorcio de empresas encabezado por YPF e integrado por Vista, Pan American Energy, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell y Tecpetrol, se construye con el objetivo de transformar la evacuación de petróleo desde la cuenca neuquina.
En su fase inicial, la capacidad de transporte prevista será de 390.000 barriles diarios, ampliable a 550.000 en 2027, con la posibilidad de llegar a 700.000 barriles en una segunda etapa de expansión.
Un récord de soldaduras que aceleró el cronograma
El avance más significativo de los últimos meses fue la culminación del cierre metálico del ducto, alcanzado antes de los plazos proyectados. Así lo destacó Pablo Brottier, director ejecutivo comercial y de Desarrollo de Negocios de SACDE, durante su participación en el Energy Day organizado por Econojournal.
“La primera soldadura se hizo en mayo y la última en noviembre. En 150 días corridos, con lluvia, viento y frío, se completaron 440 kilómetros de un oleoducto fundamental para la Argentina”, subrayó Brottier, quien además sostuvo que este hito “demuestra que en la Argentina estamos capacitados para hacer los proyectos que se necesitan”.
Si bien el ducto ya está completamente soldado, aún restan obras especiales y el montaje de los sistemas superficiales necesarios para la operación plena.
Etapa crítica: instalación de superficie y pruebas hidráulicas
Según el cronograma vigente, las tareas de instalación de superficie —que incluyen la colocación de válvulas, sistemas de bombeo, automatismos y controles— continuarán hasta fines de 2025. A partir de allí, el proyecto se encaminará hacia uno de sus procesos más decisivos: las pruebas hidráulicas, que permitirán verificar la integridad, resistencia y seguridad del sistema.
En este punto, Alejo Calcagno, Operations Director – South Region de Techint E&C, detalló los tiempos previstos:
“Nos queda un camino para terminar lo que es el completamiento de la instalación de superficie y las pruebas hidráulicas, que esto nos va a llevar marzo, abril del año que viene. La idea es dejar todo listo un par de meses antes de tiempo”.
Calcagno también destacó los niveles de productividad alcanzados en la obra, resultado de un proceso de mejora continua en los proyectos ejecutados junto a SACDE.
Recordó que el equipo pasó de soldar 80 juntas por día en el gasoducto Perito Moreno, a 110 juntas en la reversión del Gasoducto Norte, para cerrar con un récord de 175 juntas diarias en el VMOS.
Una infraestructura estratégica para la próxima década
Esa eficiencia permitió adelantar la finalización del ducto en casi dos meses respecto del plan original.
Para 2026, el sistema VMOS deberá completar la integración con la terminal marítima de Punta Colorada, capaz de operar buques tipo VLCC, lo que abrirá la puerta al ingreso de Argentina con mayores volúmenes en el mercado global de crudo.
El Gobierno de Río Negro estima una inversión total cercana a los 2.000 millones de dólares, con un esquema que incluye cuatro estaciones de bombeo y 28 válvulas de bloqueo distribuidas a lo largo del oleoducto.
El megaproyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) avanza a un ritmo que incluso sorprendió a sus propios desarrolladores. Con 437 kilómetros de extensión y una terminal marítima en Punta Colorada, el sistema de transporte de crudo se perfila como una infraestructura clave para que Argentina incremente de manera sostenida su capacidad de exportación de petróleo no convencional.
El ducto, impulsado por un consorcio de empresas encabezado por YPF e integrado por Vista, Pan American Energy, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell y Tecpetrol, se construye con el objetivo de transformar la evacuación de petróleo desde la cuenca neuquina.
En su fase inicial, la capacidad de transporte prevista será de 390.000 barriles diarios, ampliable a 550.000 en 2027, con la posibilidad de llegar a 700.000 barriles en una segunda etapa de expansión.
Un récord de soldaduras que aceleró el cronograma
El avance más significativo de los últimos meses fue la culminación del cierre metálico del ducto, alcanzado antes de los plazos proyectados. Así lo destacó Pablo Brottier, director ejecutivo comercial y de Desarrollo de Negocios de SACDE, durante su participación en el Energy Day organizado por Econojournal.
“La primera soldadura se hizo en mayo y la última en noviembre. En 150 días corridos, con lluvia, viento y frío, se completaron 440 kilómetros de un oleoducto fundamental para la Argentina”, subrayó Brottier, quien además sostuvo que este hito “demuestra que en la Argentina estamos capacitados para hacer los proyectos que se necesitan”.
Si bien el ducto ya está completamente soldado, aún restan obras especiales y el montaje de los sistemas superficiales necesarios para la operación plena.
Etapa crítica: instalación de superficie y pruebas hidráulicas
Según el cronograma vigente, las tareas de instalación de superficie —que incluyen la colocación de válvulas, sistemas de bombeo, automatismos y controles— continuarán hasta fines de 2025. A partir de allí, el proyecto se encaminará hacia uno de sus procesos más decisivos: las pruebas hidráulicas, que permitirán verificar la integridad, resistencia y seguridad del sistema.
En este punto, Alejo Calcagno, Operations Director – South Region de Techint E&C, detalló los tiempos previstos:
“Nos queda un camino para terminar lo que es el completamiento de la instalación de superficie y las pruebas hidráulicas, que esto nos va a llevar marzo, abril del año que viene. La idea es dejar todo listo un par de meses antes de tiempo”.
Calcagno también destacó los niveles de productividad alcanzados en la obra, resultado de un proceso de mejora continua en los proyectos ejecutados junto a SACDE.
Recordó que el equipo pasó de soldar 80 juntas por día en el gasoducto Perito Moreno, a 110 juntas en la reversión del Gasoducto Norte, para cerrar con un récord de 175 juntas diarias en el VMOS.
Una infraestructura estratégica para la próxima década
Esa eficiencia permitió adelantar la finalización del ducto en casi dos meses respecto del plan original.
Para 2026, el sistema VMOS deberá completar la integración con la terminal marítima de Punta Colorada, capaz de operar buques tipo VLCC, lo que abrirá la puerta al ingreso de Argentina con mayores volúmenes en el mercado global de crudo.
El Gobierno de Río Negro estima una inversión total cercana a los 2.000 millones de dólares, con un esquema que incluye cuatro estaciones de bombeo y 28 válvulas de bloqueo distribuidas a lo largo del oleoducto.
La industria energética cerró una semana cargada de definiciones en la que quedó al descubierto un diagnóstico compartido: Argentina ingresó en una nueva fase del desarrollo energético, impulsada por Vaca Muerta, pero la infraestructura disponible y la capacidad de ejecución se aproximan a su techo.
Los anuncios de inversiones millonarias conviven con advertencias técnicas. Para Neuquén y Río Negro, epicentro operativo y logístico del sector, ese desbalance ya es palpable y condicionará la velocidad del crecimiento durante los próximos años.
El mapa de proyectos simultáneos se presenta ambicioso. La ampliación del Gasoducto Perito Moreno, adjudicada a inversión privada mediante el nuevo esquema de ENARSA, avanza con el objetivo de elevar el transporte entre Tratayén y Salliqueló e incorporar nuevas plantas compresoras. Su entrada en operación, prevista para 2027, busca destrabar el cuello que hoy impide llevar más gas de Vaca Muerta al AMBA y al Litoral.
.
Al mismo tiempo, el sector trabaja en la próxima frontera: el procesamiento del gas rico. TGS describió la profundización de los estudios para un sistema de 600 km hacia Bahía Blanca, con una nueva planta de fraccionamiento y capacidad de almacenaje. La expansión permitiría evacuar hasta 46 millones de m³/día de gas y generar flujos exportables de GLP y gasolina natural, una pieza estratégica para diversificar divisas.
En petróleo, la actividad se concentra en los ductos que nacen en Neuquén y desembocan en los puertos de exportación. Oldelval presentó en detalle el proyecto Duplicar Norte, una ampliación que sumará capacidad sobre el tramo Allen–Puerto Rosales y que se complementa con Duplicar Plus, ya avanzado. Ambos emprendimientos permitirán sostener la creciente producción neuquina sin restringir evacuación, un aspecto clave en un escenario donde el shale domina la curva de oferta.
Estas obras nacen en la región Comahue, pero su impacto es nacional: la Argentina se juega en ellas su capacidad para transformar el crecimiento de Vaca Muerta en exportaciones sostenidas.
Los constructores encendieron la alarma: falta capacidad para ejecutar todo al mismo tiempo
Un panel integrado por Sacde, Techint Ingeniería y Construcción y Contreras Hermanos en el EnergyDay organizado por Econojournal fue categórico: la suma de obras previstas para los próximos tres años supera la capacidad actual del sector para desplegar frentes simultáneos de gran escala. Esa tensión no responde solo a montos de inversión, sino a la disponibilidad de personal calificado, equipos de soldadura especializada, módulos compresores, válvulas importadas, logística pesada y supervisión técnica.
El mercado de infraestructura energética, coincidieron, vive un fenómeno inusual: compiten en paralelo los proyectos de transporte de gas, las ampliaciones de oleoductos, las expansiones en petroquímica, las obras eléctricas y la construcción asociada a proyectos futuros de GNL. En la práctica, el mayor riesgo no es la falta de proyectos, sino la saturación del aparato constructivo.
A esto se suma un factor que los ejecutores calificaron como decisivo: la previsibilidad contractual. La falta de criterios uniformes en redeterminación de precios, la volatilidad macroeconómica y los cambios normativos afectan la toma de decisiones para ampliar flotas, contratar personal estable o sumar equipamiento. Sin una hoja de ruta regulatoria consistente, la capacidad de ejecución se vuelve intermitente.
Neuquén y Río Negro frente al desafío operativo y territorial
La presión sobre la infraestructura no se limita a los ductos. Neuquén y Río Negro concentran los tramos críticos de la logística que sostiene al shale, y ya enfrentan limitaciones en rutas, áreas industriales, servicios urbanos y provisión de insumos.
La audiencia pública convocada esta semana en Cipolletti para evaluar el Estudio de Impacto Ambiental de Duplicar Norte refleja la necesidad de articular los tiempos regulatorios con el ritmo acelerado de obras. La aprobación ambiental se volvió un componente estructural de la ecuación: sin la licencia social, la inversión no avanza; con trámites demorados, el riesgo de congestionamiento operativo crece.
El entramado pyme neuquino —hoy indispensable en metalmecánica, montaje y servicios— encara un desafío doble. Debe escalar en capacidad y profesionalización para sostener la demanda de 2026–2029, pero también necesita capital y previsibilidad para asumir mayores riesgos. Las compañías operadoras coinciden en que la “última milla” será local, pero solo si la cadena regional logra consolidarse a tiempo.
Una ventana de oportunidad que exige coordinación, no solo inversión
Los encuentros de esta semana dejaron un mensaje claro: la expansión del sector energético argentino no se definirá por la disponibilidad de capital —que hoy es significativa— sino por la capacidad de ejecutar proyectos sin que se estrangulen entre sí.
La agenda para 2026–2029 ya está trazada: más transporte de gas, más oleoductos, más petroquímica, más exportación y más integración con mercados como Brasil, Chile y el GNL global. Sin embargo, esa hoja de ruta solo será viable si se evita que los cuellos de botella técnicos, regulatorios y logísticos limiten el crecimiento.
La industria energética cerró una semana cargada de definiciones en la que quedó al descubierto un diagnóstico compartido: Argentina ingresó en una nueva fase del desarrollo energético, impulsada por Vaca Muerta, pero la infraestructura disponible y la capacidad de ejecución se aproximan a su techo.
Los anuncios de inversiones millonarias conviven con advertencias técnicas. Para Neuquén y Río Negro, epicentro operativo y logístico del sector, ese desbalance ya es palpable y condicionará la velocidad del crecimiento durante los próximos años.
El mapa de proyectos simultáneos se presenta ambicioso. La ampliación del Gasoducto Perito Moreno, adjudicada a inversión privada mediante el nuevo esquema de ENARSA, avanza con el objetivo de elevar el transporte entre Tratayén y Salliqueló e incorporar nuevas plantas compresoras. Su entrada en operación, prevista para 2027, busca destrabar el cuello que hoy impide llevar más gas de Vaca Muerta al AMBA y al Litoral.
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Al mismo tiempo, el sector trabaja en la próxima frontera: el procesamiento del gas rico. TGS describió la profundización de los estudios para un sistema de 600 km hacia Bahía Blanca, con una nueva planta de fraccionamiento y capacidad de almacenaje. La expansión permitiría evacuar hasta 46 millones de m³/día de gas y generar flujos exportables de GLP y gasolina natural, una pieza estratégica para diversificar divisas.
En petróleo, la actividad se concentra en los ductos que nacen en Neuquén y desembocan en los puertos de exportación. Oldelval presentó en detalle el proyecto Duplicar Norte, una ampliación que sumará capacidad sobre el tramo Allen–Puerto Rosales y que se complementa con Duplicar Plus, ya avanzado. Ambos emprendimientos permitirán sostener la creciente producción neuquina sin restringir evacuación, un aspecto clave en un escenario donde el shale domina la curva de oferta.
Estas obras nacen en la región Comahue, pero su impacto es nacional: la Argentina se juega en ellas su capacidad para transformar el crecimiento de Vaca Muerta en exportaciones sostenidas.
Los constructores encendieron la alarma: falta capacidad para ejecutar todo al mismo tiempo
Un panel integrado por Sacde, Techint Ingeniería y Construcción y Contreras Hermanos en el EnergyDay organizado por Econojournal fue categórico: la suma de obras previstas para los próximos tres años supera la capacidad actual del sector para desplegar frentes simultáneos de gran escala. Esa tensión no responde solo a montos de inversión, sino a la disponibilidad de personal calificado, equipos de soldadura especializada, módulos compresores, válvulas importadas, logística pesada y supervisión técnica.
El mercado de infraestructura energética, coincidieron, vive un fenómeno inusual: compiten en paralelo los proyectos de transporte de gas, las ampliaciones de oleoductos, las expansiones en petroquímica, las obras eléctricas y la construcción asociada a proyectos futuros de GNL. En la práctica, el mayor riesgo no es la falta de proyectos, sino la saturación del aparato constructivo.
A esto se suma un factor que los ejecutores calificaron como decisivo: la previsibilidad contractual. La falta de criterios uniformes en redeterminación de precios, la volatilidad macroeconómica y los cambios normativos afectan la toma de decisiones para ampliar flotas, contratar personal estable o sumar equipamiento. Sin una hoja de ruta regulatoria consistente, la capacidad de ejecución se vuelve intermitente.
Neuquén y Río Negro frente al desafío operativo y territorial
La presión sobre la infraestructura no se limita a los ductos. Neuquén y Río Negro concentran los tramos críticos de la logística que sostiene al shale, y ya enfrentan limitaciones en rutas, áreas industriales, servicios urbanos y provisión de insumos.
La audiencia pública convocada esta semana en Cipolletti para evaluar el Estudio de Impacto Ambiental de Duplicar Norte refleja la necesidad de articular los tiempos regulatorios con el ritmo acelerado de obras. La aprobación ambiental se volvió un componente estructural de la ecuación: sin la licencia social, la inversión no avanza; con trámites demorados, el riesgo de congestionamiento operativo crece.
El entramado pyme neuquino —hoy indispensable en metalmecánica, montaje y servicios— encara un desafío doble. Debe escalar en capacidad y profesionalización para sostener la demanda de 2026–2029, pero también necesita capital y previsibilidad para asumir mayores riesgos. Las compañías operadoras coinciden en que la “última milla” será local, pero solo si la cadena regional logra consolidarse a tiempo.
Una ventana de oportunidad que exige coordinación, no solo inversión
Los encuentros de esta semana dejaron un mensaje claro: la expansión del sector energético argentino no se definirá por la disponibilidad de capital —que hoy es significativa— sino por la capacidad de ejecutar proyectos sin que se estrangulen entre sí.
La agenda para 2026–2029 ya está trazada: más transporte de gas, más oleoductos, más petroquímica, más exportación y más integración con mercados como Brasil, Chile y el GNL global. Sin embargo, esa hoja de ruta solo será viable si se evita que los cuellos de botella técnicos, regulatorios y logísticos limiten el crecimiento.
Crecen las inversiones en Añelo, a 100 kilómetros de la ciudad de Neuquén. Hay demanda de viviendas para empleados de empresas petroleras.
Ubicada a 100 kilómetros de Neuquén, Vaca Muerta es sinónimo de largo plazo. La industria de oil y gas tiene crecimientos que suelen ser bastante pronunciados y escalonados y genera nuevos volúmenes de desarrollo en el mercado inmobiliario de Añelo.
La inversión inmobiliaria ofrece una rentabilidad que triplica la de mercados tradicionales como Buenos Aires. Este fenómeno se basa en el gigantesco potencial del yacimiento, que es el segundo más grande de gas no convencional y el cuarto de petróleo del mundo.Tiene al menos 30 años de explotación garantizada y está desarrollado apenas entre un 20% y 30% de su capacidad).
La clave del alto retorno es la marcada disparidad entre la baja oferta de viviendas y la altísima demanda de alojamiento por parte de las empresas petroleras. En ese contexto, la oferta de productos inmobiliarios va supliendo esta necesidad y, en general, corriendo por detrás a los clientes.
Empresas que demandan viviendas
“Esta demanda, dada por estas empresas que buscan mayor sofisticación y calidad de los departamentos. Además, exigen mejores ubicaciones y los servicios para que estén a disposición de los empleados”, explica Alejo García Guevara, director comercial de Dypsa, una de las empresas que está desarrollando en la zona.
El negocio en Añelo es netamente financiero y se enfoca en la renta por alquiler, no en la revalorización del inmueble.
“Por esta razón, los inversores, que son mayoritariamente nacionales de perfil medio y buscan diversificar su cartera, priorizan la entrega inmediata”, asegura Eduardo Bagnato.
En tanto, la tipología más demandada son los departamentos de dos y tres ambientes con dos baños, que deben incluir espacio de guarda para camionetas y amenities sociales.
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“Aunque los costos de servicios en la Patagonia son un 50% más altos que en Buenos Aires, está compensado por los elevados precios de los alquileres”, asegura el directivo.
En tanto, Daniel Oks, fundador de la desarrolladora Desur dice que “Añelo es hoy la gran oportunidad inmobiliaria de nuestro país. Es posiblemente el único lugar donde las rentas y los precios de la propiedad en dólares subieron más que los costos de construcción”.
A su vez, resalta que “el desarrollo de Vaca Muerta apenas está en un 5% de su potencial, lo que implica un crecimiento sostenido de las inversiones y, con ellas, una fuerte y creciente demanda de infraestructura habitacional. Por eso, es clave desarrollar proyectos pensados para acompañar al crecimiento de la industria y, al mismo tiempo, mejorar la calidad de vida de los habitantes”.
El desarrollo de Vaca Muerta arrancó hace más de 10 años, ya hace más de 3 años que viene teniendo un desarrollo sostenido. “Anteriormente tuvo crecimientos y amesetamientos, hoy está teniendo ya una expansión sostenida que va a ir aumentando exponencialmente en los próximos años”, anticipa Luis Laorden, director de la desarrolladora ZLT.
Los proyectos uno por uno
Desarrollado por la firma Dysa, Wenelen Suites es una de las propuestas que tiene una buena rentabilidad neta proyectada del 12 % anual. La primera etapa incluye 28 unidades y acaba de lanzar la segunda etapa con 14 unidades. Las de dos ambientes, totalmente equipadas, cuestan US$ 128.800 y se ofrece financiación.
Añelo Central, el desarrollo inmobiliario premium que finalizó el Edificio 1, ya se encuentra cien por ciento alquilado, y lanzó la comercialización del Edificio 2. El proyecto contempla en una primera etapa seis edificios modulares de seis pisos, con más de 1500 plazas residenciales, espacios de coworking, gimnasio, microcine y salas de reuniones .
La firma Uno en Uno también desembarca con Nativa Housing, con 56 unidades y diseño contemporáneo.
“Un gran diferencial de este proyecto, es que ofrece a los inversores un modelo de gestión integral que incluye la administración, mantenimiento y cobro de alquileres, garantizando ingresos constantes y transparentes, sin necesidad de gestión por parte del propietario”, refiere Diego Rybka, uno de los socias de la desarrolladora.
Añelo Land, desarrollado por Aspa, tiene monoambientes de 28 m2 y dos ambientes de 42 m2 . Ya se terminaron tres de los siete módulos proyectados. Altos Neuquinos, desarrollado por Grupo Djamus, Mizrahi, Abadi y Asociados, son unidades de 35 m2 equipados que cuestan desde US$ 95 mil.
El proyecto Álamos, de la firma ZLT, lanzó la tercera etapa con 52 departamentos que se suman a los 114 construidos.
Desarrollos que apuestan a la arquitectura modular
Las propuestas de arquitectura modular también están presenten en Agrelo. “Cuarzo II es un proyecto premium concebido para acompañar el crecimiento de la zona y responder tanto a la demanda crítica de alojamiento como a las nuevas dinámicas urbanas”, explica Juan Pablo Rudoni, presidente de la Cámara Argentina de Construcción Modular Industrializada (Cacmi) y titular de Ecosan.
Añelo Central lanzó su segundo edificio. GentilezaAñelo Central lanzó su segundo edificio. Gentileza Este segundo edificio de la marca Cuarzo consolida el modelo de arquitectura modular inteligente desarrollado por Everhaus (unidad de negocios de Ecosan) y respaldado por Inversora Libertad, que combina innovación, sustentabilidad y rentabilidad.
Cada unidad se entregará totalmente equipada, mientras que el complejo sumará área comercial integrada, sector de usos múltiples y amenities pensados para la vida moderna. El diseño, a cargo del estudio BZZS.arq, combina funcionalidad, estética contemporánea y prácticas sostenibles que reducen el impacto ambiental y optimizan recursos.
Los parques industriales también forman parte de la oferta. Distrito Industrial Río Neuquén, desarrollado por la empresa Gran Valle Negocios. Se levanta en un predio de 114 hectáreas y está comercializado en un 40 % donde ya hay alrededor de 40 empresas.
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También están Parque Industrial Único, que ocupa más de 500 mil m2 y es desarrollado por el municipio neuquino San Patricio del Chañar y Parque Industrial Vaca Muerta, de la firma ZLT.
En Añelo Land se terminaron tres módulos de siete. GentilezaEn Añelo Land se terminaron tres módulos de siete. Gentileza Estos complejos constituyen una gran oportunidad de inversión para pequeñas y medianas empresas e inversores que buscan ingresar al ecosistema energético de Vaca Muerta.
A pesar de los desfasajes entre los tiempos de la industria petrolera y los de los desarrolladores, no se espera una caída en la alta rentabilidad a mediano plazo, dado que todavía hay un gran déficit de viviendas por cubrir.
Crecen las inversiones en Añelo, a 100 kilómetros de la ciudad de Neuquén. Hay demanda de viviendas para empleados de empresas petroleras.
Ubicada a 100 kilómetros de Neuquén, Vaca Muerta es sinónimo de largo plazo. La industria de oil y gas tiene crecimientos que suelen ser bastante pronunciados y escalonados y genera nuevos volúmenes de desarrollo en el mercado inmobiliario de Añelo.
La inversión inmobiliaria ofrece una rentabilidad que triplica la de mercados tradicionales como Buenos Aires. Este fenómeno se basa en el gigantesco potencial del yacimiento, que es el segundo más grande de gas no convencional y el cuarto de petróleo del mundo.Tiene al menos 30 años de explotación garantizada y está desarrollado apenas entre un 20% y 30% de su capacidad).
La clave del alto retorno es la marcada disparidad entre la baja oferta de viviendas y la altísima demanda de alojamiento por parte de las empresas petroleras. En ese contexto, la oferta de productos inmobiliarios va supliendo esta necesidad y, en general, corriendo por detrás a los clientes.
Empresas que demandan viviendas
“Esta demanda, dada por estas empresas que buscan mayor sofisticación y calidad de los departamentos. Además, exigen mejores ubicaciones y los servicios para que estén a disposición de los empleados”, explica Alejo García Guevara, director comercial de Dypsa, una de las empresas que está desarrollando en la zona.
El negocio en Añelo es netamente financiero y se enfoca en la renta por alquiler, no en la revalorización del inmueble.
“Por esta razón, los inversores, que son mayoritariamente nacionales de perfil medio y buscan diversificar su cartera, priorizan la entrega inmediata”, asegura Eduardo Bagnato.
En tanto, la tipología más demandada son los departamentos de dos y tres ambientes con dos baños, que deben incluir espacio de guarda para camionetas y amenities sociales.
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“Aunque los costos de servicios en la Patagonia son un 50% más altos que en Buenos Aires, está compensado por los elevados precios de los alquileres”, asegura el directivo.
En tanto, Daniel Oks, fundador de la desarrolladora Desur dice que “Añelo es hoy la gran oportunidad inmobiliaria de nuestro país. Es posiblemente el único lugar donde las rentas y los precios de la propiedad en dólares subieron más que los costos de construcción”.
A su vez, resalta que “el desarrollo de Vaca Muerta apenas está en un 5% de su potencial, lo que implica un crecimiento sostenido de las inversiones y, con ellas, una fuerte y creciente demanda de infraestructura habitacional. Por eso, es clave desarrollar proyectos pensados para acompañar al crecimiento de la industria y, al mismo tiempo, mejorar la calidad de vida de los habitantes”.
El desarrollo de Vaca Muerta arrancó hace más de 10 años, ya hace más de 3 años que viene teniendo un desarrollo sostenido. “Anteriormente tuvo crecimientos y amesetamientos, hoy está teniendo ya una expansión sostenida que va a ir aumentando exponencialmente en los próximos años”, anticipa Luis Laorden, director de la desarrolladora ZLT.
Los proyectos uno por uno
Desarrollado por la firma Dysa, Wenelen Suites es una de las propuestas que tiene una buena rentabilidad neta proyectada del 12 % anual. La primera etapa incluye 28 unidades y acaba de lanzar la segunda etapa con 14 unidades. Las de dos ambientes, totalmente equipadas, cuestan US$ 128.800 y se ofrece financiación.
Añelo Central, el desarrollo inmobiliario premium que finalizó el Edificio 1, ya se encuentra cien por ciento alquilado, y lanzó la comercialización del Edificio 2. El proyecto contempla en una primera etapa seis edificios modulares de seis pisos, con más de 1500 plazas residenciales, espacios de coworking, gimnasio, microcine y salas de reuniones .
La firma Uno en Uno también desembarca con Nativa Housing, con 56 unidades y diseño contemporáneo.
“Un gran diferencial de este proyecto, es que ofrece a los inversores un modelo de gestión integral que incluye la administración, mantenimiento y cobro de alquileres, garantizando ingresos constantes y transparentes, sin necesidad de gestión por parte del propietario”, refiere Diego Rybka, uno de los socias de la desarrolladora.
Añelo Land, desarrollado por Aspa, tiene monoambientes de 28 m2 y dos ambientes de 42 m2 . Ya se terminaron tres de los siete módulos proyectados. Altos Neuquinos, desarrollado por Grupo Djamus, Mizrahi, Abadi y Asociados, son unidades de 35 m2 equipados que cuestan desde US$ 95 mil.
El proyecto Álamos, de la firma ZLT, lanzó la tercera etapa con 52 departamentos que se suman a los 114 construidos.
Desarrollos que apuestan a la arquitectura modular
Las propuestas de arquitectura modular también están presenten en Agrelo. “Cuarzo II es un proyecto premium concebido para acompañar el crecimiento de la zona y responder tanto a la demanda crítica de alojamiento como a las nuevas dinámicas urbanas”, explica Juan Pablo Rudoni, presidente de la Cámara Argentina de Construcción Modular Industrializada (Cacmi) y titular de Ecosan.
Añelo Central lanzó su segundo edificio. GentilezaAñelo Central lanzó su segundo edificio. Gentileza Este segundo edificio de la marca Cuarzo consolida el modelo de arquitectura modular inteligente desarrollado por Everhaus (unidad de negocios de Ecosan) y respaldado por Inversora Libertad, que combina innovación, sustentabilidad y rentabilidad.
Cada unidad se entregará totalmente equipada, mientras que el complejo sumará área comercial integrada, sector de usos múltiples y amenities pensados para la vida moderna. El diseño, a cargo del estudio BZZS.arq, combina funcionalidad, estética contemporánea y prácticas sostenibles que reducen el impacto ambiental y optimizan recursos.
Los parques industriales también forman parte de la oferta. Distrito Industrial Río Neuquén, desarrollado por la empresa Gran Valle Negocios. Se levanta en un predio de 114 hectáreas y está comercializado en un 40 % donde ya hay alrededor de 40 empresas.
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También están Parque Industrial Único, que ocupa más de 500 mil m2 y es desarrollado por el municipio neuquino San Patricio del Chañar y Parque Industrial Vaca Muerta, de la firma ZLT.
En Añelo Land se terminaron tres módulos de siete. GentilezaEn Añelo Land se terminaron tres módulos de siete. Gentileza Estos complejos constituyen una gran oportunidad de inversión para pequeñas y medianas empresas e inversores que buscan ingresar al ecosistema energético de Vaca Muerta.
A pesar de los desfasajes entre los tiempos de la industria petrolera y los de los desarrolladores, no se espera una caída en la alta rentabilidad a mediano plazo, dado que todavía hay un gran déficit de viviendas por cubrir.
La velocidad del desarrollo de Vaca Muerta está atada a la posibilidad que tienen las operadoras de incrementar las inversiones en el upstream en los próximos años. Para esto, el orden macroeconómico es determinante para que las compañías puedan conseguir financiamiento externo y no sólo invertir el flujo de caja. También dependerá de lo que pase con el precio internacional del barril de petróleo.
Sergio Mengoni, Country Chair Argentina de TotalEnergies, Fausto Caretta, Upstream Managing Director de PAE y Ricardo Ferreiro, Presidente E&P de Tecpetrol, debatieron sobre el tema en el panel “Desafíos en el Upstream de hidrocarburos” del Energy Day, evento organizado por EconoJournal.
Sergio Mengoni (TotalEnergies), Fausto Caretta (PAE) y Ricardo Ferreiro de (Tecpetrol). Moderadora: Cecilia Boufflet. Foto: Dan Damelio.
Los ejecutivos coincidieron en que el orden macroeconómico a largo plazo es fundamental para facilitar el financiamiento externo. Pero aclararon que no es el único factor, ya que también pusieron en relieve la importancia de las políticas de desregulación, poder disponer libremente de los dividendos si cepo y que se concreten las reformas laboral y tributaria.
Financiamiento
Sergio Mengoni explicó que “tenemos buenas señales en la industria, varias compañías salimos a buscar financiamiento y nos ha ido muy bien. Claramente no es suficiente. Para seguir desarrollando Vaca Muerta hace falta un nivel de inversiones mucho más importante. Tenemos que ser más ambiciosos y no quedarnos con lo que tenemos. Tenemos que trabajar para seguir atrayendo inversiones extranjeras”.
En tanto, Ferreiro afirmó que “la velocidad del desarrollo de Vaca Muerta desde ahora para adelante va a depender muchísimo del precio del petróleo. Competimos contra el precio del Brent y en gas con mercados como el de Estadios Unidos. El acceso al capital y el precio del petróleo y el gas va a ser lo que va a determinar la velocidad de desarrollo de Vaca Muerta”.
Por su parte, Caretta describió que “el proyecto de GNL (Southern Energy) que tenemos es de muy largo plazo y demandará muchas inversiones en infraestructura. Solamente en alquiler de los barcos son 15.000 millones de dólares en 20 años. Esto va a requerir una inversión grande en infraestructura en un gasoducto dedicado desde Vaca Muerta hasta el Golfo San Matías”.
Fausto Caretta, Upstream Managing Director de PAE. Foto: Dan Damelio.
“Southern Energy requiere financiamiento externo y flujo de caja de los socios. También tenemos unos 10.000 millones de dólares en upstream. El total del proyecto es de 25.000 millones de dólares”, destacó el ejecutivo de PAE.
Y añadió que “la estructura financiera no va a ser de una sola emisión, sino que vamos a ir apalancando a medida que vayamos firmando contratos de venta. El primer barco llega a finales de 2027 y el otro en 2028”.
Agenda
Mengoni también subrayó que “tenemos que seguir trabajando con la agenda de la desregulación y demostrar que la Argentina puede ir más allá que un par de años de buenas señales. Tenemos que seguir convenciendo al mundo de que somos un país serio y que podemos desarrollar esta industria”. “No solamente tenemos que traer financiamiento externo sino compañías como la nuestra traer inversiones al país”, remarcó el ejecutivo de TotalEnergies.
Ferreiro señaló que “en Tecpetrol salimos a días de las elecciones de octubre y pudimos emitir 750 millones de dólares con una tasa de 7,2% y quedamos bastante satisfechos con lo que conseguimos, que es para el financiamiento del proyecto Los Toldos II Este. Es un proyecto de unos 2700 millones de dólares antes de la puesta en marcha para producir desde junio de 2027 alrededor de 70.000 barriles diarios”.
Y agregó que “el promedio de la cotización del barril Brent en 2024 fue de 80 dólares y este año será de 62 o 63 dólares. Esto baja el flujo de caja disponible y le pone más presión al financiamiento. El desafío es cómo nos hacemos más competitivos para setear la velocidad de desarrollo de Vaca Muerta”.
En este sentido, Caretta sostuvo que “el proyecto de GNL compite contra Estados Unidos. Cuanto más cercano estemos del sistema financiero, fiscal y de inversiones de Estados Unidos más competitivos vamos a ser. La estabilidad de la macroeconomía es fundamental y van a pasar al menos cinco presidencias en el tiempo que durará el proyecto”.
Por último, Sergio Mengoni indicó que TotalEnergies “tiene entre 16 y 18 billones de dólares por años para invertir y la Argentina está dentro del portafolio de todos los países donde la compañía está invirtiendo. Las condiciones de desregulación y poder sacar dividendos, entre otros aspectos, juega a favor para que dentro de ese monto para invertir en un año podamos traer más capitales a la Argentina”.
Sergio Mengoni (TotalEnergies), Fausto Caretta (PAE) y Ricardo Ferreiro de (Tecpetrol). Moderadora: Cecilia Boufflet. Foto: Dan Damelio.
El traspaso de las siete áreas hidrocarburíferas convencionales que YPF acordó con la provincia de Tierra del Fuego podría caerse si la Legislatura no aprueba el decreto que elevó el gobernador Gustavo Melella para convalidar formalmente el proceso.
En noviembre, Melella y Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, anunciaron el acuerdo de traspaso de áreas convencionales a la empresa provincial Terra Ignis, continuando con el Memorando de Entendimiento (MOU) que habían alcanzado en agosto. Pero la Legislatura, que sólo tuvo tres sesiones ordinarias en todo el año, todavía no le dio el visto bueno necesario al decreto del gobernador.
La Legislatura provincial podría sesionar el próximo jueves.
Legislatura
El próximo jueves está pautado que la Legislatura provincial sesione. En el caso de que se reúna, los legisladores tienen una batería de temas pendientes, entre ellos la salida de YPF de la provincia. Para que se trate, se necesita la presencia de 10 de los 15 legisladores y el decreto del gobernador debería contar también con el apoyo político de la oposición.
Una fuente que conoce de cerca el proceso de salida de YPF de Tierra del Fuego indicó que “si no se concreta ahora y el tratamiento en la Legislatura pasa para marzo, se pone en peligro el traspaso ya que el compromiso de YPF de operar las áreas es hasta el 31 de marzo de 2026. Si se cae el proceso seguramente YPF iniciará un mecanismo de reversión de estas áreas con los consecuentes perjuicios para la provincia”.
Según el acuerdo rubricado entre Melella y Marín, estaba previsto que el traspaso de la operación de los campos maduros se concrete el próximo 1° de enero de 2026. Los yacimientos convencionales más relevantes son Lago Fuego y Los Chorrillos. Las otras áreas convencionales de Tierra del Fuego son TDF Fracción A, TDF Fracción B, TDF Fracción C, TDF Fracción D y TDF Fracción E.
Plan Andes
YPF ya concluyó el proceso de salida de las áreas convencionales de Mendoza, Río Negro, Neuquén, Chubut (resta Manantiales Behr) y Santa Cruz (solo quedará en la exploración no convencional de Palermo Aike). Sin embargo, todavía falta que se cierre definitivamente el traspaso en Tierra del Fuego.
La sesión de las áreas convencionales es parte del Plan Andes lanzado por YPF para retirarse de los campos maduros de las históricas provincias productoras de hidrocarburos para concentrar sus inversiones en el desarrollo no convencional de Vaca Muerta. A mitad de año, la compañía con mayoría accionaria estatal abrió una nueva ronda del Plan Andes para desprenderse de áreas de Mendoza, Chubut y el norte argentino.
Terra Ignis, tendría una concesión por 10 años. De todos modos, la sociedad anónima controlada por la provincia no pretende convertirse en operador directo de los yacimientos. Cuando culmine el proceso, la firma estará dedicada a la búsqueda de socios estratégicos que se encarguen del desarrollo y vuelquen más inversión en los siete bloques convencionales para elevar los niveles actuales de producción.
Pecom y la estadounidense Flowco Holdings Inc. anunciaron la firma de un acuerdo de alianza estratégica para incorporar soluciones avanzadas de Artificial Lift en el mercado argentino de Oil & Gas, con foco particular en los recursos no convencionales.
Entre las tecnologías con las que opera Flowco se destaca el sistema High Pressure Gas Lift.
“Nos enorgullece haber concretado esta alianza con una compañía líder como Flowco, un gran paso en el camino que venimos recorriendo con Pecom para agregar valor con productos, soluciones y servicios que viabilicen y aceleren el desarrollo de la producción no convencional en Vaca Muerta”, sostuvo el CEO de Pecom, Horacio Bustillo.
Flowco se especializa en soluciones de optimización de producción, levantamiento artificial y mitigación de emisiones de metano para la industria del petróleo y gas natural.
“Esta colaboración refuerza el compromiso de Pecom de ofrecer soluciones integradas, innovadoras y sustentables en toda la cadena energética, aprovechando la tecnología de vanguardia de Flowco para mejorar la eficiencia productiva y la confiabilidad operativa en Vaca Muerta y otras cuencas clave del país”, aseguró Pecom en un comunicado.
Flowco se especializa en soluciones de optimización de producción, levantamiento artificial y mitigación de emisiones de metano.
Inyectar gas a alta presión
Entre las tecnologías con las que opera Flowco se destaca el sistema High Pressure Gas Lift, solución utilizada en Estados Unidos para compresión de gas aplicada a levantamiento artificial. Este sistema permite inyectar gas a alta presión y optimizar el desempeño del Gas Lift en pozos horizontales, ofreciendo una alternativa de alto rendimiento para operaciones de shale.
Actualmente, esta tecnología se posiciona como una solución clave para algunos de los proyectos más importantes de Vaca Muerta, consolidando a Pecom como una de las pocas empresas del sector capaces de ofrecer este tipo de servicios.
“Estamos convencidos de que el mercado argentino de recursos no convencionales es uno de los de mayor crecimiento a nivel mundial, con más de 3.000 pozos proyectados para incorporar sistemas de levantamiento artificial durante la próxima década. El Gas Lift ha demostrado ser un método confiable y flexible para maximizar la producción en pozos horizontales de shale, un segmento donde los operadores demandan mayor eficiencia y menores costos de levantamiento”, afirmó Walter Paris, Director Ejecutivo de Servicios y Soluciones Integradas de Pecom.
Energía Estratégica realizará un encuentro virtual mañana, en donde se analizará cómo integrar ERNC, sistemas BESS, digitalización e innovaciones tecnologías para fortalecer la competitividad de los proyectos en Hispanoamérica de cara al 2026.
El mercado energético de América Latina se encuentra en una fase de evolución estratégica. Las empresas del sector enfrentan el reto de escalar proyectos, diversificar tecnologías y asegurar rentabilidad en un entorno caracterizado por nuevas regulaciones, alta competencia y aceleración tecnológica. En este contexto, adquirir visión de largo plazo e identificar oportunidades de integración se vuelve clave.
El evento gratuito «Estrategias para escalar y diversificar portafolios renovables y storage» se desarrollará en formato virtual y será impulsado por Energía Estratégica. Reunirá a tecnólogos, desarrolladores, generadoras renovables y EPCistas del sector con alcance internacional.
A partir de las 11 h Argentina – Uruguay – Chile – Brasil |9 h Colombia – Perú – Panamá | 8 h México – Guatemala | 15 h España, referentes de alto nivel analizarán cómo pasar del desarrollo de proyectos individuales a portafolios consolidados, integrando el almacenamiento y la digitalización como vectores clave de valor.
El encuentro virtual comenzará con un panel de debate denominado “Del panel al portafolio: inversión, tecnología y ejecución en el nuevo ciclo renovable”, que pondrá el foco en la transición que vive el sector: del desarrollo de proyectos aislados a la estructuración de portafolios diversificados y financieramente viables. Participarán Jorge Ospina, Service and Product Manager Colombia de Solis; Claudio Loureiro, Country Manager Brasil & Argentina de GCL SI; y un representante de Negratín, compañía especializada en ingeniería y ejecución de proyectos energéticos.
En un entorno de transformación regulatoria y competitividad creciente, se vuelve crucial entender cómo articular inversión, tecnología y ejecución eficiente en esta nueva fase del mercado.
Empresas y players de referencia del ecosistema renovable compartirán visiones estratégicas y casos concretos sobre cómo optimizar CAPEX y OPEX, acelerar tiempos de desarrollo y garantizar retornos sostenibles en portfolios multi-tecnología. Por lo que la ejecución integrada y la estandarización de procesos serán temas centrales en este panel.
También se llevará a cabo un keynote destacado junto a SolaX Power, compañía que acelera su expansión en Latinoamérica y que se prepara para materializar sus primeros proyectos en generación centralizada o centrales híbridas (generación + almacenamiento) en los próximos años, con iniciativas iniciales de 10 a 20 MW.
Seguidamente se concretará el segundo bloque de la jornada, bajo la premisa “Innovación en eólica, solar y almacenamiento como ejes para acelerar la diversificación de la matriz”, que explorará cómo la adopción de nuevas herramientas digitales, la eficiencia de los sistemas de baterías y la evolución en las curvas de costos permiten ampliar y diversificar los portafolios, al tiempo que se fortalece la resiliencia de la matriz energética. Estarán presentes Ángela Castillo, Business Development Director de Black & Veatch; Leandro Iturralde, Responsable de Desarrollo de Negocios en Ventus; y Albert Ferrer, Regional Manager – Southern Europe & North Africa de HelloNext.
Los panelistas abordarán cómo combinar estas tecnologías en proyectos de generación renovable, sistemas stand-alone o parques híbridos, con el foco puesto en criterios técnicos esenciales para la toma de decisiones de diversificación, y en cómo anticiparse a la evolución del mercado eléctrico regional.
Mientras que el último “Camino a FES Iberia: Perspectivas de inversión de las energías renovables”, se presenta como una antesala estratégica para el encuentro Future Energy Summit (FES) Iberia, que se celebrará el próximo 12 de febrero en Madrid, España, y que marcará el inicio de la gira 2026 de FES, con presencia confirmada en nueve destinos estratégicos a lo largo del próximo año. El debate contará con la participación de Luis Contreras, Managing Director de Yingli Solar; Andrés Pinilla, BESS Sales Director EU & LATAM de Risen Energy; y Óscar Aira, Managing Director – Europe & Latin America de GameChange Solar.
Durante el debate se abordarán perspectivas de inversión renovable en un escenario de expansión internacional, con foco en las sinergias entre América Latina y Europa. Además, se analizarán flujos de capital, condiciones regulatorias y novedosas iniciativas que se preparan y que podrían potenciar nuevos portafolios renovables y de storage.
Esta iniciativa reafirma el propósito de Energía Estratégica y Future Energy Summit de fortalecer el diálogo regional, promover la innovación tecnológica y generar espacios de articulación público-privada en torno a los desafíos y oportunidades de la transición energética.
Y con la participación de las empresas más relevantes del sector, autoridades y referentes técnicos, este encuentro se posiciona como un encuentro virtual crucial para Hispanoamérica, orientado al análisis estratégico del mercado renovable y la construcción de agendas de inversión hacia el corto, mediano y largo plazo.
Panamá reactivará su planificación estatal del sistema eléctrico con un nuevo plan energético a largo plazo, que comenzará a ejecutarse en 2026 e incluirá el lanzamiento de licitaciones para proyectos de generación renovable. La Secretaría Nacional de Energía confirmó en un diálogo exclusivo con Energía Estratégica que ese año entrará en vigencia el Plan Energético Nacional 2025–2050, que marcará una nueva etapa de previsibilidad y coordinación para el sector.
El plan restituye la planificación como función esencial del Estado, con enfoque técnico y participativo. Incluirá criterios territoriales, sociales y ambientales, e integrará las acciones de distintas entidades bajo un marco coherente. Con esto, el Gobierno busca alinear decisiones, dar señales claras al mercado e incentivar inversiones en energías limpias.
El proceso estará acompañado por un Plan de Licitaciones a cuatro años, que iniciará con proyectos hidroeléctricos y eólicos. Posteriormente, se sumarán nuevas tecnologías y procesos de reconversión de plantas térmicas hacia combustibles menos contaminantes, como parte de la estrategia para fortalecer una matriz energética diversificada, estable y menos dependiente de fuentes fósiles.
“La primera licitación –hidroeléctrica y eólica– se complementará con futuros procesos que incluirán todas las fuentes”, explicaron desde la Secretaría.
En paralelo a la planificación de largo plazo, el país avanza en tres ejes estratégicos: mejoras al servicio eléctrico, acceso universal y reducción de emisiones.
Por un lado, se impulsará una modernización del marco regulatorio, centrada en la calidad del servicio y en la protección de los usuarios. El Ejecutivo prevé llevar estos temas a debate en la Asamblea Nacional con el objetivo de actualizar los estándares técnicos y dar respuesta a las demandas ciudadanas.
Además, se implementarán nuevos esquemas de cobertura para llegar a los 58.000 hogares que aún no tienen acceso estable a la electricidad. Esta expansión requerirá ajustes normativos, tanto en las obligaciones de servicio como en los modelos operativos que se aplican en zonas de difícil cobertura.
Desde el punto de vista climático, Panamá prepara su posición técnica de cara a la COP30, que se celebrará en Brasil. La Secretaría de Energía será la encargada de aportar los contenidos del sector eléctrico al Ministerio de Ambiente, que liderará la representación nacional.
Las principales acciones incluyen el impulso a la generación distribuida, la electrificación rural mediante tecnologías limpias y el avance en movilidad eléctrica, con incorporación de buses y expansión de infraestructura de carga. Estos proyectos se diseñan con soporte técnico estatal para asegurar una integración eficiente con las redes existentes.
También se trabaja en la eficiencia energética, mediante la actualización de normas, sistemas de etiquetado y mejoras en edificios públicos. Esta línea de acción se enfoca en reducir el consumo en sectores de alto impacto y es parte de una estrategia integral de reducción de emisiones.
Por último, el país consolida su sistema de datos energéticos abiertos a través de SiePanamá, que permitirá mejorar los inventarios de emisiones, aumentar la transparencia institucional y fortalecer las capacidades de planificación climática.
“Se consolida el uso de información energética abierta, herramienta para mejorar inventarios de emisiones, transparencia y capacidad de planificación climática”, concluyeron desde la Secretaría.
Latinoamérica se encamina a una transformación profunda en el mercado de almacenamiento energético. Según estima Gonzalo Feito, director de la región andina de Sungrow, la región alcanzará los 20 GWh de sistemas BESS instalados para fines de 2026, consolidando un cambio estructural en la transición energética.
“Sí que se puede llegar al año que viene, a finales de 2026, a un total de 20 gigavatios hora en el mercado latinoamericano en almacenamiento”, aseguró Feito en el marco de la entrevista Ciclo Leaders organizada por Strategic Energy Corp. Esta previsión se basa en contratos firmados, nuevos proyectos en desarrollo y una creciente necesidad de estabilidad de red en los países de la región.
El crecimiento de los sistemas de almacenamiento no solo responde al avance del sector solar, sino a una necesidad estructural del sistema energético regional. “El almacenamiento está entrando por necesidad. Se ha demostrado que es la solución para dar estabilidad a la red”, subrayó el director regional de la empresa.
No obstante, la expansión del almacenamiento conlleva desafíos propios, en especial a nivel logístico. La entrega y puesta en funcionamiento de los equipos debe hacerse en tiempos controlados para preservar la vida útil de las baterías, lo que implica una logística milimétrica desde la fábrica hasta el punto de instalación final.
“Estamos hablando de contenedores de muchísimo peso, con altísima densidad. Los desafíos vienen más por el lado de la logística”, advirtió Feito.
En geografías complejas como las regiones montañosas de Colombia, el transporte y despliegue de equipos requiere una planificación minuciosa. “Desde el momento de la salida de fábrica hasta la llegada a sitio, hay que estar seguros de que esté conectado en un periodo de tiempo con el fin de no afectar la vida útil de las baterías”, precisó.
Sungrow, fabricante global de inversores solares y soluciones de almacenamiento, inició operaciones en Latinoamérica entre fines de 2017 y comienzos de 2018, con foco en Brasil y Chile. Desde entonces, ha acumulado 25 GW solares instalados en la región, de los cuales 8,5 GW se concentran en la Latinoamérica hispanohablante, y más de 10 GWh-hora en contratos firmados de almacenamiento.
La estrategia regional de la compañía se sustenta en una visión localizada, basada en equipos técnicos propios en cada país, adaptados a las necesidades específicas de cada mercado. “Contratamos personal local para que el cliente y los socios se sintieran cerca del fabricante”, sostuvo Feito, al explicar una de las claves del crecimiento.
De cara a los próximos años, Sungrow prioriza una expansión progresiva hacia nuevos mercados estratégicos. En este sentido, la empresa identificó cinco focos prioritarios: Chile, Argentina, Perú, Centroamérica y México. “Centroamérica se está posicionando muy fuerte en solar y almacenamiento. México, después de este largo parón, va a tener muchísimo potencial”, indicó el ejecutivo.
Para 2025, Perú ya concentra 850 MW solares comprometidos para suministro, mientras que la empresa planea incrementar sus operaciones en México y en República Dominicana, en sintonía con su estrategia de expansión regional. El crecimiento en estos mercados responde a señales regulatorias favorables y a un entorno cada vez más exigente en materia de confiabilidad eléctrica.
“Vamos a seguir incrementando nuestro equipo local, atendiendo de manera localizada. Nos adaptamos a las necesidades de los clientes”, explicó Feito, y subrayó que esta cercanía ha sido clave para consolidar la relación comercial con desarrolladores y utilities en la región.
A la par del despliegue físico de las tecnologías, Sungrow participa activamente en el diseño regulatorio del sector BESS, colaborando con autoridades y organismos técnicos en distintos países. “Estamos ayudando como tecnólogos a redactar las regulaciones con los diferentes países”, afirmó.
“Estamos tratando de formar parte de este conglomerado de organizaciones que tienen que aprender en conjunto cómo podemos aportar, cómo podemos ayudar, cómo podemos regular todo lo relacionado con el código de red”, agregó Feito, quien destacó que aún se trata de una tecnología joven que requiere aprendizaje colectivo.
Desde el punto de vista tecnológico, la innovación es uno de los pilares de Sungrow, con el 40% de su personal abocado a I+D y más de 2.600 patentes acumuladas. En inversores, la compañía mantiene una oferta completa tanto en sistemas string como centrales. La tendencia se orienta hacia unidades de mayor potencia unitaria y diseños modulares, con el objetivo de optimizar costos y eficiencia operativa.
En el segmento BESS, Sungrow lanzó el PowerTitan 3, una solución de 6,9 MWh en un contenedor de 20 pies, diseñada para maximizar la densidad energética y reducir el espacio requerido en sitio.
“La tendencia del mercado es incrementar la densidad para optimizar económicamente los parques y el footprint de las plantas”, explicó Feito.
De cara a 2030, la estrategia de Sungrow se mantendrá enfocada en crecimiento regional, innovación continua y cercanía con el cliente. “Vamos a seguir funcionando bajo la misma estrategia: gente local, creciendo localmente, estando de la mano con los clientes desde el primer día del diseño hasta el último día de la vida útil de las máquinas”, resumió el ejecutivo.
La entrevista se desarrolló en el marco del ciclo Leaders, organizado por Strategic Energy Corp. Allí, Gonzalo Feito extendió una invitación al sector renovable latinoamericano para participar del Sungrow LATAM Summit 2025, que se celebrará el 11 de diciembre en Chile. El encuentro reunirá a los principales actores de la industria energética para debatir sobre innovación tecnológica, transición energética y nuevos desafíos del almacenamiento en la región.
Zelestra, una empresa global de energía renovable, multitecnológica y orientada al cliente, ha firmado un acuerdo para la venta de su plataforma de América Latina a Promigas, un gran holding multienergía con sede en Colombia, enfocado en el gas natural y las energías renovables en América Latina, para impulsar un futuro sostenible en la región.
El negocio de Zelestra en América Latina consiste en una cartera total de más de 2,1 GW de capacidad solar y de almacenamiento de energía en baterías, con 19 proyectos en desarrollo avanzado ubicados en Colombia, Perú y Chile, y con 1,4 GW contratados con clientes.
Leo Moreno, CEO de Zelestra, afirmó: “Este acuerdo representa un paso fundamental para completar la transformación de Zelestra en un líder multitecnológico y centrado en el cliente, con un enfoque estratégico principalmente en Europa y Estados Unidos. Estamos muy orgullosos del impacto que ha tenido Zelestra en América Latina a lo largo de los años y tenemos plena confianza en que el equipo seguirá generando un profundo impacto en los próximos años bajo su nueva titularidad”.
Juan Manuel Rojas, presidente de Promigas, declaró que: “Esta adquisición representa un avance significativo para alcanzar los objetivos establecidos en nuestra estrategia ‘Nuestra Energía 2040’, que impulsa la expansión de nuestro portfolio de soluciones energéticas, el crecimiento de los negocios no regulados y la expansión hacia nuevas geografías. También refleja el compromiso de Promigas con el futuro energético del país y de la región, mediante el desarrollo de proyectos de energías renovables que contribuyen a la competitividad, sostenibilidad y eficiencia operativa”.
La plataforma de Zelestra en América Latina es pionera en energía limpia en la región, con más de 15 años de experiencia en el desarrollo, construcción y operación de proyectos renovables, respaldada por un equipo de más de 130 profesionales altamente capacitados.
El cierre de la transacción está sujeto a la finalización de los procedimientos requeridos ante las autoridades de competencia de Colombia y Perú, así como al cumplimiento de las condiciones precedentes habituales para este tipo de operaciones, las cuales se espera que se completen en los próximos meses.
Sobre Zelestra
Zelestra es una empresa verticalmente integrada que se especializa en el desarrollo, comercialización, construcción y operación de proyectos de energía renovable a gran escala. Recientemente fue clasificada entre los 10 mayores vendedores de energía limpia a clientes corporativos a nivel global por Bloomberg New Energy Finance (BNEF). El grupo cuenta con el respaldo de EQT, uno de los fondos más grandes del mundo, con más de 266.000 millones de euros en activos bajo gestión.
La vicepresidenta de la República Dominicana, Raquel Peña, ha inaugurado hoy el mayor complejo fotovoltaico de Centroamérica y el Caribe, Cotoperí Solar (162,6MWp), en Guaymate (La Romana).
Han participado en el acto el ministro de Energía y Minas de República Dominicana, Joel Santos, el presidente y CEO de ACCIONA, Jose Manuel Entrecanales, el presidente ejecutivo de JMMB República Dominicana, Juan José Melo, y el CEO de Grupo Pais, Juan Carlos País. Formado por tres plantas solares, Cotoperí Solar generará anualmente 286GWh de energía limpia y evitará la emisión de más de 210.000 toneladas de CO2, equivalente a plantar más de 5,5 millones de árboles. ACCIONA Energía, con un 51%, es el accionista mayoritario del proyecto.
El 49% restante lo ostenta Cotosolar Holding, que incluye al JMMB Fondo de Energía Sostenible (FES), administrado por JMMB Funds, a Grupo Pais y a otros inversionistas minoritarios. El proyecto ha tenido un impacto significativo en la economía y el empleo de la zona, con la contratación de más de 600 personas de forma directa e indirecta durante su construcción. Además, Cotoperí Solar ha impulsado un conjunto de iniciativas sociales para fomentar el desarrollo local y mejorar la calidad de vida de las comunidades cercanas al complejo fotovoltaico, de las que ya se han beneficiado más de 3.500 personas.
Entre ellas destacan la creación de una bolsa de empleo que prioriza la contratación de mano de obra local, programas de formación en oficios y emprendimiento, y campañas de educación vial para trabajadores y habitantes de la zona. Junto a la organización dominicana Centro Arcoíris y la fundación acciona.org, el proyecto Cotoperí Solar está impulsando mejoras en el acceso al agua y saneamiento en los barrios Bella Vista y Villa Penca, en el municipio de Bajos de Haina, que beneficiará a más de 4.500 personas Cotoperí Solar es el segundo proyecto fotovoltaico que ACCIONA Energía completa en República Dominicana, tras la puesta en marcha de Calabaza I (58MWp) en 2023.
La compañía también está construyendo la planta solar Pedro Corto (82,69MWp), en colaboración con Grupo Pais, fortaleciendo su cartera de proyectos renovables en el país. Por su parte, Grupo País y JMMB Fondo de Energía Sostenible (FES) mantienen inversiones en proyectos de generación renovable en República Dominicana que, en conjunto, superan los 710MWp de capacidad instalada, consolidando su posición como actores clave en la transición energética nacional.
La participación de JMMB FES en este proyecto refleja el compromiso de sus inversionistas institucionales de garantizar que los ahorros de los trabajadores dominicanos sean invertidos en proyectos que promueven la energía sostenible y la eficiencia energética. En el ámbito de las infraestructuras, ACCIONA construye actualmente el acueducto oriental de Santo Domingo, que mejorará el abastecimiento de agua para 850.000 personas, y la pista de aterrizaje del aeropuerto internacional de Cabo Rojo, en Pedernales.
La vicepresidenta del Gobierno y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha anunciado hoy una nueva participación de España en el mecanismo europeo de subastas como servicio (AaaS por sus siglas en inglés) del Fondo de Innovación activado por el Banco Europeo del Hidrógeno para facilitar el despliegue de este vector estratégico en el conjunto de la UE y en los países participantes. La contribución española será en esta ocasión de 415 millones de euros para financiar nuevos proyectos nacionales de producción y uso de hidrógeno renovable. Además, España se suma también al esquema AaaS dentro de la primera subasta europea de calor industrial, con un aporte voluntario de 50 millones que financiarán iniciativas de descarbonización de procesos térmicos en la industria.
“Quiero aprovechar para anunciar la contribución de 415 millones para reforzar la tercera subasta del Banco del Hidrógeno. Con esta aportación hemos alcanzado la cifra de 3.155 millones para que el hidrógeno se haga una realidad. Hace diez años hablar del hidrógeno parecía que era hablar de algo en laboratorio o algo todavía en I+D. Y ahora, sin embargo, estamos viendo que hay proyectos reales que llegan a todas partes del territorio y que también dan una respuesta que es necesaria para conseguir la descarbonización en nuestro país” ha señalado hoy durante la clausura del encuentro de la Alianza Q-Cero.
Con la participación española en el AaaS de H2 renovable se espera conseguir el objetivo de conceder el 100% de los fondos para el impulso de este vector asignados al Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía en el marco del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR). Ésta será la segunda contribución española, tras la participación en 2024 con un presupuesto de 376,9 millones.
En el caso de la subasta de calor industrial, la primera de esta naturaleza lanzada por la Comisión Europea, la implicación española busca respaldar proyectos de electrificación del calor industrial (bombas de calor, calentamiento resistivo, por plasma…), calor renovable directo (soluciones de solar térmica o geotermia), o híbridos combinando electrificación y calor renovable. Son distintas tipologías que ya están siendo impulsadas mediante líneas de ayudas dentro del PERTE ERHA y el PERTE de Descarbonización Industrial.
REPARTO DE FONDOS
El nuevo aporte de España al AaaS del Banco Europeo del Hidrógeno se distribuirá en dos de las tres cestas o topics contempladas en los Términos y Condiciones de la tercera subasta del Banco Europeo del Hidrógeno. Se destinarán 278,6 millones al Topic #1 (producción de hidrógeno renovable de origen no biológico, RFNBO por sus siglas en inglés) y 136,4 millones al Topic #3 (apoyar la producción de hidrógeno RFNBO limitado a proyectos que abastezcan al sector marítimo y aviación con RFNBO).
Respecto a la ayuda máxima por proyecto presentado, el límite será el presupuesto nacional disponible para cada topic. En caso de que el presupuesto de uno de los dos topics no fuera adjudicado en su totalidad, se contempla a nivel nacional el trasvase de presupuesto entre ambos.
Dentro de la subasta de calor industrial se dedicarán 30 millones Topic de baja temperatura (100-400 ºC) y baja potencia (3-5 MWt) y 20 millones al Topic de baja temperatura (100-400 ºC) y media potencia (> 5 MWt).
PLAZOS MÁS AJUSTADOS
A partir de la fecha que se indique en la convocatoria, cualquier proyecto que esté en la lista de espera y sea potencial beneficiario en la AaaS española deberá presentar tanto la documentación recogida en la convocatoria como la garantía de ejecución.
Los plazos a nivel nacional para la presentación de estas garantías y, en términos generales, para el proceso de tramitación, serán más reducidos que los establecidos para la primera convocatoria del mecanismo AaaS, debido a que las resoluciones definitivas de adjudicación deberán publicarse antes del 31 de agosto de 2026, por tratarse de ayudas financiadas por el Mecanismo para la Recuperación y la Resiliencia a través del PRTR.
Financiado con el Innovation Fund y con aportaciones nacionales, el Banco Europeo del H2 es otro de los instrumentos diseñados por la Comisión Europea para liderar la carrera global del hidrógeno verde y adquirir ventaja competitiva en el proceso de descarbonización de la actividad económica.
El esquema de las AaaS permite a los estados miembros utilizar estas subastas europeas como mecanismo de selección de proyectos. Una vez resuelta la subasta a nivel comunitario, aquellos países que aportan fondos adicionales, como España, pueden recuperar proyectos nacionales preseleccionados que hayan quedado sin ayudas al agotarse los fondos dispuestos por Bruselas y dotarlos con dinero de la contribución voluntaria al fondo común. Con este instrumento, los estados miembros pueden identificar y respaldar proyectos competitivos en su territorio que no hayan obtenido financiación comunitaria, sin necesidad de convocar sus propias subastas nacionales.
DESPLIEGUE DEL HIDRÓGENO VERDE EN ESPAÑA
Esta fórmula amplía las posibilidades de las empresas españolas de obtener financiación para nuevos desarrollos en la producción y uso de hidrógeno renovable y afianzar la posición de la industria nacional, que ya en la actualidad es altamente competitiva en este sector.
La adhesión al sistema de subastas del Banco Europeo del Hidrógeno se suma a todo el abanico de instrumentos de ayuda habilitado por el Gobierno a través del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico para hacer del hidrógeno verde una de las palancas clave de nuestra política energética. Al desarrollo de este vector energético y su cadena de valor asociada ya se han destinado, incluyendo esta nueva aportación, más de 3.100 millones del PRTR.
La compañía Shell comunicó su decisión de no participar del proyecto que impulsa YPF para el desarrollo de la producción de GNL en el país con el objetivo de su exportación al mercado internacional.
La información fue publicada por la Agencia Reuters, y confirmada por la Casa Matriz de la petrolera multinacional de origen anglo-holandesa.
La comunicación difundida señala que “Shell decidió no avanzar con la fase inicial del proyecto Argentina LNG. Había participado inicialmente sólo en la etapa de pre-FEED”, (que es preliminar a la de Ingeniería de Diseño, donde se definen detalles técnicos del proyecto).
En la comunicación de la compañía se indica además que “Seguimos viendo a la Argentina como un mercado potencialmente atractivo para el crecimiento de las exportaciones de GNL. Por lo tanto, (Shell) continúa analizando opciones de expansión junto a YPF para Argentina LNG”. Sin entrar en detalles.
En los meses que transcurrieron desde que en el arranque del año se realizára el anuncio de un pre acuerdo para avanzar en un proyecto para producir GNL (a partir del gas de Vaca Muerta) para su colocación en el mercado internacional, Shell mantuvo su reserva, lejos de eventuales anuncios acerca de la evolución de las conversaciones con YPF.
En tanto, fue el presidente de YPF, Horacio Marín, quien admitió en noviembre que el proyecto no estaría avanzando hacia la etapa de consolidación.
Shell es principal protagonista en el mercado internacional del GNL, y el anuncio de su ingreso al proyecto encarado por YPF se produjo pocos meses después de conocerse el desestimiento de avanzar en un proyecto similar con YPF por parte de la malaya Petronas, otra fuerte protagonista internacional en esta industria.
En las últimas semanas, Horacio Marín continuó con intensas gestiones para firmar acuerdos de adhesión con otros potenciales socios en el emprendimiento Argentina LNG, y al respecto se anunció un preacuerdo con la italiana ENI. Y con ADNOC, de Emiratos Arabes (EAU).
“Eni y ADNOC van a ser offtakers del GNL que se va a producir en Río Negro. Son empresas muy grandes y sólo queda un cuarto de la producción (estimada en 12 millones de toneladas anuales)para venderle a otros países”. “Eso le da solidez al proyecto. Por esa razón, pienso que no debería ser complicado lograr el Project Finance”, consideró Marin.
Luego de que Petronas se retirara en diciembre del año pasado del proyecto de exportación de GNL que lidera YPF, Shell apareció inmediatamente como su reemplazante neutralizando la incertidumbre que había generado la salida de la compañía de Malasia. Sin embargo, un año después es la propia Shell la que decidió bajarse.
“Shell ha decidido no avanzar con la fase inicial del proyecto de GNL de Argentina. Inicialmente, Shell solo participó en la fase pre-FEED. Seguimos considerando a Argentina como un mercado de crecimiento potencialmente atractivo para la exportación de GNL. Por lo tanto, Shell continúa explorando opciones de expansión con YPF para el GNL de Argentina”, aseguró la firma a través de un breve comunicado.
Shell se había sumado al proyecto de YPF en diciembre de 2024.
La decisión de Shell se vio influenciada por varias razones y, si bien en el último año YPF logró también sumar a la italiana ENI y pugna por conseguir el desembarco de ADNOC, la petrolera estatal de Abu Dhabi, lo cierto es que el retiro de la compañía angloholandesa no es una buena noticia para el proyecto de exportación de Gas Natural Licuado.
Tercero en discordia
Fuentes del mercado reconocieron que el ingreso de ENI descolocó a Shell. El proyecto inicial era solo con YPF y de pronto la firma angloholandesa se encontró con un tercer socio con el que no tiene una relación muy fluida en el escenario internacional. Son compañías con una cultura institucional diferente que no terminan de congeniar. Por lo tanto, ese desembarco introdujo ruido en la relación con YPF.
En diciembre de 2024, YPF y Shell habían firmado el acuerdo de desarrollo del proyecto consistente en la instalación de un buque licuefactor con una capacidad de 6 MTPA. A su vez, en junio de este año, YPF y ENI firmaron un nuevo acuerdo, en el que se definieron los pasos requeridos para alcanzar la decisión final de inversión de la última fase del proyecto “Argentina LNG”, que prevé la incorporación de 2 buques con una capacidad conjunta de 12 MTPA. Además, se informó que YPF, Shell y ENI integrarían estas fases para optimizar costos y acelerar plazos. De este modo, ambas fases iban a avanzar de manera conjunta compartiendo infraestructura clave
YPF, por su parte, parece sentirse más cómoda con ENI que con Shell. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, entabló una relación fluida con su par italiano Claudio Descalzi, que nunca llegó a tener con las autoridades globales de Shell. Además, el paraguas político que brinda la buena relación entre el presidente Javier Milei y la presidenta de Italia Giorgia Meloni también colaboró para estrechar ese vínculo.
Horacio Marín junto a su par italiano de ENI Claudio Descalzi. En el fondo, Javier Milei y Giorgia Meloni.
Presiones privadas y públicas
Al mismo tiempo que reforzó su alianza con ENI, en su afán de acelerar los plazos del proyecto —que de concretarse llevará el desarrollo de Vaca Muerta a otro nivel global— la compañía controlada por el Estado Nacional empezó a presionar a Shell para que se comprometiera más con la iniciativa, primero de forma privada y luego públicamente. “Estamos trabajando para cerrar el acuerdo, pero si no es Shell será otra compañía, la vida es así«, aseguró Marín en el último Forbes Energy Summit para referirse a la marcha de la denominada Fase III del proyecto Argentina LNG.
«La velocidad que le estamos imponiendo con ENI y ADNOC no es una forma normal de hacer las cosas. Ya tenemos los barcos, negociaciones encaminadas, vamos muy rápido», agregó para diferenciar del ritmo de las charlas con Shell.
Esa presión pública incomodó a Shell, la cual, al verse forzada a tener que definir en plazos que no eran los que tenía previstos, decidió finalmente dar un paso al costado.
El desafío de la integración
En medio de esa negociación hubo otro dato que molestó a la compañía angloholandesa. EconoJournal publicó el mes pasado que YPF negocia el desembarco de la italiana ENI en tres áreas de Vaca Muerta en la ventana de gas húmedo donde la petrolera está asociada con Pluspetrol: Aguada Villanueva, Las Tacanas y Meseta Buena Esperanza. Cuando se enteró de esta negociación, Shell dejó trascender en privado que le interesaba sumarse, pero su pedido no tuvo una buena recepción por parte de YPF.
La salida de Shell supone un doble desafío para YPF. Por un lado, porque desde el punto de vista financiero es un golpe para el proyecto que esta compañía haya quedado afuera. Y, por otro lado, porque la intención es que los socios de Argentina LNG trabajen de manera integrada a lo largo de toda la cadena de producción.
Shell ya está trabajando en el upstream de Vaca Muerta, donde acaba de inaugurar una planta de tratamiento de petróleo y gas en Bajada de Añelo, una de las áreas que opera en Neuquén. ENI y ADNOC, en cambio, no operan en la formación no convencional y su desembarco va a llevar cierto tiempo en caso de que las negociaciones avancen.
El Energy Council reconoció los avances operativos, el impacto del Plan 4×4 y el proceso de modernización de YPF. La empresa alcanzó un crecimiento del 82% en la producción de shale oil y consolidó proyectos estratégicos como Vaca Muerta Oil Sur y Argentina LNG.
Horacio Marín, presidente y CEO de la compañía en el marco de las jornadas de la World Energy Capital Assembly (WECA). La empresa YPF fue reconocida como la compañía regional del año por el Energy Council en Londres. El premio destaca los avances en eficiencia operativa junto al impacto concreto del Plan 4×4 y el proceso de modernización que la compañía viene impulsando.
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El reconocimiento fue otorgado por los resultados alcanzados durante el último año, en el cual se registraron más de 200.000 barriles diarios de producción propia de shale oil, lo que equivale a un crecimiento del 82% en menos de dos años. Junto a avances en eficiencia operativa que ubican la producción no convencional de YPF a niveles de competitividad comparables con los de Estados Unidos.
Además, destacaron la consolidación de proyectos estratégicos como el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y Argentina LNG. Dichos proyectos permitirán consolidar al país como un exportador de energía a nivel mundial.
El premio fue recibido por Horacio Marín, presidente y CEO de la compañía en el marco de las jornadas de la World Energy Capital Assembly (WECA) en Londres.
“Estoy muy contento por haber recibido este reconocimiento internacional que confirma que estamos avanzando con decisión para alcanzar el objetivo de convertirnos en una empresa de clase mundial”, afirmó Marín.
El intendente Adrián Casadei anticipó que el Golfo San Matías será el nodo estratégico del proyecto de GNL.
El proyecto de Gas Natural Licuado (GNL) que unirá a Vaca Muerta con el Atlántico transformará por completo el rol del Golfo San Matías. Ya no será solo un destino turístico emblemático, sino la puerta de exportación del petróleo y el gas neuquino hacia los mercados globales.
Así lo explicó el intendente Adrián Casadei en diálogo con el programa Cumbre a la Carta, por AM Cumbre, donde analizó la magnitud del proyecto y su impacto en la economía local. Según adelantó, la llegada de contratistas, empresas de servicios y nuevas obras vinculadas al gasoducto ya marca un cambio visible en la dinámica de San Antonio y Las Grutas.
“Ya llegaron los primeros caños para hacer todo el gasoducto que va desde el gasoducto San Martín hasta el lecho marino”, detalló Casadei, subrayando que el movimiento logístico asociado al GNL comienza a sentirse en la vida cotidiana de la comunidad.
El intendente recordó que el primer buque de GNL funcionará vinculado al Gasoducto San Martín, pero remarcó que el segundo barco requerirá un ducto directo desde la Cuenca Neuquina. Ese enlace convertirá al VMOS en la principal válvula de exportación de Vaca Muerta, consolidando al Golfo San Matías como un nodo energético estratégico.
Casadei destacó además el peso del aporte neuquino en el proceso. “El Golfo San Matías será la puerta de salida del gas y del petróleo, que mayoritariamente los neuquinos tienen mucho que ver. Eso es resultado del trabajo que ha hecho el gobernador de Neuquén”, afirmó, marcando el carácter regional de la iniciativa.
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Otro punto clave es la expansión de capitales neuquinos en la zona. El jefe comunal remarcó que la inversión ya se nota en departamentos, campos, complejos turísticos y desarrollos inmobiliarios. “Neuquén hace rato tomó a Las Grutas y la costa rionegrina como su balneario. Ahora, además, será su salida energética”, sintetizó.
En línea con la visión del gobernador neuquino Rolando Figueroa sobre aprovechar la ventana de oportunidad de Vaca Muerta, Casadei sostuvo que el desafío es transformar la renta energética en infraestructura. Entre las prioridades mencionó obras de agua y saneamiento, ampliaciones hospitalarias y mejoras de conectividad para acompañar el crecimiento.
También fue categórico respecto de la convivencia de actividades. “Nuestra responsabilidad es que ninguna actividad económica que se sume perjudique a las otras. El puerto, ALPAT, los olivares… nada de eso frenó al turismo. Lo mismo tiene que pasar con el GNL y con Vaca Muerta: tienen que complementar, no desplazar”, afirmó.
La referencia al VMOS sintetiza un cambio de escala: San Antonio Oeste pasa de ser un destino de turismo y pesca a un nodo logístico–energético integrado al entramado productivo de Vaca Muerta, con capacidad para atraer proveedores, empleo Calificado e inversiones de alcance nacional.
Glencore anuncia la re activación de operaciones en Alumbrera hacia fin es de 2026 , previendo el inicio de su producción para el primer semestre de 2028.
La decisión de reanudar la operaci ón , tras un per íodo de C uidado y Mantenimiento (C&M) iniciado en 2018, se basa en el contexto de un régimen fiscal robusto, que brinda un mayor apoyo a la inversión en la industria minera argentina , además del aumento sostenido de precios del cobre y el oro , y en las perspectivas positivas para ambas materias primas.
La planta concentradora y la infraestructura asociada a Alumbrera se han mantenido bajo un programa estructurado de C&M con una renovación o sustitución específica de ciertos equipos clave. Durante ese período el proyecto Alumbrera también continuó cumpliendo con sus obligaciones de rehabilitación.
Una vez que se obtengan todos los permisos y se encuentre plenamente operativa, se espera que Alumbrera produzca alrededor de 75.000 toneladas de cobre, 317.000 onzas de oro y 1.000 toneladas de molibdeno durante los cuatro años de operación.
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Martín Pérez de Solay, CEO de Glencore Argentina, comentó: “Más allá de l os resultados económicos del reinicio de Alumbrera considerado de manera independiente, el mismo resulta un facilitador natural para MARA. Por un lado, reduce el riesgo de la puesta en marcha de la planta concentradora y de la logística de transporte , y reentrena a la fuerza laboral antes de obtener el primer mineral de l yacimiento Agua Rica . Adem ás, mantiene en funcionamiento infraestructuras críticas, que pueden compartirse con el proyecto, generando sinergias operativas ”.
“El reinicio de Alumbrera demuestra que la provincia de Catamarca puede desempeñar un papel clave en el desarrollo continuo de la industria minera local y nacional , y de sus respectivas economías. Este nuevo anuncio tiene lugar luego de la presentación de las solicitudes de adhesión de los proyectos de Glencore en Argentina, MARA y El Pach ón , al R égimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), en agosto pasado . Asimismo , confío en que estos proyectos apoyarán la ambición del país de convertirse en uno de los principales productores mun diales de cobre.”
Síganos en las redes sociales:
Página 2 Alumbrera reanudará su operación, tras un período de Cuidado y Mantenimiento.
Para más información por favor contacte a:
Medios Verónica Morano veronica.morano@glencore.com.ar V www.glencore.com
Acerca de Glencore
Glencore es una de las mayores empresas de recursos naturales diversificados del mundo y una de las principales productoras y comercializadoras de más de 60 productos que hacen posible la vida cotidiana.
A través de una red de activos, clientes y proveedores que se extiende por todo el mundo, producimos, procesamos, reciclamos, nos abastecemos, comercializamos y distribuimos las materias primas que permiten la descarbonización, satisfaciendo a la vez las n ecesidades energéticas actuales.
Con más de 150.000 empleados y contratistas, y una fuerte presencia en más de 35 países, tanto en regiones consolidadas como emergentes en materia de recursos naturales, nuestras actividades de comercialización e industriales están respaldadas por una red mundial de más de 50 oficinas.
Los clientes de Glencore son consumidores industriales, como los de los sectores automovilístico, siderúrgico, de generación de energía, de fabricación de baterías y petróleo. También proporcionamos financiación, logística y otros servicios a productores y consumidores de productos básicos.
Glencore se enorgullece de ser miembro de los Principios Voluntarios de Seguridad y Derechos Humanos y del Consejo Internacional de Minería y Metales. Participamos activamente en la Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas.
Respaldaremos el esfuerzo global para alcanzar los objetivos del Acuerdo de París a través de nuestro empeño para descarbonizar nuestra propia huella operativa.
Para más información, consultar nuestro Plan de Transición a la Acción Climática 2024 -2026 (Climate Action Transition Plan) disponible en nuestro sitio web, en la página glencore.com/publications.
Nota a los editores
Acerca de MARA
MARA es un proyecto minero de cobre, molibdeno, oro y plata ubicado en el oeste de Catamarca. Actualmente se encuentra en etapa de exploración avanzada.
El Proyecto MARA comprende el desarrollo del yacimiento Agua Rica, ubicado en Catamarca, utilizando la infraestructura de Alumbrera, que operó durante 20 años, hasta 2018. Glencore es el único propietario y operador del proyecto MARA. La producción media prevista es superior a 200.000 toneladas anuales de cobre en concentrado para los 10 primeros años.
Felipe Bayón, actual CEO de GeoPark (una compañía listada en la Bolsa de Nueva York y con el 98% de su operación en Colombia), compartió en una reciente entrevista su visión sobre la industria de hidrocarburos, la transición energética y los planes de crecimiento de la compañía.
La Transición Energética: Ordenada y Gradual
Bayón subraya que la transición energética debe ser ordenada, gradual y definida por cada país, teniendo en cuenta realidades como el acceso a la energía. Recalcó que:
El 85% de la matriz energética mundial sigue siendo petróleo, gas y carbón, como hace 30 años, lo que indica que la demanda continúa.
El enemigo son las emisiones, no las fuentes de energía.
La autosuficiencia de gas y petróleo es clave para Colombia, advirtiendo que la falta de gas alcanzará el 30% el próximo año.
La Apuesta por el Fracking y el Gas
El ex presidente de Ecopetrol fue enfático en que la manera más rápida para que Colombia resuelva la falta de gas en 18 a 24 meses es con el fracking. Citó el ejemplo de Vaca Muerta en Neuquén, Argentina, que hoy produce cuatro veces y media el gas de toda Colombia. Mencionó que el fracking tiene una intensidad de carbono mucho menor (8 kg de CO2 por barril) que el promedio de la industria (64 kg), según datos conocidos.
Crecimiento Internacional con Inversión en Argentina
GeoPark planea duplicar su tamaño en tres años gracias a una agresiva inversión en Vaca Muerta (Neuquén, Argentina).
Se espera pasar de 28.000 a 45.000 barriles equivalentes por día (boed).
Esto implica un incremento en el EBITDA anual de 300 millones a 650 millones de dólares.
Innovación y Tecnología
Bayón destacó que la industria está adoptando rápidamente la tecnología, mencionando el uso de la Inteligencia Artificial para:
Navegar pozos y optimizar la perforación.
Crear modelos sintéticos del subsuelo para predicciones más rápidas y acertadas.
El Sentido de Vida y Liderazgo
Finalmente, Bayón compartió que un momento clave en su vida fue su cirugía de cáncer de próstata en 2022. Este evento reforzó su filosofía de vida: “Estamos de paso y hay que vivir el hoy” y que el propósito superior está por encima de lo que uno específicamente hace, buscando siempre dejar una huella y ayudar a transformar vidas.
PCR, que también es fuerte en energías renovables, se asoció con una empresa norteamericana en el área Cherokee, en la cuenca Anadarko.
La petrolera más antigua de Argentina pone un pie en Estados Unidos con la compra de un área no convencional PCR nació como una subsidiaria de los ferrocarrilles, en 1921.
PCR, una empresa que nació en 1921 para proveer de petróleo a los ferrocarriles, dio un salto que venía analizando hace tiempo: puso un pie en el negocio de crudo no convencional en Estados Unidos.
A través de su subsidiaria norteamericana PCR Energy OK LLC compró una participación del 15% en un proyecto de desarrollo de hidrocarburos no convencionales denominado Cherokee, ubicado en la cuenca Anadarko, en el condado de Roger Mills, estado de Oklahoma. Anadarko es una de las cuencas más productivas de Estados Unidos. Si bien no es tan conocida como el Permian, tiene un costo de ingreso más bajo.
Según explicó PCR en una nota a la Comisión de Valores, el proyecto está orientado a la producción de shale oil y shale gas, y es operado por la compañía estadounidense Upland Exploration, una petrolera que se enfoca actualmente en el área Cherokee.
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“El activo, en su totalidad, comprende aproximadamente 66.700 acres minerales, con seis pozos ya perforados y uno en perforación. El reservorio principal presenta alentadores niveles de productividad y, de acuerdo con el plan del operador, se prevé perforar sesenta (60) pozos en los próximos cuatro años”, detalló PCR, cuyo nombre original es Petroquímica Comodoro Rivadavia y es propiedad de dos familias argentinas
Para la empresa, “esta adquisición constituye un hito en el proceso de expansión internacional de PCR, permitiendo el acceso a un activo de calidad geológica ubicado en una zona con abundante infraestructura en la producción de hidrocarburos en los Estados Unidos”. No dio detalles sobre el costo de la compra ni cuánto deberá invertir a futuro.
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Para PCR esta participación representan hoy sumar unos 520 barriles de petróleo equivalente (BOE) por día que contempla tanto gas como petróleo de un total de casi 21.000 BOE/día que tiene hoy la compañía entre Argentina y Ecuador. Pero como hay un plan de perforación en marcha esperan que siga creciendo en los próximos años.
Parques eólicos de Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR)Parques eólicos de Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) Hasta ahora, PCR tenía operaciones en petróleo y gas en La Pampa y Mendoza, con 11 áreas y 6 áreas de exploración y explotación en Ecuador.
Además, es fuerte en energías renovables y participa en el negocio de cemento en la Patagonia. En energía renovable, opera cinco parques eólicos con una potencia total de 527,4 MW, ubicados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis.
La industria de Oil&Gas enfrenta desafíos operativos complejos: temperaturas extremas, alta presión, equipos en funcionamiento continuo y exposición a productos líquidos o gaseosos propios de la industria. En este contexto, seleccionar la grasa lubricante adecuada es fundamental para proteger componentes críticos, evitar paradas no programadas y maximizar la vida útil de los activos.
Con el objetivo de acompañar a ingenieros de mantenimiento y operadores en su toma de decisiones, expertos de Mobil elaboraron una guía técnica con criterios fundamentales para la selección, aplicación, compatibilidad y almacenamiento de grasas industriales. El contenido está especialmente pensado para equipos como válvulas, bombas, cabezales, actuadores y compresores que operan en tierra o en plataformas offshore.
Mezclar grasas de diferentes marcas, especialmente aquellas con distintos espesantes, pueden generar alteraciones en la consistencia. Esta tendencia se acentúa a medida que aumenta la temperatura de funcionamiento o la velocidad de cizallamiento de la mezcla. A temperaturas elevadas, las grasas incompatibles también pueden presentar una separación anormal del aceite.
A su vez, durante las aplicaciones, estas mezclas de grasas incompatibles pueden causar fallas como fugas, envejecimiento prematuro o un sangrado insuficiente del aceite en las zonas de contacto. Incluso, los aditivos pueden llegar a actuar en sentido contrario, afectando negativamente las funciones de lubricación, como la protección contra la fricción, el desgaste, la oxidación o la corrosión, generando fallas en el equipo (comprometiendo, por ejemplo, sistemas de lubricación automática y equipos de perforación).
Recomendación:
Ante una situación donde la mezcla sea inevitable, se sugiere realizar pruebas de compatibilidad previas, retirar la mayor cantidad posible de grasa anterior y relubricar con mayor frecuencia hasta lograr el reemplazo total.
¿Cómo elegir la viscosidad adecuada para los rodamientos?
En ambientes con amplias variaciones térmicas (ej. pozos en invierno o plataformas marinas), definir la viscosidad correcta es crucial. Consultar el manual del equipo, como primera instancia, o la recomendación del fabricante del rodamiento son las principales fuentes de consulta.
En algunos otros casos se puede requerir un cálculo EHL (elasto-hidrodinámico), que considera el tamaño, la velocidad y la temperatura de operación para definir la viscosidad óptima del aceite base.
¿Cuáles son los distintos tipos de espesantes de grasas? ¿Qué diferencias presentan cada una?
Los diferentes espesantes confieren a cada grasa características y propiedades únicas, lo que permite que ciertas grasas tengan un mejor rendimiento que otras en ciertas aplicaciones.
De todos los distintos tipos de espesantes disponibles en el mercado, los recomendados para esta industria son:
· Complejo de litio: para aplicaciones multipropósito a temperaturas y cargas moderadas a altas. · Poliurea: para aplicaciones de alta temperatura y larga duración. Gran estabilidad térmica para motores y generadores auxiliares. · Sulfonato de calcio: para aplicaciones con alta exposición al agua y cargas elevadas. ideal para sistemas en offshore.
¿Qué es el grado NLGI y cómo influye en el desempeño?
El número de consistencia NLGI -o grado NLGI- es una escala de clasificación estándar establecida por el Instituto Nacional de Grasas Lubricantes (NLGI – USA) para especificar el grado de dureza o fluidez de una grasa, según su tasa de penetración, especificada por la Sociedad Americana para Pruebas y Materiales (American Society for Testing and Materia -ASTM). Los grados NLGI varían de acuerdo a su fluidez entre 000 y 6: 000 (muy fluida), 00 (fluida), 0 (semifluida), 1 (muy suave), 2 (suave), 3 (Semisólida), 4 (sólida), 5 (muy sólida) y 6 (extremadamente sólida).
Su elección depende del diseño del rodamiento, la velocidad de operación y las condiciones ambientales. Por ejemplo, las aplicaciones subterráneas, donde se requiere una buena retención por presencia de agua, suelen demandar grasas más consistentes.
Un grado NLGI 2 es el más común en bombas y sistemas sellados. En zonas donde la grasa debe permanecer en su sitio pese a vibraciones o cargas (ej. cabezales de pozo), se puede requerir un grado NLGI superior.
En resumen, una lubricación técnica bien planificada sumada a buenas prácticas de aplicación y mantenimiento reduce costos, mejora la seguridad operativa y extiende la vida útil de los activos críticos en campos petroleros. Y siempre consultar el manual del equipo o del fabricante de los componentes.
Acerca de la marca de lubricantes Mobil
Con más de 150 años en el mercado, con productos y servicios marcados por la innovación y tecnología, los lubricantes Mobil están presentes en los más diversos segmentos del mercado: llevar astronautas al espacio, sectores industriales, cultivos de tierras agrícolas, transporte terrestre, aéreo y marítimo, automóviles, motocicletas y camiones, pero, sobre todo, la movilidad de las personas. Es así que la marca está en constante movimiento para seguir contribuyendo a la evolución y nuevos logros, siempre enfocados en la performance, productividad y eficiencia. Si hay movimiento, hay Mobil.
Acerca de Moove
Moove, multinacional brasileña perteneciente al Grupo Cosan, es uno de los mayores productores y distribuidores de lubricantes y bases lubricantes de Brasil, con presencia en 11 países de América (Brasil, Estados Unidos, Argentina, Bolivia, Paraguay y Uruguay) y Europa (Reino Unido, Portugal, Francia y España). Desarrolla productos y servicios de lubricación especializados que son esenciales para mover y brindar una mayor eficiencia en equipos industriales y vehículos comerciales y de pasajeros.
La firma británica AVEVA considera que petróleo, gas y minería son los sectores que impulsarán la economía nacional. También prevé que habrá fuerte desarrollo en el área de infraestructura.
La multinacional de origen británico AVEVA, líder global en software industrial, prevé lograr un crecimiento significativo en Argentina, de la mano de la expansión que proyecta en industrias como minería y petróleo y gas en los próximos años.
En ese marco, destaca oportunidades de crecimiento derivadas de las inversiones en torno al yacimiento de hidrocarburos no convencionales Vaca Muerta. Además, identifica inversiones por parte de actores tradicionales como YPF, Tecpetrol, Pan American Energy y la firma de ingeniería Worley.
Su producto estrella para acompañar esa dinámica empresarial es la plataforma Connect, desarrollada por la compañía y presentada en sociedad durante la Feria Hannover Messe en abril de este año.
Esa plataforma, alimentada por IA en la nube, permite a las empresas unificar inteligencia y conocimientos que integran su cadena de valor en un ecosistema de datos completo, mejorado con análisis e inteligencia artificial para capacitar a sus equipos para diseñar de manera más inteligente, optimizar la operación y mejorar la rentabilidad.
Federico Hernández, vicepresidente de AVEVA para América latina, compartió -durante una entrevista con Ámbito- la visión de la compañía sobre el contexto actual de Argentina. “También vemos oportunidades en el área de infraestructura, ya que el país demandará nuevos gasoductos, carreteras, adecuaciones portuarias y plantas de tratamiento de agua”, detalló.
Periodista: ¿Qué hace AVEVA y cómo funciona su plataforma Connect?
Federico Hernández: Somos básicamente una compañía tecnológica global que opera y acompaña a sus clientes en todos los segmentos industriales, desde la fase de diseño, que es la primera fase cuando se diseña una planta, a la fase de construcción, que es cuando se está construyendo una planta.
Por ejemplo, una petrolera está construyendo una nueva planta y requiere de información y de seguimiento, no solo de los costos, sino también de cómo va a llevar adelante esa construcción, a la fase de operación que es cuando ya está operando la planta, entonces requiere poder interactuar con los procesos, poder trabajar con la automatización y demás, hasta la fase de optimización.
Nuestra plataforma “Connect” es una plataforma agnóstica en la nube, que permite que todas estas fases que interactúan a lo largo del ciclo de vida que tiene cualquier compañía industrial, puedan unificarse en esta plataforma. Y cuando hablo de agnóstico es porque no solamente AVEVA permite que su propia tecnología esté alojada en esta nube, interactúe, se intercambien datos, se pongan en contexto y se tomen decisiones con esos datos, sino que también el cliente puede integrar otras tecnologías que pueda tener.
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Somos una compañía global que sirve a más del 90% de las principales compañías del mundo en la industria. Y cuando digo en la industria me refiero a todo tipo de industrias, desde las energéticas, petróleo y gas, minería, en lo que se refiere a commodities, por supuesto, en todo lo que tiene que ver con las alimenticias que producen productos que están empaquetados.
En Argentina servimos a las principales compañías del país en estos segmentos. Ya sea algunas en la fase de producción, otras en producción y optimización. Cuando hay algún proyecto en una planta, utilizan nuestra tecnología para el diseño de esa planta, para la construcción, etc.
P: ¿Con qué otras industrias trabajan en Argentina además de energía y minería?
FH: Petróleo, gas y minería claramente en Argentina hoy son los sectores que más dinámicos están. Pero también las principales automotrices globales utilizan tecnología de AVEVA en distintas fases. Para ir a un extremo, también tenemos clientes que usan nuestra tecnología para la automatización de sus edificios. O sea, todo aquello que tenga un sensor y que requiere una automatización, requiere tecnología para poder administrarlo, para poder operarlo, para poder tener esos datos y poder tomar decisiones con esos datos. Servimos también a compañías de aguas, que utilizan nuestra tecnología para monitorear sus instalaciones. También hay compañías de tabaco. Aceiteras. Puertos. Es difícil ser específico porque realmente es muy amplio el espectro donde actuamos.
En la situación actual de Argentina, claramente los sectores más dinámicos, donde estamos viendo más inversiones son petróleo, gas, energía, minería, incluyendo lo que pasa con el litio.
P: ¿Puede dar algún ejemplo práctico de la aplicación de la plataforma?
FH: Nuestra tecnología permite que los clientes puedan tener una planificación colaborativa. Me voy a salir un poquito de Argentina pero creo que es un ejemplo muy representativo: el puerto de Rotterdam. Hoy están planificando, un ecosistema de hidrógeno, cómo gestionar la energía para que esa energía se utilice de manera eficiente, no impacte en mayor costo pero tampoco en mayores emisiones. Y bueno, todo eso se hace justamente a través de esta tecnología donde vos podés poner en una plataforma como Connect para integrar esos datos; correlacionarlos, ponerlos en contexto y que cada una de las partes actuantes tengan esa información en tableros de comando o en tableros de información para ver en contexto lo que ellos necesitan y tomar decisiones. O monitorear el proceso o interactuar con los procesos.
P: ¿Y puede citar algún caso en Argentina?
FH: No tengo autorización para mencionar los nombres de los clientes, pero tenemos casos bien concretos en Argentina. Por ejemplo, en las principales petroleras del país nuestra tecnología ayuda a monitorear el proceso, a operar sus pozos. Pueden estar viendo en vivo y en directo la producción. Están pudiendo ajustar los parámetros del proceso para poder optimizarlo. Con esos datos que salen de esa parte del proceso, a su vez, los pueden integrar a sus sistemas de gestión empresarial. Pueden tener toda la parte de la cadena de valor e ir viendo, por ejemplo, qué insumos requieren comprar, qué mantenimiento requieren realizar a sus equipamientos, etcétera. También pueden entender cómo optimizar el consumo de energía, cómo hacer el seguimiento de las emisiones. En las refinerías hoy están utilizando nuestra tecnología, por ejemplo, no solo para monitorear procesos en vivo y en directo, para operar las plantas, sino también para simular escenarios y poder hacer optimizaciones del todo el proceso en tiempo real.
P: ¿Qué están observando en el desarrollo de los sectores de energía y minería en Argentina?
FH: Lo que estamos viendo en Argentina desde el último año y medio es que hay un dinamismo muy grande particularmente en todo lo asociado a Vaca Muerta, pero también en lo que es la minería. Cuando hablamos de minería, no solamente es lo que estamos viendo en San Juan, que tiene un potencial impresionante; también está el litio, que es un segmento dentro de la minería que viene creciendo exponencialmente. También vemos dinamismo en las inversiones en compañías energéticas. Estamos observando un nivel de inversión muy, muy importante.
En este marco, lo que veo no es sólo expansión, sino también veo mucho trabajo en lo que es optimización y eficiencia. La búsqueda de optimización y eficiencia de las compañías para producir más y expandirse, pero también para hacerlo de una manera eficiente. Eso es lo que estamos viendo particularmente.
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Es cierto que cuando miramos el resto de los sectores, vemos que aún no se están expandiendo como la energía y la minería. Pero esos sectores que no se están expandiendo sí están muy enfocados en invertir en lo que es optimización y eficiencia. Porque está claro que Argentina, en general, necesita que su matriz sea más competitiva y más eficiente.
Entonces, cuando hablamos de eficiencia no solo hablamos de reducción de costos. Eso se puede ver claramente reflejado a través de un proceso en toda su cadena de valor más eficiente. O sea, pudiendo hacer más con menos.
Tengo la oportunidad de ser parte de distintos comités en distintas cámaras en Argentina y un aspecto común es este. La expectativa positiva, por un lado, en los segmentos que aún no están viviendo ese dinamismo. Y el foco específico en cómo ser más competitivos, en cómo ser más eficientes.
P: ¿Qué otro aspecto considera que es imprescindible abordar?
FH: Otro elemento no menor a los anteriores tiene que ver con el talento. Una conversación recurrente entre las empresas es cómo desarrollar el talento, cómo atraer talento. Ese es un aspecto no menor para el crecimiento que se ve a futuro para Argentina. Y la tecnología es un habilitador para eso. En un caso concreto, una de las principales petroleras del país actualmente utiliza nuestra tecnología para entrenar a los nuevos talentos en cómo operar sus procesos; en cómo poder ejecutar esa operación bajo los estándares que la compañía tiene. Cómo optimizar esos procesos.
Se utiliza, por ejemplo, nuestra tecnología con realidad aumentada, donde esas personas que a lo mejor se incorporaron hace poco o que tienen un tiempo en la empresa, están desarrollándose en sus conocimientos, en su experiencia. Entonces con la tecnología tienen virtualmente acceso a toda su planta, pueden simular distintos tipos de escenarios, pueden interactuar directamente con el proceso.
La inteligencia artificial que tenemos incorporada en nuestros sistemas es un habilitador para eso, para captar el talento y ayudarlo a desarrollarse.
P: ¿Por el seguimiento de los sectores industriales que realiza la compañía, qué perspectivas ve para la economía argentina?
FH: Tenemos estos sectores que claramente son los que están creciendo más fuertemente, los más dinámicos, y realmente no solo vemos hacia atrás, sino hacia adelante, un nivel de inversión muy importante, un nivel de desarrollo, un potencial increíble. Y también vemos ese potencial para el resto de la economía. Pero tal vez, hay muchos sectores que aún están en una fase distinta, muy asociados a esto, a ser más eficientes, más competitivos. En ese sentido, la tecnología es un habilitador.
La ANP informó que se registró un salto productivo que consolida a los yacimientos del presal como el principal motor de la matriz energética del país. Petrobras explica el 90% de la producción.
Brasil cerró octubre de 2025 con un desempeño energético que marcó un punto de inflexión para su industria de hidrocarburos. Las cifras oficiales mostraron un aumento significativo en la extracción combinada de petróleo y gas, lo que reforzó la importancia de la actividad en aguas profundas y consolidó una tendencia expansiva que se sostuvo a lo largo del año.
La Agencia Nacional de Petróleo (ANP) destacó que estos resultados se enmarcan en un proceso de maduración operativa de los principales proyectos del país, especialmente en las áreas donde se concentra la producción marítima. El crecimiento de la oferta de petróleo fue uno de los motores del nuevo registro.
La extracción diaria superó los cuatro millones de barriles, impulsada por la puesta en marcha de unidades adicionales y por la estabilidad técnica en los campos ya desarrollados. Esta dinámica reflejó un mayor rendimiento por pozo y una optimización de los sistemas de bombeo, que permitieron incrementar el volumen disponible para refinación y exportación.
Al compararla con los meses previos, la ANP señaló que se alcanzó un nivel de producción “compatible con la curva de expansión prevista por los operadores”.
En paralelo, el gas natural acompañó el ritmo ascendente. La inyección diaria a la red nacional creció con respecto a septiembre y también frente al mismo período del año anterior, resultado de una mayor integración entre las plataformas y la infraestructura costa adentro.
El avance de la producción se explicó en parte por el aumento de la capacidad de tratamiento en las unidades flotantes, un punto clave para mejorar la disponibilidad del recurso y reducir los niveles de venteo.
El Presal como protagonista en Brasil
El presal continuó siendo el núcleo productivo del país. Las áreas bajo ese régimen aportaron más de cuatro millones de barriles equivalentes diarios y se consolidaron como los principales reservorios de petróleo y gas en explotación.
La ANP sostuvo que esta porción del Atlántico “representa la base estructural del abastecimiento nacional”, un reconocimiento que reafirma la centralidad técnica y económica de esos desarrollos para la política energética brasileña.
Brasil, Sector energético, Petróleo, Gas natural, Petrobras, Producción offshore, Presal, Industria hidrocarburífera, ANP, Petrobras lidera un mes récord para la producción brasileña.
Dentro de esa región, el campo de Búzios alcanzó en octubre su mejor desempeño en varios años y se ubicó como el mayor productor de petróleo del país. Su operación se apoyó en la incorporación de nuevas plataformas de gran capacidad y en la estabilidad operativa alcanzada en los pozos más recientes.
De manera complementaria, el campo de Mero encabezó la producción de gas natural, consolidando un avance que lo proyecta como uno de los polos más relevantes para los próximos ciclos de inversión.
El impulso offshore
Las plataformas ubicadas en aguas profundas aportaron la inmensa mayoría del petróleo nacional y un porcentaje sustancial del gas. Esta concentración es el resultado de un proceso de inversión sostenida en tecnología submarina, sistemas de seguridad, logística de abastecimiento y embarcaciones de apoyo.
Aunque estos proyectos implican altos costos iniciales, el desempeño del último año evidenció que su productividad genera un equilibrio favorable entre gastos y rendimiento.
La diversidad empresarial también se hizo visible. Cuarenta y seis compañías participaron en las operaciones del mes, distribuidas en más de doscientos bloques activos con distintos regímenes de explotación.
La documentación oficial que acompaña la cesión de las áreas hidrocarburíferas de YPF a la empresa provincial Terra Ignis Energía S.A. —registrada bajo el N° 27065 y ratificada por Decreto Provincial N° 2705/25— fue revisada en exclusiva para este portal.
El expediente, presentado al Poder Legislativo el 14 de noviembre de 2025, confirma el traspaso del 100% de participación de YPF en las concesiones Lago Fuego, Los Chorrillos y Tierra del Fuego (Fracciones A -b – c -d y E) y la prórroga de concesiones por diez años.
Sin embargo, el archivo también expone ausencias críticas, ambigüedades contractuales y condiciones que repiten errores observados en provincias como Santa Cruz y Chubut.
En una operación realizada a contrarreloj y sin ningún tipo de escrutinio público, el gobierno de Tierra del Fuego autorizó la salida total de YPF de la provincia y la entrega de todas sus áreas de petróleo y gas a una empresa desconocida, Terra Ignis Energía S.A., con beneficios fiscales tan extraordinarios que expertos consultados por este portal los califican de «Poco transparente y carente de soporte técnico, administrativo, ambiental y financiero»
Bocadepozo.com.ar accedió en exclusiva al paquete completo de documentos –Decreto, Acuerdo de Prórroga y Proyecto de Ley– que detallan el traspaso. Los papeles, que nunca fueron difundidos por el gobierno provincial, exponen una negociación opaca que se cocinó en apenas cuatro días hábiles y que ahora la Legislatura fueguina está presionada a aprobar como simple trámite.
LO QUE REVELAN LOS DOCUMENTOS EXCLUSIVOS:
EL RELOJ DE LA OPACIDAD: El 10 de noviembre de 2025, YPF y Terra Ignis firman el convenio privado. El 13 de noviembre, el gobernador Gustavo Melella ya está firmando el Acuerdo de Prórroga con Maximiliano D’Alessio, presidente de la misteriosa Terra Ignis. El 14 de noviembre, se firma el Decreto 2705/25 que lo autoriza todo. No hubo tiempo para preguntas.
LA «CAJA NEGRA» FAVORECIDA: Los documentos no incluyen balances, historial operativo ni demostración de solvencia de Terra Ignis. Solo figuran un domicilio en Río Grande y el nombre de su presidente. A esta empresa fantasma se le entregan las concesiones de Lago Fuego, Los Chorrillos y Tierra del Fuego, que incluyen la estratégica Planta San Sebastián, vital para el procesamiento de gas que calefacciona a los fueguinos.
EL FESTÍN FISCAL (ART. IV DEL ACUERDO):
Regalías reducidas al 12% y eliminación del Canon Diferencial (un ingreso clave para la provincia basado en la producción).
Vacaciones fiscales totales por 3 años: No pagará Ingresos Brutos, tasas ambientales ni certificados de origen por sus exportaciones.
Renuncia provincial a reclamos contra YPF (Art. 4° del Decreto): La provincia «limpia» el historial de la estatal y asume riesgos.
LA CONDICIÓN QUE OBLIGA A LA LEGISLATURA (ART. II): El acuerdo solo se activa si la Legislatura lo aprueba por ley. Es decir, el Poder Ejecutivo firmó primero un compromiso extremadamente favorable para una parte privada, y ahora le pasa la «factura política» a los legisladores, forzando una votación urgente y sin debate.
EL PELIGROSO PRECEDENTE: EL MANUAL DE YPF EN SANTA CRUZ Y CHUBUT
La operación replica el manual utilizado por YPF para retirarse de áreas «maduras» en otras provincias, con resultados desastrosos:
En Santa Cruz, el traspaso a Phoenix Global Resources derivó en caída de inversiones, producción y conflictos laborales. En Chubut, la salida generó litigios por incumplimientos y desmantelamiento de infraestructura. «Es el modus operandi: YPF se saca activos que requieren dinero, los pasa a empresas chicas, y las provincias, en vez de licitar, negocian a puerta cerrada con beneficios exorbitantes. Al final, la provincia pierde dos veces: se queda sin la operadora grande y no cobra lo que debería», explicó a Bocadepozo.com.ar un consultor petrolero que siguió ambos casos.
Áreas petroleras que Transfiere YPF a Terra Ignis (amarillo)
LO QUE NUNCA SE HIZO (Y DEBIÓ HACERSE):
Los documentos exclusivos confirman la absoluta falta de transparencia:
Cero audiencias públicas. Cero licitación o concurso para lograr mejores condiciones. Cero información técnica pública sobre los planes de inversión (prometen USD 197 millones en 12 años) o la capacidad real de Terra Ignis.
«Es una entrega«, resumió un abogado especialista en energía que analizó los documentos para este portal. «Se otorga un régimen de promoción industrial extremo, propio de una provincia desértica sin actividad, a una empresa que recibe yacimientos en producción y una planta clave. No hay justificación técnica ni legal para tanta liberalidad con el patrimonio público».
EL RELOJ LEGISLATIVO CORRE
Mientras este expediente exclusivo ve la luz, el proyecto de ley ya está en la Legislatura. Los legisladores fueguinos fueron convocados a ser meros notarios de un acuerdo cocinado entre cuatro paredes. La ciudadanía fueguina, hasta ahora, desconoce que su principal recurso natural y una infraestructura energética crítica están a punto de cambiar de manos bajo condiciones que expertos no dudan en calificar de «leoninas e inaceptables»
Solorza «La pregunta que flota en la fría atmósfera fueguina es simple: ¿Aprobará la Legislatura, sin chistar, el mayor traspaso de recursos de las últimas décadas, o ejercerá su deber de control y defenderá el interés público, exigiendo lo elemental: transparencia, concurrencia y condiciones justas?
Bocadepozo.com.ar accede en exclusiva al expediente completo. El gobierno de Melella firma un traspaso millonario a Terra Ignis Energía S.A., una compañía sin historial, otorgándole vacaciones fiscales totales, reducción de regalías y la Planta San Sebastián. El silencioso retiro de YPF repite el polémico modelo de Santa Cruz y Chubut. A continuación, un documento único, completo y actualizado que integra lo exclusivo del expediente con recomendaciones concretas y una comparación puntual con experiencias previas.
En el primer documento enviado como proyecto de Ley enviada vía nota formal formada por el Gobernador Gustavo Melella, expresa lo siguiente:
Tengo el agrado de dirigirme a Ud.. en mi carácter de Gobernador de la Provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, a los fines de remitir a consideración de esa Legislatura Provincial, el proyecto de Icy por medio del cual se propicia la autorización de la firma YPF S.A., a ceder el ciento por ciento (100 %) de su participación en los derechos, títulos, intereses y obligaciones que le correspondan en las concesiones de explotación de hidrocarburos de las áreas Lago Fuego, Los Chorrillos y Tierra del Fuego -Fraccion A, b, C, D y E-, a favor de TERRA IGNIS ENERGiA S.A.
Asimismo, se requiere su aprobación sobre el ACUERDO DE PR6RROGA DE LAS CONCESIONES HIDROCARBURíFERAS LAGO FUEGO, LOS CHORRILLOS Y TIERRA DEL FUEGO -FRACC16N A, 8, C, D Y E-y sus respectivos anexos suscripto entre la Provincia de Tierra del Fuego, Antártida e islas del Atlántico Sur, representada por quien suscribe y la empresa TERRA IGNIS ENERGiA S.A. representada por su Presidente Maximiliano D’ALESSIO, el cual se encuentra registrado bajo el N° 27065 y ratificado por Decreto Provincial N° 2705/25.
Considerando la relevancia que implica el dictado de la presente propuesta, es que solicito, por su intermedio, a los señores Legisladores. dar despacho favorable al presente proyecto de Iey.
Sin otro particular, saludo a la señora Presidente de la Legislatura
Provincial y a los integrantes de la Cámara Legislativa, con atenta y distinguida consideración.
El texto oficial —el mensaje del Ejecutivo que acompaña el proyecto de ley y los anexos del Acuerdo de Prórroga— contiene datos que este portal pudo verificar: Terra Ignis – YPF
Objeto de la cesión: YPF cede el 100% de su participación en las áreas anteriormente mencionadas a Terra Ignis.
Prórroga y plazos: Se prevé una prórroga de concesión por diez años a partir de la firma del acuerdo (13 de noviembre de 2025).
Cronograma de inversión: Se consignan inversiones comprometidas por un monto global (cifras y partidas detalladas en anexos), con foco mayoritario en actividades operativas y workovers.
Cláusulas de exenciones y beneficios: Se consignan exenciones fiscales temporales y un régimen preferencial de regalías (tasa inicial consignada en el expediente).
Compromisos formales y condicionamientos: la firma incluye compromisos de remediación, continuidad operativa y priorización de mano de obra y proveedores locales —pero muchos de estos compromisos están redactados de forma condicional (“cuando resulte posible”, “en la medida que sea viable económicamente”). Terra Ignis – YPF
Ese corpus documental representa la base legal del traspaso. La exclusividad de este portal radica en haber accedido y analizado el texto íntegro remitido por el Ejecutivo antes de su eventual sanción.
Lo que NO aparece (vacíos críticos que obligan a la Legislatura a exigir más)
El expediente muestra compromisos generales, pero faltan instrumentos jurídicos, financieros y técnicos esenciales que deberían estar cerrados antes de homologar la transferencia:
Escritura pública definitiva y anexos técnicos completos (inventario de activos/pasivos). No están incluidos en versión pública del proyecto remitido; la Legislatura no dispone de un inventario detallado de pozos, estaciones, instalaciones, responsabilidades ambientales conocidas ni de una relación explícita de “activos excluidos”. Terra Ignis – YPF
Garantías financieras y fideicomisos de remediación. El documento no incorpora (o no publica) instrumentos financieros exigibles —fideicomisos, seguros ambientales o garantías bancarias— que cubran sellado de pozos, remediación y abandono eventual. Sin esos instrumentos, la Provincia queda con riesgo fiscal futuro. Terra Ignis – YPF
Cláusulas de continuidad laboral de alcance y mecanismos de subrogación. Existen menciones a priorizar mano de obra local, pero sin textos contractuales que aseguren la continuidad de contratos tercerizados o derechos laborales (plazos, condiciones, penalidades). Terra Ignis – YPF
Cronograma detallado por hitos verificables. El plan de inversión está fragmentado; faltan hitos concretos condicionantes de beneficios fiscales , con auditoría externa verificable. Terra Ignis – YPF
Responsabilidad por pasivos históricos. El expediente incluye cláusulas generales sobre pasivos, pero no especifica qué pasivos quedan con YPF y cuáles son asumidos por Terra Ignis o por la Provincia. Esa indefinición es un foco de litigios futuros. Terra Ignis – YPF
Lo que deberíamos aprender de Santa Cruz y Chubut (comparación breve y lecciones aplicadas) Los casos provinciales donde YPF redujo su presencia ofrecen antecedentes instructivos:
Santa Cruz: tras retiros y traspasos, se detectaron pasivos ambientales significativos (pozos sin sellar, contaminación, “basurales petroleros”) y pérdida de empleo masiva. La ausencia de garantías financieras robustas dejó a la Provincia con costos de remediación elevados.
Chubut: procedimientos opacos en la transición derivaron en conflictos sindicales, litigios y un período prolongado de incertidumbre operativa.
Lección clave: sin cumplimiento de inventarios, garantías y cláusulas reversibles, la Provincia asume riesgos estructurales —ambientales, fiscales y sociales— que pueden perdurar décadas. El expediente vigente repite, por omisión, casi todos los errores que esas experiencias mostraron.
Riesgos concretos identificados en el expediente y por la experiencia comparada Transferencia de pasivos al erario público si faltan garantías.
Desmantelamiento de la cadena local de proveedores por falta de subrogación contractual.
Fallo en la reparación ambiental por ausencia de fondos específicos y obligaciones de cumplimiento.
Promesas de inversión que no revierten la declinación de reservas, puesto que el plan prioriza workovers y operación sobre exploración y aumento de recursos.
Riesgo reputacional y social por acuerdos cerrados sin control ciudadano ni auditoría externa. Terra Ignis – YPF
¿Qué debería exigir la Legislatura antes de aprobar la cesión? (guía práctica y juridico política)
Con base en el documento y en las experiencias comparadas, BocaDePozo analizó lo que se debería exigir para que la Legislatura condicione su aprobación a los siguientes requisitos innegociables:
Publicación íntegra y acceso público a la escritura definitiva, anexos técnicos, inventario de activos y pasivos y copia del plan de inversiones por partidas. (Obligatorio). Terra Ignis – YPF
Remediación y garantía bancaria por un monto determinado (auditable) que cubra abandono de pozos y pasivos ambientales conocidos y eventuales. (Instrumento financiero independiente).
Hitos condicionantes y cláusulas sancionadoras: beneficios fiscales temporalmente condicionados al cumplimiento de metas verificables (p. ej. X barriles/día, sellado de Y pozos) y penalidades con reversión de la concesión.
Cláusula laboral de continuidad y subrogación: protocolo de mantenimiento de contratos y reubicación con plazos y compromisos firmes ante sindicato; orden de prioridad para proveedores locales con control de cumplimiento.
Auditoría externa e informe anual público: auditor externo (firmas internacionales o universidad pública) con publicación anual de resultados y cumplimiento.
Comisión parlamentaria de seguimiento (multipartidaria) con acceso a documentación y facultades para convocar técnicos y auditores.
Seguro de responsabilidad civil y ambiental para eventos mayores (derrames, contaminación, siniestros).
Sin estos pasos, la aprobación sería una firma política con riesgo fiscal y ambiental para generaciones.
La empresa Corredores Viales S.A. fue declarada sujeta a privatización por el artículo 7° de la Ley 27.742 de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos. El procedimiento de privatización fue autorizado por el Decreto 97/2025.
En ese marco, mediante la Resolución 29/2025 del Ministerio de Economía se convocó a la licitación pública nacional e internacional de etapa múltiple N° N° 504-0007-LPU25, correspondiente a la Etapa I, comprensiva de los tramos oriental y conexión (la “Licitación Etapa I”. Ver nuestros comentarios aquí).
El pasado 20 de noviembre de 2025 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 1843/2025 del Ministerio de Economía la que autorizó el llamado a la licitación pública nacional e internacional de etapa múltiple 504-0013-LPU25 para la concesión de los Tramos Sur, Atlántico, Acceso Sur y Pampa de la “Red Federal de Concesiones – Etapa II” (la “uLicitación Etapa II”).
La convocatoria incluye la aprobación de los pliegos de bases y condiciones generales y particulares, las especificaciones técnicas y el modelo de contrato de concesión (los “Documentos Licitatorios”).
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A continuación, se detallan los aspectos más relevantes de la convocatoria:
Cronograma de la Licitación Etapa II
a. Plazo para la formulación de consultas a los Documentos Licitatorios: 21 de enero de 2026 hasta las 13:00 hs. b. Plazo máximo de presentación de ofertas: hasta el 6 de febrero de 2026 a las 12:00 hs. c. Acto de apertura del Sobre N° 1: 6 de febrero de 2026, 13:00 hs.
Condiciones generales de la Licitación Etapa II
La Licitación Etapa II es de etapa múltiple, por lo que los oferentes presentarán sus ofertas en dos sobres: el primero conteniendo la documentación que acredite el cumplimiento de los requerimientos legales, mientras que el segundo contendrá la oferta económica.
A su vez, la Licitación Etapa II está dividida en dos renglones:
a. Renglón 1: tramos Sur, Atlántico, Acceso Sur; y b. Renglón 2: tramo Pampa.
Presentación de ofertas
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La presentación de las ofertas debe realizarse exclusivamente a través de la plataforma Contrat.Ar, a cuyos fines los interesados deberán estar previamente inscriptos en la categoría “Cocontratantes del Estado”, subcategoría “Concesionario Ley N° 17.520” de conformidad con las Disposiciones 84/2024 y 29/2025 de la Oficina Nacional de Contrataciones (la “ONC”).
Participación y requisitos especiales
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Como condición para participar, los oferentes deberán reunir los requisitos exigidos por las Disposiciones 84/2024 y 29/2025 de la ONC.
Si el oferente está integrado por dos o más personas, todas ellas responderán en forma solidaria e ilimitada hasta la suscripción del contrato de concesión.
Los oferentes deberán designar a un integrante quien deberá poseer una participación mínima del 30% en el capital con derecho a voto en el oferente, la que deberá, a su vez, ser mayoritaria en los derechos de voto (el “Integrante Principal del Oferente”).
En caso de resultar adjudicatario, el oferente deberá constituir una sociedad anónima cuyo objeto social estará limitado al cumplimiento del contrato de concesión y su plazo de duración deberá ser 3 años superior al plazo máximo de vigencia del contrato. En adición, el Integrante Principal del Oferente deberá mantener idéntica participación en dicha sociedad que en el oferente.
Oferta económica
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La oferta económica consistirá en el monto en pesos (sin IVA) que se solicita percibir en concepto de tarifa de peaje para la categoría 1 con sistema TelePase (Vehículos de hasta 2 ejes y hasta 2,30m de altura y sin rueda doble) para cada tramo, pudiendo optarse por alguna de las siguientes modalidades:
a. Peaje inferior a la tarifa tope, por un plazo de concesión igual a 20 años; b. Peaje igual a la tarifa tope, por un plazo de concesión de entre 20 y 30 años.
La tarifa tope para el renglón 1 es de $3.305,79 para los subtramos Sur y Atlántico, y de $1.652,89 para el subtramo Acceso Sur.
Por su parte, la tarifa tope para el renglón 2 –tramo Pampa– es de $3.388,43.
La oferta económica deberá, a su vez, consignar la tasa interna de retorno de oferta esperada por el oferente en caso de resultar adjudicatario, la que no podrá superar el 15% La TIR se utilizará como parámetro para la recomposición del equilibrio económico financiero y en casos de extinción anticipada del contrato de concesión.
En adición, los oferentes podrán contemplar un descuento en sus ofertas económicas en caso de resultar adjudicatarios de ambos renglones.
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Garantía de mantenimiento de oferta
Como condición de validez de sus ofertas, los oferentes deberán integrar una garantía de mantenimiento de oferta ejecutable a primera demanda, con una vigencia de 120 días corridos contados desde la apertura de los sobres correspondientes a la primera etapa, por los siguientes montos:
a. Renglón 1: $8.700.000.000; b. Renglón 2: $1.360.000.000.
A los efectos de constituir las garantías enumeradas previamente, se admitirán los siguientes medios: (i) depósito bancario; (ii) garantía bancaria; (iii) carta de crédito stand-by; (vi) seguro de caución; (v) depósito bancario en Unidad de Valor Adquisitivo (“UVA”).
Objeto de la concesión
El objeto del contrato de concesión consiste en:
a. La realización de obras sobre el tramo concesionado; b. La elaboración de proyectos ejecutivos de obras a ser ejecutadas en la red federal de concesiones; c. La administración y explotación por peaje de los tramos concesionados; y d. La realización de explotaciones complementarias.
Ingresos de la Concesión
El concesionario percibirá ingresos por: (i) el peaje a ser abonado por los usuarios; (ii) la explotación de áreas de servicio, servicios complementarios y predios remanentes; y (iii) cualquier otro ingreso vinculado a la concesión.
Características principales del contrato
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El contrato de concesión se celebra entre el Estado Nacional (Ministerio de Economía a través de la Secretaría de Transporte) y la sociedad anónima constituida por el adjudicatario. La autoridad de aplicación es la Dirección Nacional de Vialidad .
a. Plazo de concesión: entre 20 y 30 años, con posibilidad de prórroga de dos años adicionales a opción del concedente.
b. Equilibrio económico-financiero: En caso de ruptura del equilibrio económico financiero, las partes iniciarán un proceso de renegociación que tendrá por objeto adoptar las medidas necesarias para restablecer dicho equilibrio. Las medidas de recomposición pueden incluir la modificación del plazo o la tarifa, el diferimiento de inversiones o la compensación económica directa a través de fondos del Tesoro Nacional.
c. Mecanismo de solución de controversias: (i) negociaciones amistosas; (ii) panel técnico y (iii) tribunales nacionales en lo contencioso administrativo federal con sede en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Garantías contractuales
10.1. Garantía de obras
Para el renglón 1 la garantía es de $56.200.000.000, mientras que para el renglón 2 de $11.700.000.000. Su valor se ajustará según la fórmula de actualización tarifaria prevista en los Documentos Licitatorios y deberá estar vigente hasta la finalización de las obras.
10.2. Garantía de cumplimiento de contrato
Para el renglón 1 la garantía es de $29.500.000.000, mientras que para el renglón 2 de $8.000.000.000. La garantía deberá estar vigente hasta la extinción de la totalidad de las obligaciones emergentes del contrato y el monto será actualizable conforme a la fórmula prevista en los Documentos Licitatorios.
10.3. Forma de constitución
Se admitirán como medios para la constitución de las garantías: (i) depósito bancario; (ii) garantía bancaria; (iii) carta de crédito stand-by; (vi) seguro de caución; (v) depósito bancario en UVA.
El compromiso de Corea del Sur de cerrar todas sus centrales eléctricas a carbón para el 2040 abre una importante oportunidad en el mercado del gas natural licuado. El país asiático tiene una capacidad instalada de casi 40 GW a carbón difícil de reemplazar enteramente con generación renovable y nuclear, lo que empuja la expectativa de mayores importaciones de GNL en los próximos años. Como mínimo, se espera que conviertan 14 GW de carbón a GNL para el 2038.
Corea del Sur confirmó que cerrará al menos 40 de sus 61 centrales térmicas a carbón para el 2040. Por otro lado, la fecha de retiro gradual de las 21 unidades restantes se determinará en función de la viabilidad económica y ambiental después de un debate público, con un plan específico previsto para el próximo año.
El plan de salida del carbón esta en línea con el ingreso de Corea del Sur en la Powering Past Coal Alliance (PPCA), una coalición global de más de 180 gobiernos nacionales y subnacionales, empresas y organizaciones que trabajan para impulsar la transición de la generación de energía a carbón a la energía limpia.
El país formalizó su ingreso en esta alianza el mes pasado durante la Cumbre Climática de la ONU en Brasil (COP 30). Se trata del primer país relevante en generación a carbón en Asia que se suma al acuerdo. Los otros países asiáticos firmantes son Singapur, Emiratos Árabes Unidos, Baréin, Azerbaiyán e Israel.
Oportunidad para el GNL
Corea del Sur opera actualmente la séptima flota generadora a carbón más grande del mundo, con 39 GW instalados. La participación del carbón en la generación eléctrica cayó del 42,5% en 2015 al 30,5% en 2024, aunque varias nuevas unidades de carbón han entrado en funcionamiento en los últimos años.
Los plazos de cierre y las restricciones políticas a la instalación de nueva generación nuclear y de renovables hacen pensar que aumentarán las importaciones de GNL para reemplazar unidades a carbón. Corea del Sur ya genera el 24% de su electricidad con GNL.
En cualquier caso, las decisiones concretas serán plasmadas por el Ministerio de Clima, Energía y Ambiente en el 12° Plan Básico de Oferta y Demanda de Electricidad (2026-2040) que será publicado el próximo año.
El plan vigente, que cubre el período 2024-2039 y que fue publicado por el anterior gobierno, estipula la conversión de 28 unidades a carbón con una capacidad combinada de 14,1 GW a GNL. También se indica que 12 unidades a carbón con 6,8 GW de capacidad serían convertidas a almacenamiento por bombeo, hidrógeno o co-combustión de carbón con amoníaco, todo para el 2038.
Sin embargo, la actual administración del presidente Lee Jae-Myung ha indicado que no tiene la intención de permitir que esas 12 plantas cambien a la co-combustión con amoníaco, un mix que reduce sensiblemente las emisiones de carbono. Tampoco buscará aprobar la construcción de nuevos reactores nucleares y solo mantendrá los proyectos previamente aprobados y en construcción.
La Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) de Chile formalizó una serie de contratos de suministro de crudo proveniente de la formación no convencional de Vaca Muerta. Estos acuerdos, suscriptos con las petroleras YPF, Vista Energy, Shell Argentina y Equinor, establecen una vigencia hasta junio de 2033 y representan un valor proyectado cercano a los US$12.000 millones.
Adicionalmente, el acuerdo refuerza el posicionamiento logístico de ENAP al habilitar la exportación del crudo de Vaca Muerta a terceros mercados. Esto se realizará a través de la Terminal Marítima de San Vicente, en Talcahuano, consolidando este punto como un nuevo hub para la salida del producto hacia el Océano Pacífico.
La energética chilena destacó que la magnitud del compromiso lo convierte en el mayor acuerdo comercial en la historia de ENAP. A modo de referencia, la cifra supera el intercambio comercial anual total entre Chile y la Argentina, que actualmente asciende a aproximadamente US$8.000 millones.
Otasa se inauguró en 1994 y tiene capacidad de 110.000 barriles día.
Los contratos garantizan el abastecimiento de cerca del 35% de la demanda anual de crudo de ENAP y se sustentan en el restablecimiento operativo del Oleoducto Trasandino (Otasa), cuya capacidad técnica de transporte es de unos 110.000 barriles diarios.
Otasa, tras 16 años de inhabilitación
Este ducto, con más de 400 kilómetros de extensión y construido en la década de 1990, reanudó sus envíos de petróleo hacia las instalaciones de ENAP en Hualpén, Región del Biobío, en 2023, tras un proceso de rehabilitación que siguió a 17 años de inactividad.
La materialización de estos contratos, que culminan un proceso de negociación y pruebas operacionales superior a los dos años, tiene entre sus múltiples beneficios estratégicos que aporta estabilidad al suministro de crudo, fortaleciendo la seguridad energética de Chile.
La potencia de la cadena logística transcordillerana reduce la dependencia del transporte marítimo que actualmente tiene Chile, mercado que está sujeto a factores externos como condiciones climáticas y congestión portuaria, lo que en distintas ocasiones provocó demoras en la entrega y sobrecostos logísticos.
En ese sentido, Enap también señaló que la transferencia por oleoducto se traduce en una reducción de los tiempos de traslado y los costos financieros asociados, además de permitir contar con un crudo de menor contenido de azufre, lo que ofrece ventajas ambientales.
Tras 16 años inhabilitado el ducto comenzó a bombear en 2023.
Julio Friedmann, gerente general de ENAP, enfatizó que el acuerdo es un «hito de mucha relevancia y coherencia con las definiciones estratégicas» de la compañía, alineado con su plan al año 2040.
ENAP refuerza su competitividad
«El resultado de este acuerdo contribuye a mejorar la competitividad de ENAP y permite a nuestro país contar con mayor seguridad energética, pues podremos fortalecer la producción de combustibles fundamentales para las industrias, el transporte y la vida cotidiana de las personas,” declaró Friedmann.
El ejecutivo también subrayó que, si bien se refuerza la flexibilidad del suministro por ducto, ENAP mantiene operativas sus capacidades de importación marítima internacionalcomo mecanismo de contingencia ante eventuales interrupciones en la entrega desde la Argentina.
El ducto de exportación se inauguró en 1994 y consiste en una cañería de 16” y 425 kilómetros de longitud, que parte desde el nodo Puesto Hernández en la provincia de Neuquén a unos 700 metros de altura, trepa hasta casi 2.000 metros para cruzar la Cordillera de los Andes para descender luego hasta el mar.
Empresas generadoras de energía renovable negocian incluir un artículo en el proyecto de Ley de Presupuesto 2026 que se tratará en diciembre en sesiones extraordinarias en el Congreso.
La intención es conseguir el paraguas de la ley de leyes para darle una prórroga al régimen de estabilidad jurídica y fiscal de la Ley 27.191, que reguló al sector desde 2015 y vence el 31 de diciembre. La extensión de la prórroga todavía no está definida, ya que la ley de Presupuesto permite un período más prolongado que un año.
La intención es conseguir el paraguas de la ley de leyes para darle una prórroga al régimen de estabilidad jurídica y fiscal de la Ley 27.191.
En el sector apuntaban a una nueva ley para la generación renovable que había logrado dictamen en septiembre y tenía el consenso de las generadoras renovables, la Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, y hasta contaba con el aval de los bloques de la oposición. Pero al proyecto, que impulsaba el diputado del PRO, Martín Maquieyra, nunca se discutió en el recinto y se terminará de caer con la nueva composición del Congreso.
Fuentes cercanas a la Cámara de Generadores y Cadena de Valor de Energías Renovables (que utiliza las siglas CEA), al tanto de las negociaciones legislativas, confirmaron a EconoJournal que la alternativa que analizan abogados vinculados a generadoras es “ganar tiempo” bajo el paraguas de la Ley de Presupuesto. “En 2026 se podrá discutir otra ley, pero ahora tenemos que darle una prórroga a la estabilidad de la 27.191 porque termina a fin de año”, agregaron.
Las generadoras eólicas y solaresno quieren quedar en un limbo normativo y entienden que, con tan poco tiempo, la mejor opción es la inclusión de un artículo específico en el proyecto de Ley de Presupuesto que se debatirá a partir del 10 de diciembre.
Un solo artículo
La idea es presentar un artículo que sólo extienda la seguridad jurídica y fiscal de la Ley 27.191. Según pudo conocer EconoJournal de distintas fuentes, la breve redacción del apartado que analizan abogados de la industria sería la siguiente:
“ARTÍCULO 1: Prórrogase hasta el 31 de diciembre de 2055, inclusive, el plazo establecido en el artículo 17 de la ley 27.191”. La extensión de la prórroga “todavía no está determinada”, aclararon.
El artículo mencionado de la Ley 27.191 establece que “no estarán gravados o alcanzados por ningún tipo de tributo específico, canon o regalías, sean nacionales, provinciales, municipales o de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires”.
Un alto ejecutivo de una generadora renovable comentó a EconoJournal que “queremos evitar que a alguien se le ocurra poner un impuesto al viento o al sol, como se intentó alguna vez, o que se cree una tasa de seguridad e higiene que termina perjudicando a los proyectos renovables”.
El artículo no incluiría los beneficios impositivos de la Ley 27.191, como la devolución anticipada del IVA en pagos de bienes y servicios, amortizaciones aceleradas del Impuesto a las Ganancias, certificados fiscales para componentes nacionales, compensaciones por quebrantos, entre otros. El gobierno tampoco quiere establecer metas como la de alcanzar un 20% de participación de las energías renovables en el consumo de los grandes usuarios, como lo fijó para el 31 de diciembre de 2025 la Ley 27.191.
El Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) otorga estabilidad fiscal, pero sólo para los grandes proyectos renovables, ya que para lograr la adhesión al esquema tienen que tener una inversión mínima de US$ 200 millones. Hasta el momento, los proyectos renovables adheridos al RIGI son el parque solar El Quemado (YPF Luz) y el eólico La Rinconada (PCR y Arcelormittal Acindar). En el sector entienden que, si no se logra un paraguas legal nuevo, el resto de los proyectos quedarán si estabilidad fiscal y jurídica.
Sin tratamiento
El sector de renovables apostaba a un proyecto de ley que impulsó el diputado Martín Maquieyra (PRO) y que apoyaba el área energética del gobierno, y contaba con los votos también de Unión por la Patria, según indicaron distintas fuentes a EconoJournal. La iniciativa había logrado dictamen en comisión en septiembre. El triunfo peronista de las elecciones en la provincia de Buenos Aires congeló la agenda parlamentaria y el triunfo libertario de octubre revitalizó al oficialismo.
Sin embargo, luego de las elecciones legislativas el gobierno de Javier Milei frenó varios proyectos en el Congreso, entre ellos el de Maquieyra, porque entendió que había logrado un apoyo mayor al esperado y estaba en una posición de ventaja para negociar con los gobernadores la agenda de las sesiones extraordinarias, explicó a EconoJournal una fuente del sector. “Martín Menem (presidente de la Cámara de Diputados) eligió otros proyectos en base a la negociación con los gobernadores”, subrayaron.
Lo cierto es que el proyecto nunca se trató en el recinto y, con la renovación de 127 bancas del 10 de diciembre, terminará de caerse. La iniciativa de Maquieyra, que además deja su banca el próximo miércoles, apuntaba a 20 años de estabilidad fiscal y jurídica para la generación renovable en el país, ente otros puntos.
En el marco del Programa Nacional de Focalización de Subsidios Energéticos, el Gobierno Nacional continúa con la revisión integral del padrón del Registro del Acceso a los Subsidios Energéticos (RASE) mediante el cruce de información georreferenciada, registros administrativos y bases públicas y privadas.
Al respecto incorpora el análisis de urbanizaciones cerradas de la provincia de Córdoba, donde se identificaron 2.854 hogares que recibían subsidios a pesar de residir en countries y barrios de alto poder adquisitivo.
La metodología aplicada utiliza herramientas de Sistemas de Información Geográfica (GIS), imágenes satelitales y padrones provistos por los entes reguladores. Gracias a este enfoque, se detectaron suministros categorizados como N2 y N3 dentro de áreas que exhiben manifiesta capacidad contributiva, lo que implica un claro error de inclusión, describió la Secretaría de Energía de la Nación.
Como resultado de ésta tarea, “todos los usuarios residenciales del RASE ubicados dentro de las urbanizaciones georreferenciadas serán recategorizados como Nivel 1 (Mayores Ingresos), conforme a los criterios establecidos para garantizar una distribución equitativa de los subsidios”, se indicó.
Los usuarios recategorizados podrán pedir revisión mediante la plataforma de Trámite a Distancia (TAD), pero cargan con la obligación de probar que la exclusión es incorrecta.
Esta medida complementa la primera etapa del proceso, donde en el AMBA y en el barrio porteño de Puerto Madero ya se habían detectado y recategorizado más de 15.518 usuarios que percibían subsidios de manera indebida. En conjunto, ambas recategorizaciones representan un ahorro fiscal estimado de $ 3.560 millones, reforzando así la eficiencia y sostenibilidad del sistema de subsidios, se detalló.
“El Gobierno reafirma su compromiso con un sistema de subsidios justo, transparente y sin privilegios, que cuide los recursos públicos y enfoque la ayuda únicamente en quienes realmente la necesitan. La depuración del padrón continuará avanzando en todas las regiones del país para consolidar un esquema sostenible y equitativo”, advirtió Energía.
YPF, Vista, Shell Argentina y Equinor firmaron acuerdos con la Empresa Nacional de Petróleo de Chile (Enap) para la exportación de shale oil desde Vaca Muerta, con vigencia hasta junio de 2033.
Los acuerdos contemplan la exportación al país trasandino de un volumen inicial agregado de hasta 70.000 barriles diarios, lo que podría generar ingresos para el país estimados en 12.000 millones de dólares a lo largo de su ejecución, describió YPF.
El vínculo con Enap se profundizó en los últimos años a partir de la rehabilitación del Oleoducto Trasandino (OTA), y la construcción del Oleoducto Vaca Muerta Norte, infraestructura clave para optimizar la evacuación de crudo hacia Chile y, potencialmente, a los mercados internacionales por el Pacífico, destacó un comunicado.
En la actualidad el 40 % de las exportaciones de crudo de la cuenca neuquina se realizan por este sistema de transporte, se indicó.
“Este acuerdo refleja el compromiso de las principales compañías del sector en trabajar para impulsar la producción y las exportaciones, consolidando al país como un proveedor confiable de energía para distintos mercados del mundo”, se destacó.
En el marco del Future Energy Summit (FES) Southern Cone, el abogado Brendan Oviedo, socio del área de Energía y Cambio Climático del estudio Hernández & Cía y expresidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables, trazó un diagnóstico preciso sobre los obstáculos que enfrenta Perú para impulsar su transición energética.
“En Perú, si no tienes un PPA, no financias un proyecto”, manifestó Oviedo al explicar las dificultades que aún impiden la bancabilidad de iniciativas eólicas y solares en el país.
Actualmente, el mercado peruano carece de una demanda madura, lo que limita la firma de contratos de compraventa de energía que resultan imprescindibles para obtener financiamiento. “La pregunta es, ¿a quién le compras ese PPA? ¿Quién te vende ese PPA? Eso está difícil”, sostuvo el abogado, quien señaló que, aunque se ha separado la potencia de la energía, aún no hay compradores firmes ni hábitos de contratación a largo plazo.
A este escenario se suma el comportamiento del sistema financiero, fuertemente condicionado por experiencias en mercados vecinos. “Compartimos a los mismos banqueros que Chile, y como consecuencia de eso tienen mucha sensibilidad respecto a problemas del sistema, problemas de contratación”, subrayó. Esta percepción se ve reforzada por la ausencia de contratos seguros, las dudas sobre el curtailment y la falta de experiencia local en contratos de mediano o largo plazo.
A nivel de costos, el ejecutivo detalló que actualmente el costo marginal está en 25 dólares por MWh, mientras que los promedios mensuales rondan los 30 dólares MWh. No obstante, en eventos de sequía, esos valores pueden escalar a 70 u 80 dólares por MWh, ya que el sistema debe recurrir a generación térmica adicional. Esto, señala, evidencia una oportunidad creciente para las renovables y el almacenamiento, particularmente ante las limitaciones estructurales del sector de gas natural. “Estamos concentrados en un solo ducto y no hay propuestas eficientes de nuevos”, advirtió Oviedo.
Frente a este contexto,la Ley 32249 representa un paso importante para modernizar el sistema eléctrico peruano. El marco normativo, aprobado en enero del corriente año, impulsa nuevas figuras y mercados que buscan dotar al sector de mayor flexibilidad, previsibilidad y competitividad.
Sin embargo, Oviedo remarca que la ley aún necesita reglamentarse para producir efectos concretos. “Recién se ha hecho una publicación de un primer reglamento de licitación de distribuidoras”, explicó, y advirtió que aún no se han presentado borradores del reglamento de servicios complementarios, que debiera entrar en vigencia en 2026.
La creación del mercado de servicios complementarios es uno de los hitos claves de la nueva legislación. Este mercado incorpora una figura innovadora: el prestador de estos servicios, que permitirá incorporar tecnologías de almacenamiento stand-alone, algo fundamental para brindar confiabilidad al sistema y bancabilidad a los proyectos. La nueva norma también busca que los generadores renovables ya no estén exceptuados de prestar servicios de regulación primaria y frecuencia, cerrando brechas operativas importantes.
Desde el punto de vista técnico, Perú cuenta con una capacidad instalada de 15 GW y una demanda máxima de 8 GW, lo que ofrece un margen considerable para el crecimiento renovable. Hoy, la generación está compuesta por un 50% hidroeléctrica, un 38% térmica (principalmente a gas natural), y solo 12% renovable no convencional, cifra que baja a 10% si se considera la variabilidad anual.
“Pero el potencial es inmenso. Tenemos más de 20 mil megavatios en proyectos exclusivamente eólicos y solares en estudios eléctricos”, aseguró el especialista, quien consideró que “los próximos años van a ser renovables”. La clave estará en transformar ese portafolio de proyectos en inversiones concretas, algo que dependerá directamente del diseño de mecanismos de contratación eficientes.
Lecciones desde Chile: cómo Perú busca evitar errores y acelerar su transición
A pesar de los desafíos, el especialista se mostró ptimista respecto a los aprendizajes que pueden tomarse del caso chileno. “Gracias a su experiencia, vamos a poder implementar con, esperemos, mucha eficiencia”, afirmó. Reconoció, sin embargo, que Perú está unos 10 años regulatorios detrás de Chile, especialmente en lo que refiere a renovables y sistemas de almacenamiento.
Un elemento distintivo del sistema peruano, en comparación con Chile, es la solidez de su red de transmisión. Desde 2006, se desarrolló un esquema de licitaciones para líneas garantizadas bajo una figura conocida como TRONCAL complementaria. Estas líneas se adjudican con contratos a 30 años, con esquemas de remuneración de CAPEX y OPEX financiados vía tarifa eléctrica.
“Tenemos un sistema bastante robusto”, destacó, señalando también que la geografía menos angosta que la chilena permite una configuración más ramificada, lo que reduce cuellos de botella.
De cara al futuro, Oviedo enfatizó que es urgente contar con una política energética clara y un plan de desarrollo consistente, que alinee las decisiones públicas y privadas.
“Ya van años que se van elaborando las políticas, pero es indispensable tener una visión clara de la regulación que se va a implementar”, analizó.
Finalmente, dejó un comentario que refleja tanto el entusiasmo como la incertidumbre política que atraviesa el país: “Solo le pido a Dios que tengamos un solo presidente en los próximos cinco años… y que si termina, no termine preso”, ironizó, en alusión a la inestabilidad institucional que también condiciona el clima de inversiones en el sector energético peruano.
Sungrow redobla su apuesta por el mercado colombiano. Con 1,4 gigavatios en proyectos ya suministrados, la compañía afianza su posición como uno de los actores más relevantes del país, ahora con un nuevo diferencial: el despliegue de una estructura sólida de postventa, con personal técnico propio y una bodega de repuestos en Cartagena que permite respuestas inmediatas a los requerimientos de clientes.
En el marco del FES Colombia 2025, en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Héctor Núñez, North Latam Head of Sales de Sungrow, reveló que la compañía ya opera la batería de almacenamiento más grande del país, con 7 MWh de capacidad, y explicó cómo están fortaleciendo su estrategia de soporte técnico local.
A diferencia de otras compañías que tercerizan este tipo de tareas, Sungrow optó por formar y distribuir técnicos propios en las regiones donde están sus principales instalaciones. La decisión no solo apunta a mejorar los tiempos de respuesta, sino también a garantizar un control directo de la calidad del servicio.
La compañía, además, ofrece capacitaciones a los clientes para dotarlos de autonomía operativa sin depender exclusivamente del fabricante.
Con este enfoque, la firma busca dejar claro que su compromiso va más allá de la entrega de equipos. La estructura en Colombia fue pensada para acompañar a los proyectos en el largo plazo, una necesidad cada vez más valorada por los desarrolladores en un contexto de creciente complejidad técnica.
Por otra parte, la discusión sobre la regulación del almacenamiento de energía en Colombia fue otro de los ejes del encuentro.
El ejecutivo valoró positivamente el primer borrador normativo presentado por el Gobierno, que incluye la integración de baterías para servicios complementarios como regulación de frecuencia primaria y secundaria.
Si bien el documento aún se encuentra en construcción, el sector reconoce que se trata de un paso clave hacia la consolidación del almacenamiento como una solución económicamente viable.
En diálogo con este medio, el ejecutivo planteó que uno de los puntos centrales será establecer un tarifario atractivo que haga rentable el uso de baterías en aplicaciones reales, más allá de una simple obligación técnica. Para ello, será clave que la normativa contemple incentivos adecuados que permitan monetizar los beneficios que las baterías aportan al sistema, tanto en términos operativos como de estabilidad de red.
El avance regulatorio en Colombia es incipiente, sobre todo en comparación con otros países de la región. En Chile, por ejemplo, el uso de sistemas de almacenamiento ya es parte integral del desarrollo renovable, mientras que en República Dominicana se volvió obligatorio hace más de un año y medio.
La experiencia regional demuestra que la normativa no solo habilita la incorporación de tecnología, sino que también dispara inversiones cuando define reglas claras y esquemas de remuneración atractivos.
De cara al futuro inmediato, el panorama colombiano presenta oportunidades claras, aunque no exentas de desafíos. 2026 será un año marcado por el ciclo electoral, y si bien esto podría introducir ciertas tensiones en la toma de decisiones, la demanda de energía no se detiene.
Según anticipó Núñez, los últimos dos trimestres del año han mostrado una fuerte reactivación de proyectos de gran escala, que se espera queden definidos y en ejecución entre finales de este año y comienzos del próximo.
Desde la perspectiva de Sungrow, Colombia seguirá siendo un mercado estratégico para el crecimiento de las renovables en la región. La combinación de necesidad energética, avances regulatorios y disponibilidad tecnológica abre una ventana de oportunidades que la empresa busca capitalizar.
“Independientemente del panorama político, creemos que lo que viene en Colombia va a ser muy bueno, y estamos dispuestos a poder ayudar al país”, afirmó.
Además del despliegue local en Colombia, Sungrow también consolida su posicionamiento regional. La compañía confirmó recientemente la realización del Sungrow Summit Latam 2025, que tendrá lugar en Chile durante el primer semestre del próximo año. El evento se enfocará en las últimas innovaciones tecnológicas del portafolio de la empresa y reunirá a desarrolladores, utilities y grandes integradores del continente. La convocatoria busca no solo mostrar avances, sino también generar instancias de networking estratégico en un momento clave para la transición energética en América Latina.
Con una batería récord en operación, servicios postventa avanzados y una visión optimista a futuro, Sungrow se posiciona como uno de los protagonistas de la transición energética en Colombia, mientras el sector avanza hacia una nueva etapa, marcada por la madurez técnica y la necesidad de marcos regulatorios sólidos.
En el marco de la feria GENERA 2025, PVH mostró una estrategia consolidada de adaptación industrial y expansión internacional, en un contexto de presión creciente sobre los precios en el sector fotovoltaico. Eduardo Chillarón, responsable de ingeniería de la empresa, detalla en entrevista exclusiva con Energía Estratégica cómo se logró que el sistema de premontaje pase de ser un opcional a una condición innegociable para los clientes y cómo avanza la compañía en su apuesta por estructuras fijas, nuevos mercados y formación técnica para instaladores.
– Eduardo, estamos cerrando el año en el marco de GENERA 2025. ¿Qué balance haces desde PVH, particularmente en un contexto que no fue fácil para el sector en varios mercados clave?
Este año ha sido un año muy bueno para PVH. Estamos cubriendo prácticamente todos los mercados globales. Ha sido un buen año en España, pese al contexto. En Middle East, Australia, y en Estados Unidos, donde estamos despegando.
— Justamente, en España fue un año desafiante para muchos actores del sector. ¿Qué factores permitieron que a ustedes les vaya bien, a contramano del promedio?
Nos hemos conseguido adaptar a las necesidades del mercado, tanto en coste como en soluciones técnicas. El mercado español ha sido muy agresivo en precios, y logramos entrar en proyectos adaptándonos también a plazos de ejecución y restricciones de movimiento de tierras.
— ¿Y qué soluciones concretas presentaron este año en esa línea de adaptación técnica?
Consolidamos nuestra solución Terrain Response, un tracker que se adapta al terreno y permite movimiento de tierra cero, ayudamos mucho en ese sentido. Y, además, aportamos soluciones de premontaje, enviando desde fábrica todos los componentes ensamblados, lo que reduce notablemente el tiempo de obra.
— Hablemos precisamente de ese sistema de premontaje. ¿Qué lo diferencia de otros esquemas tradicionales que siguen vigentes en el sector?
Todos los elementos de unión llegan preensamblados desde fábrica con los tornillos colocados. No mandamos ningún tornillo suelto. Te llega ya simplemente para colocarlo, abrirlo, colocarlo encima del poste y poner el tubo. Esto permite evitar pérdidas de tornillería y elimina el trabajo manual sucio de obra. Al realizarse en fábrica, es más eficiente, con menor coste y el impacto se ve directamente en los tiempos.
— ¿Y en términos de impacto real en la ejecución, qué resultados concretos están viendo?
Reducimos hasta un 44% las horas hombre en montaje. Eso mejora el cumplimiento del COD, reduce costos y baja la necesidad de recursos humanos. Hoy por hoy, los propios clientes nos dicen: no quiero que lo quitéis, ya sin esto no lo quiero’, porque han visto todo el ahorro de problemas.
— ¿Cuál es el diferencial de estas soluciones?
La principal diferencia es que nosotros somos fabricantes. Tenemos nuestras propias fábricas, nuestras propias máquinas, compramos materia prima y producimos. Otros competidores dependen más de proveedores. Ese control industrial nos permite implementar el premontaje con eficiencia. Aunque al principio se ofrecía como un extra, hoy es inherente al producto. Aunque queramos, no podemos enviarlo sin premontar.
— ¿Dónde están operando actualmente esas plantas de producción?
Tenemos fábrica en España, en Cheste; en Middle East, para los proyectos de Jeddah; y en Houston, con 2 fábricas para cubrir el mercado estadounidense. Además, trabajamos con proveedores en China, Turquía e India, según el componente.
— El montaje también depende de la instalación en campo. ¿Cómo están abordando esa parte con los instaladores? ¿Los acompañan en el proceso de adaptación al nuevo sistema?
Capacitamos a todos los montadores con formaciones y certificaciones. Vienen a nuestras instalaciones, ven el producto, cómo les va a llegar, y los formamos para trabajar con él. . El sistema fue diseñado para que sea muy sencillo de instalar incluso con personal no altamente cualificado, ante la escasez de mano de obra calificada.
— Muchos actores están empezando a hablar nuevamente de estructura fija, incluso en mercados como Europa. ¿Ustedes también están viendo esa tendencia?
Sí, estamos viendo lo mismo. Lanzamos una estructura fija optimizada hace apenas un mes. Hicimos un túnel de viento específico para optimizar todos los componentes, y conseguimos una solución más ligera y más económica, adaptada al mercado actual. La demanda viene fuerte sobre todo desde el norte de Europa, donde el rendimiento de seguidores es menor.
-¿Qué los llevó a apostar nuevamente por estructura fija?
La clave fue la demanda del mercado. Hay proyectos en el norte de Europa donde al seguidor no se le saca tanto rendimiento… es donde se mueve la estructura fija. La estrategia apunta a cubrir mercados emergentes que crecerán en volumen solar en los próximos años.
— Si hablamos de mercados, ¿cómo está hoy distribuido el negocio de PVH?
Actualmente, la mayoría del negocio está entre Europa y Middle East, con presencia también en Australia y Estados Unidos. El proyecto más grande de 2025 fue Humaij en Arabia Saudí, con 2,5 GW, lo que marca un hito para la empresa.
— En ese contexto de expansión global, ¿cuáles son sus perspectivas para el corto y mediano plazo, pensando en 2026 y 2027?
Para 2026 esperamos otro buen año en España, pero sobre todo anticipamos una expansión equilibrada entre Europa, Middle East y Estados Unidos. En 2027 tenemos más incertidumbre en la demanda del mercado español, pero hemos construido una base sólida para equilibrar el crecimiento en las diferentes regiones.
— ¿Y desde el lado de producto e innovación, hacia dónde apuntan para 2026?
La prioridad tecnológica para el año que viene es consolidar la estructura fija recientemente optimizada y seguir acompañando a los clientes con productos que ofrezcan servicio y reduzcan costos en toda la cadena: montaje, movimiento de tierras y operación. Se trata de estar con el cliente no solo en ofrecerle un producto bueno y en precio, sino uno que le dé un servicio integral y evite contratiempos.
— No podemos dejar de hablar de precios. En muchas regiones, 2025 fue marcado por una caída fuerte. ¿Qué están observando ustedes?
Una locura. Estamos en todas las regiones y vemos cómo Europa se acerca a los precios agresivos de Middle East. Sobre todo España, este año ha sido muy agresivo en precios. Los precios han bajado fuertemente respecto a 2024, pero consideramos que se está llegando al límite. La evolución dependerá de cómo actúe la Unión Europea frente al ingreso de materiales extranjeros, especialmente desde China.
Con presencia consolidada en mercados como Europa, Middle East, Australia y expansión en Estados Unidos, PVH apuesta por una industrialización del montaje fotovoltaico, a través de su sistema de premontaje en fábrica que ya reduce hasta un 44% los tiempos en obra. En GENERA 2025, la compañía presentó además una nueva estructura fija optimizada para responder a las demandas de precios agresivos y adaptarse a geografías donde el uso de seguidores no es tan eficiente.
Uno de los lanzamientos más consultados por los asistentes ha sido AxoneDuo Infinity™, un seguidor versátil que se adapta a distintas condiciones del terreno y ofrece flexibilidad en la disposición de proyectos. Todo esto se complementa con un programa de formación técnica para instaladores y una estrategia de crecimiento que anticipa continuidad en 2026 y un escenario desafiante en 2027.
Terminó en el puerto de San Antonio Este la descarga de las 10.000 toneladas de caños de acero que arribaron hace días a bordo del buque Billion Star, con materiales clave para el gasoducto del proyecto GNL de Southern Energy. El gobernador Alberto Weretilneck destacó la novedad y adelantó que “con los materiales ya acopiados, se prepara el obrador y el inicio del traslado hacia los frentes de obra”.
“Cada avance confirma algo importante: Río Negro es clave en el futuro energético argentino, con un Estado activo que acompaña inversiones estratégicas y genera oportunidades para nuestra gente”, manifestó el Mandatario.
El Billion Star, de 175,53 metros de eslora y 29,4 metros de manga, había arribado con unas 2.265 unidades de caños de acero de distintos diámetros, que conforman el primer cargamento crítico para la construcción del gasoducto dedicado al proyecto. Estos tubos serán clave tanto para los tramos terrestres como los segmentos submarinos del ducto que conectará la red troncal con las futuras unidades flotantes de licuefacción (FLNG) previstas en el marco del proyecto.
Operativo portuario: término y siguientes pasos
El operativo portuario se desarrolló conforme al cronograma previsto, con maniobras de izaje, manipulación especializada y acopio seguro de la carga. Concluida la descarga, los caños fueron depositados en el predio de la terminal portuaria de San Antonio Este, donde permanecerán almacenados en forma ordenada.
En las próximas semanas se llevará adelante la adecuación del sitio destinado al obrador, para luego organizar el traslado de los tubos desde el puerto hacia los frentes de obra. Fuentes del proyecto estiman que este traslado comenzará en aproximadamente un mes.
Qué representa este avance para la obra del gasoducto
La finalización de la descarga marca el cierre de la primera fase logística y da paso al armado del sistema de acopio, la logística terrestre y los preparativos para el tendido del ducto. Con ello, el proyecto de GNL ingresa en su fase visible de construcción luego de un largo período de planificación y gestiones administrativas.
San Antonio Este consolida así su rol como hub portuario estratégico para la infraestructura energética nacional, habilitando la logística necesaria para conectar la red de gas con las futuras plantas flotantes de licuefacción.
Sobre SESA
Southern Energy SA (SESA) es una compañía integrada por un consorcio de cinco grandes jugadores del sector energético: Pan American Energy (PAE) con el 30% de participación, YPF con el 25%, Pampa Energía con el 20%, Harbour Energy con el 15% y Golar LNG con el 10%.
Este esquema accionario combina productores de gas de Vaca Muerta, empresas con fuerte presencia en generación y trading energético, y un socio tecnológico especializado en infraestructura flotante de GNL, lo que le da al proyecto una base empresarial sólida y diversificada para competir en el mercado global.
En el marco del Programa Nacional de Focalización de Subsidios Energéticos, el Gobierno Nacional continúa con la revisión integral del padrón del Registro del Acceso a los Subsidios Energéticos (RASE) mediante el cruce inteligente de información georreferenciada, registros administrativos y bases públicas y privadas. Esta nueva etapa incorpora el análisis de urbanizaciones cerradas de la provincia de Córdoba, donde se identificaron 2.854 hogares que recibían subsidios a pesar de residir en countries y barrios de alto poder adquisitivo.
La metodología aplicada utiliza herramientas de Sistemas de Información Geográfica (GIS), imágenes satelitales y padrones provistos por los entes reguladores. Gracias a este enfoque, se detectaron suministros categorizados como N2 y N3 dentro de áreas que exhiben manifiesta capacidad contributiva, lo que implica un claro error de inclusión.
Como resultado, todos los usuarios residenciales del RASE ubicados dentro de las urbanizaciones georreferenciadas serán recategorizados como Nivel 1 (Mayores Ingresos), conforme a los criterios establecidos para garantizar una distribución equitativa de los subsidios.
Los usuarios recategorizados podrán pedir revisión mediante la plataforma de Trámite a Distancia (TAD), pero cargan con la obligación de probar que la exclusión es incorrecta.
Esta medida complementa la primera etapa del proceso, donde en el AMBA y en el barrio porteño de Puerto Madero ya se habían detectado y recategorizado más de 15.518 usuarios que percibían subsidios de manera indebida. En conjunto, ambas recategorizaciones representan un ahorro fiscal estimado de $3.560 millones, reforzando así la eficiencia y sostenibilidad del sistema de subsidios.
El Gobierno reafirma su compromiso con un sistema de subsidios justo, transparente y sin privilegios, que cuide los recursos públicos y enfoque la ayuda únicamente en quienes realmente la necesitan. La depuración del padrón continuará avanzando en todas las regiones del país para consolidar un esquema sostenible y equitativo.
Enap y las empresas YPF, Vista Energy, Shell Argentina y Equinor, anunciaron hoy la firma de contratos de suministro de crudo proveniente del sector de Vaca Muerta, ubicado en la provincia de Neuquén, con vigencia hasta junio 2033.
Los acuerdos, que permitirán abastecer en torno al 35% de la demanda anual de crudo de Enap, contemplan el transporte de esta materia prima a través del Oleoducto Trasandino construido en la década de los 90 y que tiene más de 400 kilómetros de extensión. Este oleoducto, tras 17 años de inactividad, retomó desde 2023 los envíos de petróleo hacia las instalaciones de Enap en Hualpén, Región del Biobío, luego de un exhaustivo proceso de rehabilitación.
Los contratos, suscritos tras un proceso de negociación y pruebas operacionales de más de dos años, involucran un valor proyectado cercano a los US$12.000 millones, convirtiéndolo en el mayor acuerdo comercial en la historia de Enap. A modo de referencia, el intercambio comercial anual total entre Chile y Argentina es hoy cercano a US$8.000 millones.
La firma de estos contratos entrega mayor seguridad y estabilidad al abastecimiento de crudo, refuerza la seguridad energética del país vecino, potencia la cadena logística a ambos lados de la cordillera y reduce la dependencia del transporte marítimo (impactado regularmente por elementos como las condiciones climáticas o la congestión portuaria). Además, permite adquirir un crudo con un menor contenido de azufre, lo que resulta beneficioso desde el punto de vista ambiental.
También refuerza el posicionamiento anunciado recientemente por Enap en torno a su negocio logístico, porque hará posible la exportación del crudo de Vaca Muerta a través del Terminal Marítimo de San Vicente, ubicado en Talcahuano, potenciando este punto como un nuevo hub para la salida de este producto por el océano Pacífico.
“Este es un hito de mucha relevancia y coherencia con las definiciones estratégicas que hemos adoptado y que está en línea con el plan que proyecta Enap al 2040. El resultado de este acuerdo contribuye a mejorar la competitividad de Enap y permite a nuestro país contar con mayor seguridad energética, pues podremos fortalecer la producción de combustibles fundamentales para las industrias, el transporte y la vida cotidiana de las personas”, aseguró el gerente general de Enap, Julio Friedmann.
El ejecutivo chileno resaltó que la transferencia por oleoducto reduce los tiempos de traslado del crudo y los costos financieros asociados a ello y que Enap mantiene plenamente vigentes sus capacidades de importación marítima internacional, fortaleciendo su flexibilidad ante contingencias que puedan ocurrir en la entrega desde Argentina.
La empresa petrolera YPF permitirá realizar los pagos con criptomonedas, entre ellas el Bitcoin, para la compra en sus productos y combustibles. Cómo funcionará el nuevo sistema propuesto por la empresa estatal.
Según replicó la agenciaNoticias Argentinas, la medida va en línea con los nuevos métodos de implementación que permitie YPF, entre las que incorporó la posibilidad de pagar en dólares desde su aplicación móvil.
Actualmente, el Bictoin cotiza en un valor cercano a los €80 mil euros (aproximadamente US$92.597), tras haber pasado jornadas de incertidumbre en el mercado.
Luego de haber perforado los US$100 mil dólares y haber alcanzado un retroceso superior al 20% desde el máximo de octubre, la criptomoneda se mantiene estable en su cotización.
Pago con dólares
Este nuevo método se suma al ya anunciado pago de productos y servicios con dólares mediante la app de YPF.
En octubre, la petrolera comunicó la incorporación del pago con dólares a través de su aplicación móvil, disponible para la compra de combustible, productos en las Tiendas FULL y servicios provistos por YPF Boxes en toda la red de estaciones de servicio del país.
Según informó la empresa, todos los usuarios que cuenten con Dinero en Cuenta (DeC) habilitado y posean una cuenta bancaria en dólares (CBU) a su nombre podrán transferir fondos a la cuenta corriente en USD de YPF Digital (YDI) en Banco Santander.
Cómo funcionará el pago con criptomonedas
La función se realizará mediante la aplicación de YPF, a través de un dispositivo móvil. Para concretar el pago, la persona deberá tener una cuenta bancaria habilitada en dólares.
Los fondos ingresarán al ecosistema digital de la petrolera a través de una transferencia desde la cuenta habilitada hacia una cuenta corriente en dólares de YDI, la compañía de servicios digitales y financieros de la la empresa estatal.
Por el momento se utilizará al Banco Santander como soporte teconlógico para las transferencias, según detalló el periodista Andrés Sanguinetti
Javier Martínez Álvarez, vicepresidente institucional del Grupo Techint, analizó el potencial de Vaca Muerta y remarcó que ofrece una oportunidad para desarrollar valor agregado. A su vez, advirtió sobre la complejidad que supone un mundo en plena transformación geopolítica y llamó a tomar distancia de China y alinearse con Estados Unidos.
“La integración con Estados Unidos me parece absolutamente sabia. No tengo ninguna duda. Es el camino correcto por motivos políticos, de valores, de compartir valores de democracia y respeto a derechos individuales, pero también por motivos comerciales”, aseguró en el Energy Day organizado por EconoJournal. Luego fue más allá y subrayó: “Veo el problema en China y la oportunidad en Estados Unidos”.
Javier Martínez Álvarez, vicepresidente institucional del Grupo Techint. Foto: Dan Damelio.
Oportunidad para desarrollar valor agregado
El ejecutivo recordó que sigue de cerca la industria desde hace varios años y que esa trayectoria es la que le permite advertir riesgos y oportunidades. “Tengo la credibilidad de venir hablando de Vaca Muerta desde hace una década. Habíamos visto todo el desarrollo americano que se había dado en los shale de Texas y veíamos todo el potencial que tenía Argentina. Desde esa autoridad moral es que me permito ahora tratar de señalizar los temores que tengo y las cosas que creo que faltan”.
Según Martínez Álvarez, el entorno internacional presenta condiciones favorables, pero también amenazas que deben ser consideradas. “A Vaca Muerta hay que cuidarla. Tenemos un entorno estructural favorable. La transición energética ha perdido protagonismo frente a la asequibilidad y la seguridad energética. Esto es una noticia buena para el largo plazo de la industria”.
Sin embargo, advirtió que también hay riesgos. “Uno ve hoy un gobierno americano que es muy probable que quiera y necesite un petróleo más bajo, por lo menos hasta las elecciones de medio término que son en noviembre del año que viene. En el corto plazo hay algunas fuerzas que pueden actuar en contra”.
El ejecutivo celebró la reconfiguración de expectativas tras las elecciones en Argentina, aunque pidió evitar triunfalismos: “No hay duda de que el resultado electoral ha abierto oportunidades, vuelve a resetear expectativas, hay noticias favorables, la baja del riesgo país es absolutamente clave, pero quiero transmitir esta idea de cuidarlo. Veo muchos gobernantes que manifiestan defender la industria en general, y la energética en particular, y, sin embargo, cobran tasas. Estos entes provinciales y subnacionales cobran tarifas a la producción local. Esto preocupa”.
«A Vaca Muerta hay que cuidarla», aseguró Javier Martínez Álvarez. Foto: Dan Damelio.
Noruega o Nigeria
El ejecutivo insistió en que Vaca Muerta no debe limitarse a la producción primaria, sino convertirse en un motor de industrialización. “La verdadera oportunidad de Vaca Muerta es la oportunidad de desarrollar valor agregado”.
Para ilustrarlo, contrastó dos modelos internacionales: “Me gusta jugar con el ejemplo de Noruega y Nigeria, dos países petroleros que producen cantidades similares de petróleo. Hicieron dos cosas muy distintas con su desarrollo petrolero. Uno hizo un desarrollo deliberado de industrias de servicio y de producto y hoy son sofisticadísimos proveedores del offshore mundial, el otro no hizo nada, es un desarrollo offshorizado donde vinieron empresas, instalaron toda la infraestructura, hoy tienen una producción petrolera, pero esto no transformó el país. Acá hay una oportunidad extraordinaria”.
Y añadió: “El anterior desarrollo petrolero argentino dio luz a Siderca, que hoy emplea de manera directa a 9000 personas y otras 10.000 o 15.000 personas de manera indirecta. Hay unas 30.000 familias argentinas que viven alrededor de ese evento. Si pudiésemos replicar diez Siderca, ahí tenés 400.000 puestos de trabajo de calidad en Argentina que te generan divisas de exportación y empleo sofisticado. Eso es desarrollo. La verdadera oportunidad de Vaca Muerta es la oportunidad de desarrollar valor agregado. Yo prefiero en lugar de más impuestos, más desarrollo de industrias que van a quedar”.
“Con Vaca Muerta no alcanza”
Martínez Álvarez buscó moderar las expectativas alrededor del potencial macroeconómico del yacimiento. “No se puede sin Vaca Muerta, pero con Vaca Muerta no alcanza”, afirmó.
Presentó comparaciones de recursos naturales por habitante para dimensionar el desafío: “Argentina exportó en 2023 unos US$935 per cápita de recursos naturales. Canadá exporta US$7000, Australia US$17.000, Noruega US$28.000”. Aun sumando petróleo, gas y minería, estimó que “Argentina podría llegar a US$1800 o US$2000 por habitante”.
El ejecutivo enfatizó que el desarrollo integral de la cuenca requiere coordinación institucional. “El proyecto excede a un gobierno. Tiene que ser un proyecto nacional. Es responsabilidad de la industria, de las gobernaciones, de los municipios y de gobiernos nacionales”.
Y remarcó que la estabilidad no depende únicamente de la macroeconomía: “La industria debería trabajar en esto porque la hace más fuerte a la propia industria. Las amenazas siempre van a estar al costado de la ruta. Una industria que además de traer divisas para el país, provee desarrollo y tiene una cadena de pymes que acompaña el desarrollo, hace más fuerte a la industria y la protege cuando venga el lobo feroz”.
Competitividad e integración
Consultado sobre el posicionamiento internacional de Argentina, Martínez Álvarez fue explícito. “Estamos viviendo un momento interesantemente dramático de transformación en el mundo. La organización comercial que se vio después de la Segunda Guerra Mundial está siendo detonada. Todas las reglas de comercio están siendo cambiadas. La semana pasada Paolo (Rocca) usó una metáfora muy interesante, lo citó a Von Clausewitz. En su libro de la guerra, él hablaba de «The fog of war«, la niebla de la guerra, para describir este momento. Está cambiando todo, la organización comercial, se cierran acuerdos, se erigen barreras. Qué difícil es mirar a través de esa niebla de la guerra cómo va a quedar todo. Sin duda estamos viviendo momentos dramáticos en la organización del comercio. Nos preguntábamos con quien integrarnos. Creo que algunas cosas que está haciendo el gobierno nacional van en la dirección absolutamente correcta. El RIGI es un proyecto muy inteligente y si el RIGI es una señal que se generaliza al resto de la economía y de la industria del país, que creo que es la intención, sin duda vamos en el sentido correcto”.
Consideró que el gobierno acierta en buscar integración con Estados Unidos: “La integración con Estados Unidos me parece absolutamente sabia. No tengo ninguna duda. Es el camino correcto por motivos políticos, de valores, de compartir valores de democracia y respeto a derechos individuales, pero también por motivos comerciales”.
–Pero algunos levantan la voz y dicen que Estados Unidos es el mayor exportador de petróleo y gas del mundo, tiene proyectos de GNL y si Argentina quiere tener el deseo de entrar en ese lote de exportadores de GNL, ahí no hay complementariedad sino competencia. Es una mirada muy lineal, no digo que sea así, pero algunos levantan la voz y señalan eso. -le remarcó Nicolás Gandini.
–Estados Unidos no es un neto exportador de petróleo, además es un bien bastante fungible. En gas uno podría mirar la competencia, pero yo la veo complementaria. No tengo ninguna duda. Miremos a los países consumidores. Hoy los grandes proveedores de gas son seguramente LNG, que es donde puede estar la competencia nuestra: Estados Unidos y Qatar. Yo diría que Argentina es recontra complementario. Para cualquier nación tener una monodependencia de Estados Unidos no es bueno. Alemania antes dependía del gas ruso. Pasar a depender del gas americano no me imagino que sea la mejor estrategia y la que estén pensando los alemanes. Nosotros somos complementarios”
Finalmente, marcó diferencias claras con China: “El mundo invitó a China a participar del comercio mundial. Es aceptada en la OMC con cierta inocencia, pensando que entraba China, se desarrollaba y los habitantes de China iban a demandar derechos individuales y democracia, pero no pasó nada de eso y ellos siguen como están. Han generado un pseudo capitalismo donde toma lo que le sirve del sistema y se pasa el resto por donde sabemos de manera muy efectiva. Esto ha detonado sectores industriales enteros en Estados Unidos y Europa. Ahora estamos viendo una reacción a todo esto. La amenaza la veo con China””.
Por último, destacó que Argentina tiene una ventana estratégica: “Yo veo el problema en China y la oportunidad en Estados Unidos. Veo los desarrollos que han hecho Canadá, México, Corea, Japón, todos países que han exportado y generado industrias, integrándose comercialmente con Estados Unidos. Estados Unidos está en este camino de friendshoring. Creo que es una absoluta oportunidad absoluta para la Argentina de desarrollarse. Veo una complementariedad absoluta”.
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 15/12/2025 al 28/12/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se formularon 41 ofertas por un total de 51.100.000 metros cúbicos/día, con Precios Promedio Ponderados de u$s 1,82 por millón de BTU en el PIST, y de u$s 2,46 por MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.
Los precios en el PIST fueron desde u$s 0,45 hasta u$s 2,53 el MBTU según los puntos de carga del gas. Y los precios del gas puesto en el GBA fueron desde u$s 0,85 hasta u$s 3,42 el MBTU.
Desde Neuquén se realizaron 13 ofertas por un volúmen de gas a suministrar de 16.800.000 m3/día. Desde Santa Cruz se hicieron 7 ofertas por un total de 7.400.000 m3/día. Desde Tierra del Fuego llegaron 9 ofertas que totalizaron 13.200.000 m3/día, desde la cuenca Noroeste llegaron 7 ofertas por un total de 6.400.000 m3/día, y desde Chubut 5 ofertas por 7.300.000 m3/día.
YPF fue reconocida por el Energy Council como la compañía regional del año, un premio que destaca el impacto concreto del Plan 4×4 y el proceso de modernización que la compañía viene impulsando. El premio fue recibido por Horacio Marín, presidente y CEO de la compañía en el marco de las jornadas de la World Energy Capital Assembly (WECA) que tienen lugar en Londres.
“Estoy muy contento por haber recibido este reconocimiento internacional que confirma que estamos avanzando con decisión para alcanzar el objetivo de convertirnos en una empresa de clase mundial”, afirmó el presidente de YPF. “Nada de esto sería posible sin el compromiso y la pasión de cada uno de los que hacemos YPF. Este premio es de todos ustedes”.
El reconocimiento fue otorgado por los resultados alcanzados durante el último año: más de 200.000 barriles diarios de producción propia de shale oil, un crecimiento del 82 % en menos de dos años; avances en eficiencia operativa que ubican la producción no convencional de YPF a niveles de competitividad comparables con los de Estados Unidos; y la consolidación de proyectos estratégicos como el Vaca Muerta Oil Sur y Argentina LNG, que permitirán consolidar al país como un exportador de energía a nivel mundial.
“Seguimos trabajando para que YPF sea cada día más competitiva, más innovadora y un orgullo para todos los argentinos”, concluyó Marín.
En el puerto de San Antonio Este finalizó el miércoles 3/12 la descarga del primer embarque crítico de tuberías destinadas a la construcción del gasoducto que permitirá la conexión con el primer barco procesador de Gas Natural Licuado (GNL) que llegará a la Argentina (Hilli Episeyo), en el marco del proyecto del consorcio Southern Energy.
La operatoria estuvo a cargo de la Terminal de Servicios Portuarios Patagonia Norte, empresa rionegrina concesionaria del puerto de San Antonio Este desde hace más de 25 años.
La descarga consistió en 10.000 toneladas de tubos de acero y arribó al puerto a bordo del buque Billion Star, un carguero de 175,53 metros de eslora y 29,4 metros de manga. Estos materiales, 2.265 tubos de diferentes diámetros, serán utilizados para la construcción del gasoducto asociado al proyecto Argentina FNLG, de licuefacción de gas, impulsado por el consorcio Southern Energy, para exportar GNL derivado del gas producido en Vaca Muerta (NQN).
Cristian López, gerente general de Patagonia Norte, destacó que “con esta operación, al igual que con la descarga de chapas de acero para la construcción de tanques de almacenamiento de petróleo en Punta Colorada (Proyecto VMOS), la Terminal de Servicios Portuarios Patagonia Norte, confirma su especialización y eficiencia en este tipo de trabajos, que contribuyen al desarrollo económico de Río Negro y la región”.
Desde 1998 y con sede en San Antonio Este, Patagonia Norte es la estación marítima que canaliza exportaciones de frutas, hortalizas, jugos concentrados, minerales y pescado producidos en las provincias de Río Negro, Neuquén, Mendoza, San Juan y la región sur de la provincia de Buenos Aires. Hoy consolida su perfil energético con nuevas cargas para los proyectos de GNL y VMOS.
Patagonia Norte, con el respaldo técnico, económico y financiero de Grupo Murchison, compañía argentina especializada en la actividad portuaria, logística y de transporte. emplea en forma directa a más de 200 trabajadores y técnicos rionegrinos durante todo el año. Se consolidó por el nivel de profesionalización de su actividad portuaria, que permite a los productores locales exportar desde su propia provincia.
Para la operatoria de descarga de los tubos de acero, se utilizaron grúas ubicadas en la cubierta del barco, más el equipamiento especializado propiedad de la Terminal, juntamente con personal calificado coordinado por la Terminal. Estos materiales serán acopiados temporariamente en los predios que dispone Patagonia Norte, hasta la carga y posterior traslado para su instalación, estimado para los próximos meses.
Grupo Murchison es un ecosistema de empresas dedicado a brindar soluciones integrales en operaciones portuarias, logística, almacenaje, transporte, provisión de equipos y servicios para diversas industrias estratégicas. Con más de 127 años de trayectoria, la compañía se ha consolidado como un referente en sectores clave como el automotriz, la energía, los commodities, la pesca, la siderurgia y la química, así como en grandes proyectos de infraestructura.
La Unión Europea prohibirá las importaciones de gas natural desde Rusia en todas sus formas a partir de 2027. Esto incluye a las importaciones de gas natural licuado, que paradójicamente crecieron significativamente en Europa luego de la invasión de Rusia sobre Ucrania y que ahora buscan reemplazar con suministros alternativos. Precisamente, una empresa del gobierno de Alemania llegó a un acuerdo con Southern Energy para importar GNL desde la Argentina.
El Consejo Europeo, el órgano que reune a los presidentes y primeros ministros de los países miembros de la U.E., anunció este miércoles que llegaron a un acuerdo para dejar de importar gas ruso para el 2027.
El acuerdo incluirá una prohibición gradual y legalmente vinculante de las importaciones de GNL a partir del primero de enero de 2027, y por gasoductos a partir del otoño europeo de 2027.
«Por fin, y para siempre, cerramos el grifo del gas ruso», declaró Dan Jørgensen, comisario de Energía de la UE. El funcionario añadió que la prohibición marca la elección de Europa por la «seguridad e independencia energética» y que el bloque «nunca volverá a nuestra peligrosa dependencia de Rusia».
De todas formas, los negociadores de la U.E. acordaron que, en caso de futuras disrupciones en el suministro, la prohibición podría levantarse temporalmente si un Estado miembro declara el estado de emergencia. También acordaron un sistema detallado de sanciones.
Importaciones récord de GNL ruso
La Comisión Europea, el poder ejecutivo de la U.E., ya había propuesto en mayo una hoja de ruta para dejar de importar gas natural ruso en 2027. El foco europeo esta puesto especialmente en el GNL, que treparon significativamente.
Europa importó un 19% menos de GNL en 2024, según los datos que recopila IEEFA. No obstante, aumentó sus importaciones de GNL desde Rusia con respecto al 2023. La consultora noruega Rystad Energy informó que las compras europeas a Rusia totalizaron 17.8 millones de toneladas de GNL, estableciendo un nuevo récord.
El Consejo Europeo estima que el gas ruso representará un 13% de las importaciones de la UE en 2025, con un valor de más de 15.000 millones de euros anuales.
Edison Energía, el grupo inversor argentino integrado por los hermanos Neuss, Inverlat Investments, Rubén Chernajovsky y Luis Galli, fue adjudicado para operar el complejo hidroeléctrico Cerros Colorados tras la etapa de mejora de ofertas para desempatar con la propuesta realizada por BML Inversora. De esta manera, Edison, empresa creada este año, se quedó con dos de las cuatro centrales privatizadas ya que se había adjudicado la represa de Alicurá.
El Estado Nacional concluyó la etapa económica del proceso de adjudicación para la gestión privada de las represas del Comahue, alcanzando un resultado total de US$706.885.298,49 en ingresos para el fisco. Esta cifra surge de las propuestas económicas finales presentadas por la privatización de las represas Alicurá, El Chocón, Piedra del Águila y Cerros Colorados.
El Estado adjudicó Cerros Colorados tras el desempate de ofertas.
Ochos grupos oferentes que llegaron a la instancia final del proceso licitatorio presentaron un total de 19 ofertas para quedarse con las concesiones de las cuatro hidroeléctricas del Comahue por un plazo de 30 años. Tres de las represas ya tenían definidos los nuevos concesionarios que presentaron las ofertas más altas, en tanto que la pelea por la usina restante de Cerros Colorados debía dirimirse en un repechaje entre las dos mejores ofertas.
Para este caso, el pliego establecía que si la diferencia entre las dos principales ofertas iniciales no superaba el 10%, debía convocarse a una instancia de mejora. Por este motivo, fueron citadas Edison Inversiones S.A.U. y BML Inversora S.A.U. para presentar nuevas propuestas. Tras esta ronda adicional, Edison resultó con la oferta más alta, permitiendo completar el esquema económico del proceso y avanzar hacia la fase final de adjudicación.
Con esta instancia concluida, el proceso de privatización de las represas del Comahue avanza hacia la definición de adjudicatarios y la transición operativa, prevista para completarse durante el presente año, informó la Secretaría de Energía.
Oferta y compromiso de inversión
Edison presentó las ofertas más competitivas de US$162 millones por Alicurá y US$64 millones por Cerros Colorados, imponiéndose en ambos concursos y consolidando un paso en su estrategia de crecimiento y en su apuesta de inversión en infraestructura energética.
La inversión no solo contempla el pago de US$226 millones al Estado nacional en concepto de precio, sino también un compromiso adicional de inversión por US$200 millones, destinado a garantizar el óptimo mantenimiento, modernización y operación de los activos adjudicados.
Sumando los 191 Mw que Edison opera en Mendoza, ambos activos representan alrededor del 17% de la generación hidroeléctrica nacional y aproximadamente 4% de la generación eléctrica total, consolidándose como un nuevo actor relevante del sistema energético argentino.
La incorporación de Alicurá y Cerros Colorados se integra al plan de desarrollo de Edison Energía, que este año adquirió la Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán (EDET), la Empresa Jujeña de Energía (EJESA), Líneas de Transmisión del Litoral (LITSA) y la generadora hidroeléctrica CEMPPSA en Mendoza.
Los otros dos ganadores de la licitación
La hidroeléctrica Piedra del Águila -la más grande de las que salieron a licitación con una potencia instalada de 1.440 MW– quedó en manos de su actual concesionario: el grupo Central Puerto. Este grupo tiene como accionistas a los empresarios Carlos Miguens, Guillermo Reca, los hermanos Ruete Aguirre y la familia Escasany.
A su vez, la represa de El Chocón -que tiene una potencia instalada de 1.200 MW más 128 MW del dique compensador de Arroyito- fue a manos de BML Inversora, con una oferta de US$235,6 millones que superó a las presentadas por otros cinco oferentes.
La sociedad ganadora pertenece al grupo MSU, que comanda el empresario Manuel Santos Uribelarrea, que hace cuatro meses había adquirido la controlante de Cerros Colorados a la empresa Aconcagua Energía.
Los principales operadores del midstream detallaron sus proyectos de ampliación para acompañar el crecimiento de Vaca Muerta y mejorar la competitividad del sistema energético. Oscar Sardi (Transportadora Gas del Sur), Ricardo Hösel (Oldelval), Dolores Brizuela (Dow) y Tomás Córdoba (Compañía MEGA) coincidieron en el Energy Day organizado por EconoJournal en que las obras en transporte, procesamiento y fraccionamiento serán indispensables para descomprimir la cuenca neuquina, habilitar mayores saldos exportables y capturar más valor dentro del país.
Oscar Sardi (TGS), Ricardo Hösel (Oldelval), Dolores Brizuela (Dow) y Tomás Córdoba (Compañía MEGA). Foto: Dan Damelio.
Ampliación del Gasoducto Perito Moreno
TGS presentó el avance del proyecto de ampliación del Gasoducto Perito Moreno que permitirá incrementar la capacidad de transporte entre Tratayén y la provincia de Buenos Aires. “Tiene por objetivo expandir el sistema de transporte de gas, fundamentalmente en la búsqueda de reducir importaciones tanto de gas natural licuado como de líquidos, y además dejar saldos exportables durante el verano para poder exportar a toda la región”, afirmó Sardi, CEO de TGS.
La obra prevé la instalación de tres plantas compresoras y un turbocompresor adicional en Tratayén, lo que permitirá elevar la capacidad de 21 a 35 millones de m³/día. La iniciativa fue presentada al RIGI y, según el CEO, “va a generar beneficios en la balanza comercial de 700 millones de dólares de ahorro y beneficios fiscales de 800 millones de dólares”.
Oscar Sardi, CEO de Transportadora Gas del Sur. Foto: Dan Damelio.
Además, TGS trabaja en un proyecto mayor para procesar el gas rico neuquino. “Hace ya tiempo que venimos trabajando en este proyecto para aprovechar la calidad de gases que hay en Vaca Muerta. Un gas estándar tiene un componente licuable del 10%, en Vaca Muerta los componentes licuables están en el orden del 20 o 25%”, detalló Sardi. La iniciativa incluye un ducto de 600 kilómetros, una planta de fraccionamiento en Bahía Blanca y almacenamiento en Puerto Galván. “Estamos teniendo el proyecto de 46 millones de metros cúbicos por día de gas, que daría por resultado aproximadamente 20.700 toneladas por día”, explicó. Como el mercado interno ya está abastecido, “propano, butano y gasolina serían exportables”.
La inversión estimada ronda los US$3.000 millones y ya pasó la etapa de ingeniería: “Creemos que hemos llegado al punto de maduración. Ahora lo que hay es tomar decisiones”, sostuvo.
Duplicar Norte para evitar cuellos de botella
Oldelval continúa avanzando con obras clave para ampliar la capacidad de evacuación de la cuenca neuquina. Este año inauguró una ampliación estructural que permitió aumentar el transporte de crudo desde Vaca Muerta, y ahora está abocada a su siguiente proyecto: Duplicar Norte.
“Es un caño de 200 kilómetros, 20 pulgadas, de una capacidad inicial de 200.000 barriles y de una inversión de 400 millones de dólares”, explicó Ricardo Hösel, CEO de Oldelval.
Ricardo Hösel, CEO de Oldelval. Foto: Dan Damelio.
La obra es estratégica para descomprimir el sistema y asegurar el transporte de la producción proveniente de áreas como Los Toldos, El Trapial, La Escalonada y Bajo del Choique – La Invernada.
Sobre los posibles resultados económicos, Hösel afirmó: “Sabíamos que aguas arriba se iba a generar un cuello de botella. Estos 200.000 barriles adicionales serán unos 4.000 millones de dólares de exportaciones adicionales y es parte de ese proyecto de Duplicar Plus.”
Hösel sostuvo que un sistema integrado sería más competitivo: “Si queremos transportar un millón de barriles, no es eficiente que haya dos o tres operadores. Un solo operador coordina mejor costos y calidad”. Oldelval ya inició nuevas ampliaciones: “Duplicar Plus está al 85%. Iniciamos obras para sumar otros 200.000 barriles”, afirmó. Con esto, la cuenca podrá superar los 850.000 barriles/día sin frenar la perforación.
Planta fraccionadora en Bahía Blanca
MEGA avanza en la ampliación de su planta de fraccionamiento, clave para el procesamiento de gas rico y la exportación de GLP. “Hoy producimos unas 4.800 toneladas por día de C2+; etano, propano, butano y gasolina natural. Desde el acondicionamiento de Loma La Lata traemos toda la ‘sopa’ por el poliducto de 600 kilómetros y en Bahía Blanca hacemos el fraccionamiento”, explicó Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega.
La empresa está en la etapa final de una ampliación de la planta fraccionadora, cuya puesta en marcha total está prevista para julio de 2026. El proyecto demandó una inversión de US$260 millones y permitirá sumar 2.300 toneladas adicionales de capacidad.
Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega. Foto: Dan Damelio.
“La primera fase, que pondremos operativa el año que viene, aportará unas 850 toneladas de esas 2.300. Además, tenemos una nueva fase próxima a probar que nos va a permitir ampliar la capacidad de transporte para completar el tren de fraccionamiento”, detalló Córdoba.
“Con esto nos posicionamos como líderes en la exportación de GLP y acompañamos el crecimiento de la producción de gas y petróleo”, afirmó.
El desafío del valor agregado en la petroquímica
“Se trata de una combinación entre una demanda que crece, aunque por debajo de los niveles prepandemia, y una oferta global que se expandió muchísimo. Principalmente en China. Si bien China no tiene las materias primas más competitivas, está desarrollando un enorme complejo petroquímico con el objetivo de autoabastecerse y reducir importaciones”, explicó Dolores Brizuela, country manager de Dow.
En el caso del polietileno, el plástico más utilizado del mundo, Brizuela detalló que “China venía creciendo al 10% anual antes de la pandemia; hoy crece alrededor del 3%. Y, aun así, está instalando plantas tanto para acompañar ese crecimiento como para reemplazar importaciones”. Ese desfasaje entre oferta y demanda “generó un descalabro que en el corto y mediano plazo nos incomoda a todos, con una compresión de márgenes muy importante”.
Dolores Brizuela, country manager de Dow. Foto: Dan Damelio.
Pese a ese contexto, Brizuela sostuvo que Argentina tiene oportunidades claras, siempre y cuando pueda orientar su estrategia hacia el valor agregado: “Lo peor que nos puede pasar, teniendo un recurso tan inmenso y de tan buena calidad como Vaca Muerta, es limitarnos a exportar el commodity cuando podemos agregarle valor y generar divisas y empleo (…) Yo siempre digo: ojalá no solo exportemos gas o los líquidos del gas; ojalá exportemos polietileno. O mejor aún: que nuestros clientes exporten un film impreso; y que los clientes de nuestros clientes exporten una carne envasada. Lo peor sería que el commodity se vaya a Asia y vuelva como producto terminado, cuando nosotros tenemos una ventaja estructural que es la materia prima.”
Saldos exportables
Los ejecutivos coincidieron en que la próxima etapa de Vaca Muerta dependerá no solo de transportar más producción, sino de procesarla, fraccionarla y exportar productos con mayor valor, para evitar que el país vuelva a enviar el recurso como commodity y recomprar manufacturas.
Entre ampliaciones de gasoductos, oleoductos, plantas de fraccionamiento y proyectos petroquímicos, las compañías señalan que el potencial exportador del país podría incrementarse sustancialmente en los próximos años. La discusión, coincidieron, no es solo de infraestructura, sino de competitividad, coordinación entre operadores y reglas que permitan atraer inversiones de largo plazo.
Líderes mundiales del ámbito de la energía y la tecnología se reúnen esta semana en la Sede del OIEA en Viena para celebrar el primer Simposio Internacional sobre Inteligencia Artificial (IA) y Energía Nuclear. El evento, de dos días, congrega a altos representantes de ministerios gubernamentales, organizaciones internacionales, el sector nuclear y grandes empresas tecnológicas —entre ellas Google y Oracle— para analizar cómo la energía nuclear puede ayudar a satisfacer la creciente demanda eléctrica de los centros de datos de IA y cómo esta última puede contribuir al desarrollo de la tecnología nuclear.
El evento de dos días comenzó hoy y el programa y la transmisión en directo pueden consultarse en la página web del OIEA. En la ceremonia de apertura el Director General del OIEA, Rafael Mariano Grossi, dijo:
“Dos fuerzas están rediseñando el horizonte de la humanidad a un ritmo sin precedentes: el auge de la inteligencia artificial y la transición global hacia una energía limpia y fiable. El mapa energético del mundo se está redibujando ante nuestros ojos. El punto fundamental, nuestra oportunidad y nuestra responsabilidad, es que esas fuerzas no se están desplegando por separado. Están convergiendo y redefiniendo la nueva economía global.”
Añadió que la energía nuclear es la única fuente capaz de generar electricidad con bajas emisiones de carbono, ser fiable las 24 horas y garantizar una alta densidad de potencia, estabilidad de la red y escalabilidad. Describió el vínculo entre la energía nuclear y la IA como una alianza estructural de “Átomos para algoritmos”.
Según la Agencia Internacional de Energía, los centros de datos representaron el 1,5 % de la demanda mundial de electricidad en 2024, una cifra que podría duplicarse para 2030.
Con su capacidad para suministrar electricidad fiable y con bajas emisiones de carbono, la energía nucleoeléctrica se considera cada vez más una solución para satisfacer esta demanda. Al mismo tiempo, la IA ofrece poderosas herramientas para optimizar el rendimiento de los reactores, agilizar la construcción y mejorar la eficiencia operacional, gracias a lo cual la energía nuclear puede alcanzar su máximo potencial manteniendo al mismo tiempo los más altos estándares de seguridad tecnológica, seguridad física y salvaguardias.
El simposio proporcionará un espacio para construir alianzas y formular recomendaciones para un marco de cooperación entre el sector de la IA y el nuclear con el apoyo del OIEA. En él se profundizará en las oportunidades que ofrecen la IA y la energía nuclear y se respaldarán los esfuerzos mundiales encaminados a lograr una energía limpia, fiable y sostenible mediante el vínculo entre diversas partes interesadas.
El gobernador Marcelo Orrego participó de la inauguración del nuevo Parque Fotovoltaico ubicado en la Planta de Cienaguita, en Caleras San Juan, departamento Sarmiento. El acto contó con la presencia del ministro de minería Juan Pablo Perea; intendente de Sarmiento, Alfredo Castro; gerente de Calera San Juan, Raúl Cabanay y demás funcionarios , quienes acompañaron y recorrieron las instalaciones junto al mandatario.
Durante la actividad, Orrego destacó la importancia estratégica de esta obra para la matriz energética y productiva de la provincia. “Muy feliz de poder estar acá, en esta inauguración de esta planta fotovoltaica. Es un hecho que ya es una realidad y marca claramente la trazabilidad que debe tener un proyecto en la provincia de San Juan”, expresó.
El nuevo parque genera 2,3 megawatts y ya proyecta una ampliación cercana al 6%. Para el gobernador, esta infraestructura consolida un modelo de desarrollo que integra energía limpia con sectores tradicionales de la economía local. En ese sentido, afirmó: “Si bien parte de nuestra matriz productiva son los minerales —en este caso el oro y la cal—, también es cierto que somos el primer productor de energía fotovoltaica, y eso genera una combinación espectacular para todo tipo de proyectos de desarrollo”.
Orrego subrayó que San Juan ya supera los 600 megawatts de producción eléctrica, de los cuales aproximadamente 400 provienen de fuentes solares. Resaltó además que la instalación en Caleras San Juan “viene a ayudar a sumar energía para la provincia” y que, en el marco de la transición energética global, “las energías limpias van a cumplir un papel decisivo”.
Asimismo, puso en valor el rol de la industria calera dentro del perfil productivo provincial y la sinergia que se genera al sumar energía renovable a los procesos industriales. “La industria calera es una industria madre en San Juan —exportamos el 85%— y combinada con ser los primeros productores de energía fotovoltaica, es una dupla extraordinaria para cualquier tipo de proyecto”, señaló.
El mandatario también felicitó al directorio de Caleras San Juan por llevar adelante esta inversión y remarcó su impacto en la generación de empleo y en la consolidación del liderazgo sanjuanino en energía solar.
El Gobierno de Entre Ríos informó que la actualización de la tarifa eléctrica vigente desde diciembre responde a la modificación de los precios mayoristas definida por la Secretaría de Energía de la Nación. Se trata de ajustes que alcanzan por igual a todas las jurisdicciones del país y que resultan necesarios para sostener el funcionamiento del sistema eléctrico nacional.
En este marco regulatorio, la provincia ratifica su decisión de proteger a los hogares y sectores que necesitan acompañamiento. Por eso continúa aplicando un esfuerzo financiero propio que modera el impacto de las actualizaciones nacionales, con especial atención en las familias de menores ingresos y en actividades productivas estratégicas.
A través de la Secretaría de Energía de Entre Ríos, se mantienen vigentes:
* El congelamiento del Valor Agregado de Distribución (VAD).
* El subsidio provincial al VAD para los hogares de menores ingresos (Nivel 2).
* Los programas de acompañamiento tarifario: Tarifa Social, Tarifa para la Salud, Electrodependientes y los beneficios destinados a instituciones educativas, deportivas y sectores productivos -entre ellos el arrocero- y diversas industrias estratégicas.
“Gracias a estas políticas provinciales, las familias entrerrianas, especialmente aquellas que atraviesan situaciones económicas más vulnerables, continúan accediendo a un esquema de protección diferencial que la Provincia sostiene con recursos propios”, destacaron.
En diciembre, el ajuste aplicado representa un incremento promedio del 1,4% para usuarios residenciales urbanos y alrededor del 1% para usuarios rurales. Estos valores se explican exclusivamente por la actualización nacional del precio de la energía mayorista.
Se alcanzó un nuevo hito en la construcción del Parque Solar El Quemado. Esta semana concluyó la obra civil de la estación transformada de 220/33kV y se conectó al Sistema Interconectado Nacional (SADI).
Este paso se conoce como la energización del proyecto, y conecta transformadores y circuitos de media tensión. Con la vinculación a la red, se da inicio a la fase de comisionado donde se realizan ajustes y configuraciones junto a una serie de pruebas funcionales, que representan la antesala a la puesta en servicio y generación de energía del parque.
Cabe destacar que el Parque Solar El Quemado ya cuenta con un 70% de estado de avance y más de 210.000 paneles bifaciales instalados.
Características Técnicas:
Ubicación: departamento de Las Heras, a 53 km de la ciudad de Mendoza.
Capacidad instalada: 305 MW.
Inversión: USD 210 millones aprox.
Factor de capacidad estimado: 31,4%.
Instalación de 511.000 paneles fotovoltaicos bifaciales.
Plazo total de construcción: 18 meses. La obra inició en enero de 2025.
Empleo en etapa de obra: más de 400 personas en el pico de obra.
87% empleos locales en etapa de obra.
Superficie: más de 600 hectáreas.
Interconexión: se conecta al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a través de una nueva estación transformadora de 220/33kV.
YPF adjudicó a DLS Archer el mayor contrato de servicios de perforación en Vaca Muerta, por cinco años y con siete equipos de última generación, en un acuerdo que marca un hito para la industria.
El contrato prevé provisión y operación de equipos con tecnología de punta e integración de servicios de Perforación Controlada por Presión (MPD), además de mejoras en estándares actuales que refuerzan la eficiencia, la seguridad y el desempeño ambiental.
Según replicó la agencia Noticias Argentinas, la adjudicación se alinea con la estrategia de crecimiento de DLS Archer profundizada en 2024 tras la adquisición de ADA, subsidiaria de Air Drilling Associates Inc., lo que diversificó su portafolio y consolidó su liderazgo como proveedor de soluciones integrales para recursos no convencionales.
Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling de DLS Archer, afirmó que la firma del contrato con YPF reafirma su compromiso con la excelencia y consolida una relación estratégica que seguirá transformando la industria.__IP__
En tanto, el CEO de Archer, Dag Skindlo, sostuvo que la confianza de YPF fortalece el posicionamiento y la rentabilidad local y consideró que el crecimiento sostenido del sector en Argentina impulsará nuevas oportunidades en el corto y mediano plazo.
La alianza entre DLS Archer e YPF representa un paso decisivo hacia un futuro más competitivo, innovador y sostenible para el sector energético argentino.
Un grupo de jóvenes egresados del Centro de Formación Profesional N.º 402 “Tomás Paolini” presentó un ambicioso proyecto de parques solares en el Partido de Necochea, enmarcado en la Ley de Generación Distribuida de la provincia de Buenos Aires, que ya cuenta con media sanción en la Cámara de Diputados.
Los autores de las propuestas de energía solar son Matías Espíndola, Antonio Leguizamón, Mauro Burgos, Javier Álvarez y José Alonso, acompañados por el profesor Norberto Cafiel, quienes desarrollaron sistemas de generación en baja tensión, sin inyección a media, destinados a redes existentes en distintas localidades del distrito, informó Ecos Diarios.
Energía solar para pequeños pueblos
Uno de los proyectos está pensado para Claraz, pueblo rural de 650 habitantes a 95 kilómetros de la ciudad de Necochea, donde se busca abastecer al Barrio Pachán, conectado a un transformador de 16 KVA. Durante el día, mientras haya radiación solar, la energía que consuman los vecinos provendrá de los panales solares, lo que generará un ahorro económico para la distribuidora, ya que no deberá comprar esa energía a CAMMESA. Por la noche, el sistema volverá a tomar suministro de la red convencional, mejorando además la tensión en otras zonas.
Para el Balneario Los Ángeles -a 35 kilómetros de Necochea, con una población estable de un centenar de personas pero que en verano puede multiplicarse por diez- se diseñaron dos propuestas. La primera prevé un parque solar sobre una subestación de 25 KVA ubicada en el acceso al balneario, que abastecería a más de 25 usuarios durante el día bajo el mismo criterio. La segunda contempla un parque solar aislado con baterías para sectores donde actualmente no hay red eléctrica, permitiendo que los vecinos puedan contar con energía mediante inversores y acumuladores, mientras se avanza en el tendido formal.
Por otra parte, los jóvenes emprendedores expusieron su iniciativa ante la secretaria de Gobierno, Paula Faramiñán, en una reunión de la que participaron los delegados de La Dulce, Ramón Santamarina, Juan N. Fernández y Claraz.
Cómo concretar este sueño
Respecto al financiamiento, el profesor Cafiel afirmó que podrá concretarse a través de la Provincia, aportes privados o del propio Municipio, que será quien defina el esquema final. La inversión estimada ronda los 13 a 14 millones de pesos por parque, “un valor similar al de un vehículo usado”, detalló. “Este es el presente, no el futuro. Todo el mundo apuesta a mejorar el medio ambiente y a las energías limpias”, remarcó el docente.
En cuanto a la ejecución, señaló que la primera etapa de obra se realizaría como experiencia formativa para los estudiantes, sin costo de mano de obra. En una segunda instancia, si se avanza con nuevos parques, se buscará que los jóvenes también puedan obtener rentabilidad por su trabajo.
El Gobierno nacional pretende lanzar la licitación para la privatización deBelgrano Cargas el primer trimestre de 2026 y poder concretar el traspaso de las operaciones a mediados del próximo año, según anunció Alejandro Núñez, presidente de Belgrano Cargas y Logística S.A. Luego de la privatización de corredores viales y las primeras cuatro represas hidroeléctricas con concesiones vencidas, el Gobierno pretende avanzar con un transporte clave para la competitividad de varios proyectos mineros metalíferos y de litio.
Núñez, al participar del Seminario Oro, Plata y Cobre de Panorama Minero, advirtió que el sistema ferroviario argentino experimenta una baja densidad de carga. “Dicho de otro modo, se transporta muy poco para la gran amplitud de la red. Esto no nos permite afrontar los elevados costos fijos que tenemos como compañía”, explicó.
Para revertir esta situación, se delineó un plan de obras que habilita la participación de capitales privados. “Es hora de romper el círculo vicioso de nuestro sistema ferroviario con una inversión de magnitud que permita duplicar o triplicar al menos la carga actual”, sentenció el directivo, quien consideró que los trenes desempeñarán un rol protagónico en el relanzamiento de la industria minera nacional.
Desintegración vertical
Es imposible, a su criterio, evitar la alternancia política en el país. “Lo relevante, en todo caso, es que las empresas puedan trazar planes a largo plazo sabiendo que ciertas condiciones no van a alterarse con el paso del tiempo. Se requiere un marco de negocios estable por 50 años”, reseñó el directivo al detallar el plan que prevé realizar la licitacion a través de pliegos diferentes en un proceso de desintegración vertical.
A través del Decreto 67/2025, el Gobierno Nacional habilitó el proceso de privatización total de la empresa Belgrano Cargas y Logística S.A. La medida se fundamenta en la convicción política de reducir la participación del Estado en actividades empresariales. La empresa era una de las compañías del Estado que estaba incluida en la Ley Bases sujetas a privatización, y en este marco, el Ministerio de Economía encomendó a la Agencia de Transformación de Empresas Públicas (ATEP), dar cumplimiento a su concesión.
De esta manera, los pliegos permitirán ofertar por uno o todos los activos y servicios del Belgrano Cargas, considerando como una unidad independientes el material rodante; las vías férreas y los inmuebles y los talleres ferroviarios. Sólo las tierras y las vías continuarán siendo de propiedad del Estado nacional. La idea es evitar un esquema monopólico privado como se hizo en la privatización de los ferrocarriles en la déada del 90, mediante un esquema fragmentado que permita participar a empresas especializadas en cada una de las etapas.
Un dato central es que el esquema propuesto es de concesión de infraestructura open access o de acceso abierto, ya que los pliegos obligarán al concesionario a permitir el uso del sistema a todos los operadores que quieran transportar carga por esas vías. Por eso la privatización del Belgrano Cargas, como del San Martín Cargas también en desarrollo, no invalidará la actividad de otros operadores privados para incrementar la competencia en el servicio logístico.
Bernardo Ayala, CEO de GMXT USA
Hasta el momento se conoció el interés público de al menos tres interesados en participar de la licitación, dos de ellos eventuales grandes dadores de cargas. Se trata de un consorcio de compañías cerealeras encabezadas por Aceitera General Deheza (AGD), la compañía minera Río Tinto, y el Grupo México Transportes (GMXT), un gigante logístico que participó de la privatización de los ferrocarriles mexicanos en los 90.
Una propuesta de US$3.000 millones
En el mismo encuentro de Panorama Minero, Bernardo Ayala, CEO de GMXT USA, destacó que la gran diferencia de la compañía es su rol exclusivo como operador ferroviario, sin ser consumidor o transportador de sus propios productos, lo que garantiza un interés en el desarrollo de todos los productos y sectores.
La compañía, que maneja una red de más de 11.000 kilómetros de vías en México y Estados Unidos, proyecta una inversión inicial de hasta US$3.000 millones para la modernización de la red en la Argentina, un volumen acorde con sus operaciones de gran escala.
GMXT pertenece a Grupo México, uno de los grupos industriales más grandes de Latinoamérica, que registró ventas de US$16 mil millones y un EBITDA de US$8 mil millones. La estructura corporativa, que incluye una división minera (tercer productor de cobre en el mundo), provee un sólido respaldo financiero y técnico para afrontar proyectos de alta complejidad
Ayala explicó que la intención de GMXT es tomar el control total de la operación de la red (mantenimiento de la vía, locomotoras y operación), lo que permitirá implementar nuevos procesos que generen «ineficiencias muy importantes» en un período de 15 a 20 meses máximo, con el objetivo de convertir la carga que actualmente se mueve por ruta.
El acuerdo de venta de gas natural licuado recientemente suscrito entre el consorcio Southern Energy y una empresa de Alemania fue uno de los temas principales en un panel sobre GNL en el Energy Day que organizó EconoJournal. Referentes de Pan American Energy (PAE) y Excelerate Energy abordaron cuáles son los mercados de exportación del fluido y el futuro de las importaciones a medida que la producción de Vaca Muerta continúa en ascenso.
Gabriela Aguilar, Country Manager de Excelerate Energy, y Rodolfo Freyre, VP de Gas y Energía de Pan American Energy Foto: Dan Damelio.
Southern Energy (SESA) y SEFE (Securing Energy for Europe), compañía energética propiedad del gobierno de Alemania, formalizaron la semana pasada un acuerdo marco para la venta de dos millones de toneladas anuales de GNL durante un período de ocho años. La exportación comenzará con el inicio de operación del primero de dos buques licuefactores, el “Hilli Episeyo”, previsto para 2027.
Rodolfo Freyre, VP de Gas y Energía de PAE, una de las petroleras que conforman el consorcio SESA, subrayó lo novedoso del proceso. «Partimos al revés de lo que se hace en un proyecto tradicional, donde primero se firma un contrato de venta de GNL y después se va a buscar el financiamiento. Hicimos toda la vuelta inversa y nos faltaba la frutilla del postre, que era tener un contrato. Estoviene a coronar eso en la estrategia que tenemos en Southern Energy de comercialización del LNG«, explicó Freyre.
Rodolfo Freyre, VP de Gas y Energía de Pan American Energy. Foto: Dan Damelio.
Los mercados para el GNL argentino
El acuerdo entre Southern Energy y SEFE supone el primer hito en la agenda de comercialización de GNL desde la Argentina y abre la pregunta sobre cuáles son las oportunidades de exportación.
Gabriela Aguilar, Country Manager de Excelerate Energy, puso el foco en los mercados de pequeña y mediana escala. «Antes lo único que se pensaba en GNL eran mercados de largo plazo y muy grandes. Hoy por hoy no solamente son mercados flexibles y de corto plazo, de 5 a 10 años, sino también cómo desarrollar la pequeña y mediana escala, como el Caribe, por ejemplo», dijo Aguilar.
Por el lado de Southern Energy, su proyecto tendrá una capacidad para exportar hasta seis millones de toneladas anuales de GNL cuando el segundo barco licuefactor, el buque MK II, ingrese en operación, prevista para el 2028. Freyre explicó que ya estan trabajando en la licitación para la construcción del gasoducto dedicado entre Tratayén (Neuquén) y San Antonio Oeste (Río Negro) que será necesario para abastecer de gas al segundo buque.
«Tenemos un año más para la entrada del segundo barco. Nos da tiempo para en algún momento del inicio del primer semestre del año que viene ya empezar a buscar nuevos compradorespara los otros tres millones de toneladas, y siempre algún volumen va a quedar para poder vender en el spot», explicó el directivo de Pan American Energy.
Los mercados en Asia están en el radar del consorcio. «Mi apuesta hubiese sido que el primer cliente iba a ser un cliente en el mercado asiático, que es el que viene con mayor crecimiento. Me equivoqué, terminó siendo el europeo», añadió.
Gabriela Aguilar, Country Manager de Excelerate Energy. Foto: Dan Damelio.
Importaciones
El crecimiento de la producción de gas natural en Vaca Muerta tuvo un impacto fuerte sobre las importaciones de GNL. La referente de Excelerate Energy recordó que el país pasó de importar un pico de 106 cargamentos de GNL en 2013 a unos 24 cargamentos este año.
Sin embargo, Aguilar consideró que las importaciones siguen aportando la mejor opción económica para cubrir los picos de demanda. «La presencia del GNL, más allá de el desarrollo de la exportación, lo que brinda es seguridad energética al maximizar la infraestructura que se tiene. No tiene sentido desarrollar infraestructura de gasoducto, por ejemplo, para un pico de demanda durante cincuenta días«, analizó.
Las importaciones también pueden servir de apoyo al cumplimiento de los contratos de exportación al garantizar el cubrimiento de la demanda interna de gas. «Si en algún momento fallase esa estructura de seguridad energética, donde la prioridad de alguna manera siempre va a ser la demanda interna, es una seguridad también de que existan mecanismos para asegurar el largo plazo de los contratos de exportación«, concluyó Aguilar.
Durante su intervención en el Panel 1 del Día 1 del FES Chile 2025, Vicente Walker, Head of Trina Storage para América Latina y el Caribe, trazó un panorama claro: la compañía entregó 1,2 GWh de sistemas de almacenamiento este año y ya tenía 2,5 GWh firmados para 2026, con foco en Chile y Argentina.
El ejecutivo afirmó que hoy ya no es viable desarrollar proyectos solares en el norte chileno sin integrar almacenamiento desde la etapa inicial. El curtailment, que se intensificó en esa zona, ya empezó a extenderse hacia el centro-sur, lo que impulsa nuevas soluciones tanto híbridas como stand-alone.
Trina Storage, por ejemplo, ya está hibridando dos grandes parques solares en el norte del país y anticipa que en los próximos meses comenzarán a implementarse sistemas de batería también en otras regiones.
La empresa observa que las condiciones de mercado son dispares y exige adaptar cada solución a su contexto técnico, económico y normativo. En Perú, por ejemplo, la paridad de precios entre día y noche impide hacer arbitraje, lo que obliga a repensar los modelos de ingresos.
En Argentina, Trina está ejecutando proyectos de almacenamiento que solo operan en los meses críticos del invierno o verano para evitar picos de consumo. Todos estos diseños responden a una lógica clave para la compañía: construir modelos viables y específicos para cada sistema eléctrico.
A nivel tecnológico, Trina viene impulsando mejoras sustanciales. “Estamos cotizando proyectos de 8 a 10 horas”, afirmó Walker, lo que representa un salto respecto al promedio actual en la región. La firma también está por firmar su primer contrato con baterías de 6,25 MW, superando el estándar de 5 MW que venía siendo común.
Estas soluciones avanzadas son resultado del trabajo de un equipo de 800 personas dedicadas a I+D, que lograron incrementar la densidad energética, reducir la degradación y optimizar la eficiencia de los ciclos. Las nuevas baterías alcanzan una vida útil de 20 años, con un 74% de capacidad residual.
También se elevaron algunos puntos porcentuales en el round trip efficiency, un factor crítico que afecta directamente la rentabilidad de los proyectos. “El round trip efficiency y la degradación son temas que afectan muchísimo el modelo financiero del cliente”, precisó.
Walker también remarcó la importancia de optimizar proyectos de forma integral, combinando las tres unidades de negocio de la empresa: módulos, trackers y almacenamiento.
“Podemos buscar optimizaciones de costo muy importantes para el proyecto”, afirmó, señalando beneficios tanto en compatibilidad técnica como en costos operativos.
Un punto central de su exposición fue la tecnología de grid forming, que ya está integrada en los proyectos que la compañía entregará en 2026. No obstante, su desarrollo enfrentaba un vacío regulatorio.
“No hay un reglamento claro de cómo se va a solicitar y cómo se va a pagar”, advirtió. Por eso, Trina consideró clave que los nuevos proyectos incluyeran el hardware necesario desde el inicio, ya que “el día de mañana puede ser un modelo que agregue unos puntos más al modelo financiero del cliente”, argumentó.
La conclusión de Walker fue contundente: “La combinación solar más almacenamiento es probablemente la energía más barata y más confiable de generar hoy”. En un mercado cada vez más competitivo, Trina Storage apostó por tecnología, diseño adaptado y eficiencia como claves para sostener su liderazgo en la transición energética de la región.
San Juan avanza para consolidarse como la provincia líder en generación solar de la Argentina. Con más del 30% de los parques solares en operación del país, Empresa Provincial Sociedad del Estado (EPSE) acelera su estrategia con foco en nueva infraestructura, proyectos fotovoltaicos y producción de tecnología local.
“Nuestra capacidad de exportación está al límite; tenemos zonas con problemas de estabilidad dinámica porque la generación supera ampliamente la demanda y está alejada de los nodos de consumo”, alertó Lucas Estrada, presidente de EPSE, durante el ciclo de entrevistas Leaders de Energía Estratégica.
Para dar respuesta a esta situación crítica, ya está en marcha una línea de 132 kV en doble terna, que sumará 180 MW de capacidad al sistema y permitirá la interconexión entre las estaciones transformadoras Ullum y Albardón – Chimbas.
Esa infraestructura abrirá espacio a dos nuevos parques solares. El primero es Ullum Alpha, con 50 MW de capacidad y 70% de avance, que lleva adelante la compañía Genneia y que se prevé inaugurar en el primer semestre de 2026.
“A ello se le agrega que tenemos una cartera de varios proyectos fotovoltaicos que seguimos desarrollando, a la espera de la ampliación del sistema de transporte. Contamos con más de 350 MW de desarrollo en Tocota, donde el factor de planta supera el 30%”, aseguró Estrada.
Uno de los hitos más relevantes dentro de ese proceso es la firma de un memorándum de entendimiento con PowerChina y Shanghai Electric para desarrollar nuevos proyectos renovables, que podrían incorporar sistemas de baterías. Dichos proyectos proyectos sumarían 350 MW a partir de Tocota VI, VII y VIII y permitirán incrementar el parque de generación en la zona
“Estamos en constante diálogo con los grandes usuarios del sistema, ya sea con las empresas mineras, sobre todo de cobre, y con generadores que están instalados o quieren instalarse en San Juan, a fin de tener energía muy competitiva para la industria”, complementó el presidente de EPSE.
Del mismo modo, la empresa desarrolla iniciativas más acotadas enmarcadas en la ley de generación distribuida, con proyectos de entre 5 y 10 MW (algunos bajo la figura de generador comunitario) orientados a fortalecer la red en zonas alejadas y dar soporte a desarrollos agrícolas, con ejecución prevista para 2026.
En paralelo, la provincia acelera su apuesta por la fabricación de tecnología nacional. Tras las demoras dadas por condiciones en el mercado de comercio exterior, la entidad logró destrabar el contrato y adquisición del laminador necesario para la adecuada operatividad que permitirá alcanzar una capacidad anual de producción de 450 a 500 MW, muy por encima de los 70 MW inicialmente previstos.
“El gobernador Marcelo Orrego ha tomado como buque insignia la puesta en marcha de la fábrica de paneles solares, la cual prevemos entre en operación entre julio y agosto 2026, tras una fase de ensamblaje de 45 días, seguida por otros 45 días de puesta en marcha y hasta 4 meses de pruebas”, aseguró el entrevistado.
“La primera fase será en vacío, para probar la comunicación entre máquinas; la segunda medirá calidad y eficiencia de los módulos, paneles por unidad de tiempo y todos los parámetros productivos”, detalló Estrada. Una vez completado el proceso, los paneles serán enviados al exterior para certificación internacional, paso clave para el acceso a mercados globales.
Justamente, EPSE ya planifica su desembarco internacional, a tal punto que analizan oportunidades de colaboración con Estados Unidos ante las restricciones arancelarias impuestas por dicho país a los paneles fotovoltaicos producidos en China, aprovechando también las relaciones entre Argentina y EE.UU.
Nuevo marco de mercado y tecnologías emergentes
La reconfiguración del mercado eléctrico mayorista argentino habilitó un nuevo escenario para la inversión en generación. A partir de los nuevos lineamientos de la Secretaría de Energía, se prevé la coexistencia de un mercado de energía y uno de potencia, lo que mejora sustancialmente los ingresos de los proyectos.
En ese marco, EPSE desempolvó un proyecto de energía geotérmica que había trabajado durante años y que podría aportar más de 50 MW de potencia firme al sistema.
“También estamos a la espera de poder firmar algunos contratos de energía y sobre todo potencia con nuestras centrales hidroeléctricas”, concluyó Estrada.
En el marco de su participación en el PV Book 2025, una publicación de referencia para el sector solar en América Latina, 360Energy expone su hoja de ruta para consolidarse como una empresa regional integrada en la transición energética. La compañía no solo amplía sus operaciones fuera de Argentina, sino que también proyecta nuevas soluciones tecnológicas y refuerza su impacto ambiental y social.
La firma inició una nueva etapa de expansión regional con proyectos solares fotovoltaicos en Brasil y México, donde actualmente desarrolla una planta en la ciudad de Goiana, en el nordeste brasileño, y otra en Saltillo, en el norte mexicano. Ambas iniciativas superan los 150 MW de potencia instalada.
Estos desarrollos se suman a una cartera activa en Argentina que supera los 200 MW, entre obras en ejecución y proyectos en etapa de ingeniería avanzada. Esta estrategia apunta a posicionar a 360Energy como un actor solar latinoamericano con alcance internacional.
En el plano local, destacan el parque solar La Rioja III, adjudicado bajo el programa RenMDI, y un desarrollo fotovoltaico para abastecer parte de la demanda energética de la planta industrial de Stellantis, en El Palomar. Este último será el primero de la empresa en incorporar almacenamiento con baterías (BESS), una tecnología que también comenzará a aplicarse en otras instalaciones.
El almacenamiento se constituye así como una nueva unidad de negocios de 360Energy, con soluciones orientadas tanto a nuevos desarrollos como a parques solares ya operativos. Esta evolución responde al objetivo de la compañía de consolidarse como una empresa solar integrada, que articula generación, almacenamiento, comercialización e innovación tecnológica.
En cuanto a la energía generada, actualmente se comercializa a través de tres esquemas: contratos en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), acuerdos bilaterales con grandes usuarios y ventas directas a CAMMESA. Esta estructura permite flexibilidad comercial y diversificación de ingresos, claves para su modelo de negocios.
La empresa también proyecta sumar tecnologías complementarias, como carports solares, más capacidad de almacenamiento BESS y, eventualmente, producción de hidrógeno verde en los proyectos donde haya viabilidad técnica y demanda industrial o de exportación.
Todo este crecimiento se acompaña de una fuerte política sustentable. Según su Reporte de Sostenibilidad 2024, 360Energy generó 413 GWh de energía solar y evitó la emisión de 177.500 toneladas de dióxido de carbono. Durante el mismo período, inició operaciones en España, México y Brasil, lo cual implicó reorganizar estructuras, incorporar talento en nuevos territorios y trasladar sus estándares de gestión más allá de Argentina.
En palabras de Federico Sbarbi Osuna, CEO para el Hemisferio Sur, el proceso implicó una transformación significativa: “Evolucionamos de ser una compañía argentina con operación local para crecer con presencia en nuevos países”.
A nivel social, el reporte también menciona acciones de impacto en comunidades de La Rioja, San Juan, Catamarca y Buenos Aires, reforzando un enfoque que combina desarrollo económico, tecnología limpia y compromiso territorial.
De esta manera, 360Energy se consolida como un actor regional en la transición energética, con una propuesta que articula crecimiento internacional, integración tecnológica y gestión sostenible.
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El Gobierno de México oficializó la expedición del Reglamento de la Ley de la Empresa Pública del Estado, Comisión Federal de Electricidad (CFE), un nuevo marco normativo que redefine la operación, gobernanza y procesos internos de la empresa energética más grande del país. El decreto fue publicado este 2 de diciembre de 2025 en el Diario Oficial de la Federación.
El nuevo reglamento sustituye al que permanecía vigente desde 2014 y tiene como objetivo fortalecer la transparencia, la eficiencia operativa, el control interno y la alineación estratégica de la CFE con las políticas nacionales de energía y sostenibilidad. Con ello, el Gobierno de México actualiza la estructura regulatoria en un contexto de transición energética y demanda creciente de infraestructura eléctrica.
Entre las disposiciones más relevantes se encuentran reglas reforzadas para la integración y funcionamiento del Consejo de Administración, que incluyen requisitos precisos para la designación y remoción de personas consejeras, mecanismos de prevención y declaración de conflictos de interés, y un mayor nivel de transparencia mediante la publicación de información y expedientes. Asimismo, se fortalecen las funciones de los comités internos, entre ellos el Comité Especial, con nuevas directrices para su operación, toma de decisiones y levantamiento de actas.
El reglamento establece también la obligación de que las empresas filiales de la CFE alineen sus actividades con el Programa de Desarrollo de la empresa, adopten medidas de cumplimiento normativo y operen bajo lineamientos de austeridad. En materia de vigilancia, incorpora la aplicación de normas internacionales de auditoría e información financiera, además de definir atribuciones para auditorías internas, externas y las realizadas por la Auditoría Superior de la Federación.
En cuanto a adquisiciones, arrendamientos y obras, el documento introduce cambios significativos a los procesos de contratación. Se contemplan mecanismos como subastas ascendentes y descendentes, nuevos límites para adjudicación directa e invitaciones restringidas —actualizables anualmente conforme al INPC—, criterios más estrictos para justificar contrataciones por urgencia y medidas para evaluar las políticas de integridad de proveedores. El reglamento dedica un apartado detallado al procedimiento del recurso de reconsideración, que abarca plazos, requisitos, suspensión, garantías y efectos de las resoluciones.
Otro elemento central es el fortalecimiento de la sostenibilidad institucional. El Plan de Sostenibilidad de la CFE deberá alinearse con la Estrategia Nacional de Transición Energética, los planes sectoriales de energía e hidrocarburos, y los compromisos internacionales adquiridos por México en materia ambiental. Esto impulsa una visión de largo plazo para el desarrollo de infraestructura eléctrica acorde con estándares nacionales e internacionales.
El reglamento también define atribuciones para la Persona Comisaria, encargada de elaborar la evaluación anual del desempeño de la CFE. Dicho informe deberá hacerse público en las páginas oficiales de la empresa y de la Secretaría Anticorrupción y Buen Gobierno, fortaleciendo los mecanismos de rendición de cuentas. Los artículos transitorios establecen que la evaluación correspondiente al ejercicio 2024 deberá ser presentada a más tardar el 31 de diciembre de 2025.
Con la publicación de este decreto, el Gobierno de México busca consolidar una CFE con mayor claridad normativa, controles más robustos y una operación alineada a metas de eficiencia, transparencia y sostenibilidad. La actualización llega en un momento clave para el sistema eléctrico nacional y marca un paso significativo en la modernización regulatoria del sector energético del país.
La Comisión Nacional de Energía (CNE) aprobó el término anticipado de los contratos de suministro adjudicados en la licitación pública nacional e internacional 2017/01 al generador Canadian Solar Libertador Solar Holding SpA.
Según informó la entidad a través de un comunicado oficial, la medida se basa en el incumplimiento del inicio del suministro por parte de la empresa, y se enmarca en lo establecido en el artículo 21 de las Bases de Licitación. De acuerdo a la normativa, este tipo de faltas habilita a la CNE a proceder con la finalización anticipada de los contratos suscritos.
El término anticipado afecta a los contratos celebrados entre Canadian Solar y las siguientes ocho empresas distribuidoras: Enel Distribución Chile S.A., Compañía General de Electricidad S.A., Empresa Eléctrica de la Frontera S.A., Empresa Eléctrica de Aisén S.A., Empresa Eléctrica de Magallanes S.A., Luz Osorno S.A., Sociedad Austral de Electricidad S.A. y Empresa Eléctrica de Atacama S.A.
Todos los contratos fueron firmados en el marco del proceso licitatorio 2017/01, uno de los mecanismos establecidos por el Gobierno chileno para asegurar el suministro a clientes regulados a través de la incorporación de energía proveniente de nuevas fuentes generadoras.
Desde la CNE indicaron que el incumplimiento de las condiciones contractuales por parte de Canadian Solar Libertador Solar Holding SpA fue debidamente acreditado, y que por ello la medida fue tomada en estricto cumplimiento del marco legal vigente.
Con esta resolución, la Comisión formaliza el cierre de los contratos, estableciendo como fecha de término el día 2 de diciembre de 2024, según lo dispuesto en la resolución exenta N°559.
Hasta el momento, Canadian Solar no ha emitido una declaración pública respecto de esta decisión, que implica el fin anticipado de su participación contractual en el suministro a clientes regulados a través de las distribuidoras mencionadas.
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha asignado 126,4 millones de euros del mecanismo de subastas como servicio (AaaS) para financiar la producción de hidrógeno renovable a dos proyectos localizados en la Comunidad Valenciana y Castilla y León, de acuerdo con las resoluciones que pueden consultarse aquí y aquí. Estas dos iniciativas suman una potencia de electrolisis de 160 MW y fueron preseleccionadas en la segunda subasta general del Banco Europeo del Hidrógeno.
Las resoluciones corresponden a la primera convocatoria nacional de AaaS, que abrió una vía para financiar con fondos nacionales proyectos preseleccionados por la Comisión Europea en el orden de puntuación fijado por la Agencia Ejecutiva Europea de Clima, Infraestructuras y Medio Ambiente (CINEA), pero que no habían obtenido fondos al haberse agotado el presupuesto. Las ayudas de esta primera convocatoria nacional de AaaS están gestionadas por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), adscrito al MITECO, y financiadas con fondos del Plan de Recuperación, Transformación y Resilencia (PRTR).
Los incentivos se estructuran como subvenciones al hidrógeno producido y certificado como cien por cien renovable –RFNBO, según la Directiva de Energía Renovable–, por un período máximo de 10 años desde el inicio de operación, en proyectos que respeten el principio de no ocasionar un daño significativo al medio ambiente en todas sus fases. Es la primera vez en España que las ayudas no se dan a la inversión en activos, sino a la producción del H2 renovable.
Proyectos seleccionados
El proyecto con mayor dotación económica ha sido ‘Orange.Bat’, que recibirá una ayuda de 82,5 millones. Contempla la construcción de una planta de producción de hidrógeno renovable electrolítico en Onda (Castellón), que incluye un electrolizador alcalino de 100 MW, con una producción anual estimada de 11.960 ton/año. La electricidad consumida procederá de parques eólicos y fotovoltaicos, y dará servicio a 11 industrias cerámicas de la Comunidad Valenciana.
Por su parte, el proyecto ‘eM Numancia’, con una ayuda asignada de 43,9 millones, contempla la construcción de una planta de producción de hidrógeno renovable electrolítico en Garray (Soria) para la producción de metanol verde que se destinará a cinco industrias del sector químico, maderero, logístico y marítimo. Incluye un electrolizador alcalino de 60 MW alimentado por parques eólicos y fotovoltaicos, con una producción anual de hidrógeno estimada de 6.363 ton/año y 33.334 ton/año de metanol verde.
H2 renovable, una apuesta país
Esta subasta nacional forma parte de la apuesta del Gobierno por el hidrógeno renovable como factor clave para eliminar las emisiones de CO2 de la industria, el transporte pesado y otros sectores difíciles de descarbonizar, y en coherencia con el desarrollo del PERTE de Energías Renovables, Hidrógeno y Almacenamiento (ERHA).
A día de hoy, el IDAE ha concedido ayudas a proyectos de hidrógeno ‘verde’ por un importe total de 2.721 millones, con programas como H2 Pioneros, H2 Cadena de Valor, H2 Valles y varias oleadas de IPCEI (Proyecto Importante de Interés Común Europeo IPCEI) lanzadas por Bruselas. En suma, casi 3.000 millones de los fondos del PRTR y la Adenda destinados al capítulo del H2 verde, clave en el proceso de descarbonización y en la creación de un completo ecosistema tecnológico e industrial asociado, según lo previsto en la Hoja de Ruta del Hidrógeno Renovable y en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC).
Sungrow, líder global en inversores solares y soluciones de almacenamiento, convoca a los referentes del sector energético a participar del Summit Latam 2025, que se celebrará el 11 de diciembre en el Centro de Eventos La Dehesa, Santiago de Chile, a partir de las 16:00 horas.
El encuentro reunirá a ejecutivos, especialistas técnicos y socios estratégicos de toda la región, con el objetivo de mostrar el portafolio de productos de última generación de la compañía y analizar las tendencias que están moldeando el futuro energético mundial. Se trata de un evento exclusivo, al que solo se podrá acceder mediante inscripción previa, disponible a través del portal oficial:
La jornada comenzará con la acreditación a las 16:00, seguida por un completo bloque de conferencias técnicas y comerciales desde las 17:00 hasta las 19:30. Entre los temas destacados se incluyen:
Market Trends (Tendencias del mercado)
Grid Analysis (Análisis de red)
ESS Product Launch
BESS Burn Test Insight
Grid-forming Technologies
Localized Services and LTSA Offerings
Projects Sharing
Free Discussion & Showcase Tour
Durante el evento se presentará el portafolio de soluciones de almacenamiento energético (ESS), con demostraciones de su desempeño técnico y pruebas de resistencia, además de analizar cómo las tecnologías grid-forming están permitiendo una integración más eficiente de energías renovables a la red eléctrica.
Sungrow también presentará servicios localizados y propuestas de acuerdos de soporte técnico a largo plazo (LTSA), diseñados para maximizar el rendimiento de las instalaciones y mejorar la disponibilidad operativa de los sistemas.
A las 20:00 comenzará el espacio de networking y cierre, donde los asistentes podrán compartir experiencias y establecer contactos estratégicos con otros líderes del sector.
Como parte de su estrategia de posicionamiento en Latinoamérica, Sungrow ha reforzado su participación activa en los principales encuentros del sector, incluyendo el Future Energy Summit (FES) Southern Cone, donde se destacaron varios de sus ejecutivos regionales en distintas instancias.
Durante el FES, participaron Gonzalo Feito, Andean Region Director, Jorge Alvarado, Key Account Manager y Jorge Cabrera,Service Business Development Manager, quienes brindaron su visión sobre el mercado y revelaron las innovaciones de la compañía.
Este despliegue regional refuerza el compromiso de Sungrow con el desarrollo energético de América Latina, tanto desde el punto de vista tecnológico como comercial. “Buscamos compartir conocimiento técnico de alto valor y acercar nuestras soluciones a los desafíos específicos de cada mercado”, explican desde la organización del evento.
La compañía ofrecerá en el evento una actualización sobre sus soluciones más recientes, incluyendo inversores de alta potencia, sistemas de almacenamiento inteligente, y plataformas digitales de operación y mantenimiento, diseñadas para mejorar la rentabilidad de proyectos de gran escala.
Además, el encuentro servirá como una instancia para fortalecer alianzas con desarrolladores, distribuidores, utilities y gobiernos, bajo una agenda que combina contenido técnico, visión estratégica y espacios de networking de alto nivel.
Con esta iniciativa, Sungrow consolida su presencia como un actor clave en la transformación energética de la región, y reafirma su apuesta por impulsar una transición sustentable, competitiva y tecnológicamente avanzada.
Edison Energía S.A., el grupo inversor argentino integrado por los hermanos Neuss, Inverlat Investments, Rubén Chernajovsky y Luis Galli, fue adjudicado para operar (por 30 años) la central hidroeléctrica Alicurá y el complejo hidroeléctrico Cerros Colorados, dos activos relevantes del sistema energético del Comahue.
En el marco de los procesos licitatorios internacionales impulsados por el Estado nacional, la compañía presentó las mejores ofertas: U$S 162 millones por Alicurá y U$S 64 millones por Cerros Colorados, “imponiéndose en ambos concursos, consolidando su estrategia de crecimiento y su apuesta de inversión en infraestructura energética argentina”, comunicó la compañía.
La inversión no solo contempla el pago de U$S 226 millones al Estado nacional en concepto de precio, sino también un compromiso adicional de inversión por U$S 200 millones, destinado a garantizar el óptimo mantenimiento, modernización y operación de los activos adjudicados, se indicó.
Si se suman los 191 MW del activo que Edison opera en Mendoza, ambos representan alrededor del 17 % de la generación hidroeléctrica nacional y aproximadamente 4.0 % de la generación eléctrica total, consolidándose como un actor clave del sistema energético argentino, se describió.
Alicurá es una central clave del sistema hidroeléctrico nacional, con 1.050 MW de potencia instalada y un embalse de 3.215 hm3, cumpliendo un rol esencial tanto en la regulación del río Limay como en el abastecimiento del Sistema Argentino de Interconexión.
Cerros Colorados constituye otro complejo estratégico del Comahue: ubicado sobre el río Neuquén, está integrado por las presas Portezuelo Grande, Loma de la Lata, El Chañar y Planicie Banderita, y tiene una potencia instalada cercana a 480 MW. Ambos activos cumplen un papel multipropósito, tanto para la matriz energética como para la gestión integral del recurso hídrico del país.
La incorporación de Alicurá y Cerros Colorados se integra al plan de desarrollo de Edison Energía, que este año adquirió la Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán (EDET), la Empresa Jujeña de Energía (EJESA), Líneas de Transmisión del Litoral (LITSA) y la generadora hidroeléctrica CEMPPSA en Mendoza.
“Edison Energía asumirá la operación de ambos complejos bajo los más altos estándares de seguridad, gestión ambiental y eficiencia técnica. La compañía impulsará inversiones orientadas al mantenimiento, modernización y optimización operativa de las centrales, con foco en garantizar confiabilidad, calidad de servicio y una gestión responsable del recurso hídrico”, aseveró la adjudicataria.
“Estamos muy entusiasmados con estos proyectos. Las adjudicaciones de Alicurá y Cerros Colorados reafirmaron nuestra confianza en el potencial energético del país y nuestro compromiso con un modelo de gestión profesional, moderno y orientado al desarrollo regional. Vamos a trabajar para potenciar estos activos emblemáticos y seguir fortaleciendo la matriz eléctrica argentina”, señalaron desde Edison Energía.
La aceleración de proyectos estratégicos en Vaca Muerta —desde oleoductos y gasoductos hasta desarrollos de GNL— abrió un escenario de mayor presión operativa para las empresas de ingeniería y construcción. La superposición de iniciativas, el avance hacia modelos de inversión privada y la competencia por talento especializado se consolidan como los principales desafíos del sector, según plantearon Pablo Brottier (SACDE), Alejo Calcagno (Techint) y Alejandro Pérez Carrega (Contreras) en un panel del Energy Day organizado por EconoJournal. Los ejecutivos detallaron cómo cada compañía está ajustando su capacidad operativa frente a una demanda más intensa y simultánea.
Pablo Brottier (SACDE), Alejo Calcagno (Techint) y Alejandro Pérez Carrega (Contreras). Foto: Dan Damelio.
Pablo Brottier, director ejecutivo de SACDE, informó que el Oleoducto Vaca Muerta Sur alcanzó el cierre mecánico tras completar la última soldadura en noviembre. “En 150 días corridos se soldaron 440 kilómetros, con lluvia, viento y frío. El ducto está construido de punta a punta”, señaló. El proyecto, desarrollado junto con Techint, es una de las obras de transporte de crudo más relevantes de los últimos años y, según Brottier, “en Argentina estamos capacitados para ejecutar los proyectos que se necesitan”.
Sobre la ampliación del sistema Perito Moreno de TGS, Brottier subrayó que “es la primera gran iniciativa cien por ciento privada y va a riesgo”. Detalló que la obra incorporará capacidad de compresión en siete plantas —tres de ellas nuevas— y deberá entregar 14 millones de m³ diarios adicionales de gas para el invierno de 2027. “La obra no se puede atrasar porque los bancos y los accionistas esperan su retorno desde el día siguiente de la habilitación”, afirmó. Según estimaciones internas, el proyecto demandará cerca de 2.000 trabajadores a lo largo del trazado.
Pablo Brottier, director ejecutivo de SACDE. Foto: Dan Damelio.
Desde Techint, Alejo Calcagno, director de Operaciones para la región Sur, destacó que Vaca Muerta Sur implicó un salto de productividad frente a desarrollos previos como el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner y las últimas ampliaciones de Oldelval. “Terminamos el ducto casi dos meses antes del programa y alcanzamos un récord de 175 soldaduras por día”, indicó. Agregó que el equipo avanza en instalaciones de superficie y pruebas hidráulicas con el objetivo de entregar la obra finalizada antes de abril de 2026.
Calcagno señaló además que Techint ya inició la primera etapa de Duplicar Norte, la ampliación del sistema de Oldelval que permitirá evacuar producción del hub norte de Vaca Muerta. También mencionó una agenda amplia de desarrollos futuros, entre ellos la ampliación de TGS, los proyectos de GNL de YPF y Pluspetrol y los gasoductos asociados a las iniciativas de GNL de PAE e YPF. “Las perspectivas son muy buenas. El primer semestre del año que viene va a estar cargado de definiciones”, anticipó.
Alejo Calcagno, director de Operaciones para la región Sur. Foto: Dan Damelio.
Por su parte, Alejandro Pérez Carrega, gerente de Operaciones de Contreras, analizó la infraestructura asociada al desarrollo de GNL. La empresa iniciará en los próximos días las obras que conectarán el Gasoducto San Martín con la terminal flotante del proyecto Southern Energy. “Queríamos ser parte de este proyecto porque entendemos que el GNL es el puente para el desarrollo energético que necesita Argentina”, afirmó. Contreras avanza además en obras de superficie para YPF y Vista, y en proyectos mineros vinculados especialmente al litio.
El desafío simultáneo: talento, innovación y minería
La superposición entre grandes obras energéticas y el avance de iniciativas mineras exige un ajuste en la capacidad constructiva local. Pérez Carrega advirtió que la disponibilidad de recurso humano calificado será uno de los principales cuellos de botella y coincidió con Brottier y Calcagno en que los programas de formación, las escuelas de soldadura y la capacitación técnica son esenciales para sostener el ritmo de obra.
Calcagno agregó que “incorporar soldadura automática, doble junta, drones, impresión 3D y digitalización en inspección nos permitió ganar velocidad y eficiencia”. También sostuvo: “La geopolítica favorece el nearshoring: tener proveedores cerca permite cumplir con los plazos justo a tiempo”.
Alejandro Pérez Carrega, gerente de Operaciones de Contreras. Foto: Dan Damelio.
Brottier ubicó la experiencia reciente de Vaca Muerta en un contexto más amplio, al que definió como un “triple milagro”: “El salto tecnológico de las petroleras, la decisión inédita de invertir en infraestructura de manera conjunta y el primer project finance puro aplicado a una obra de este tipo en el país”. Luego añadió: “Nuestro desafío es cuidar esos procesos: entrenar gente, sumar tecnología y desarrollar proveedores”.
En la misma línea, Pérez Carrega remarcó la importancia de fortalecer la colaboración entre empresas. “Cuando nos sentamos a repensar procesos y compartir aprendizajes, los tiempos bajan drásticamente. La construcción tiene un margen importante para mejorar, y el asociativismo va a ser clave”, finalizó.
La Subsecretaría de Energía del Ministerio de Infraestructura de la Provincia de Buenos Aires inició la ejecución del “Plan Verano”, una medida que se realiza por cuarto año consecutivo y que reforzará la generación eléctrica en los puntos críticos del territorio bonaerense para mejorar la calidad del servicio en la temporada de mayor demanda.
A partir del 15 de diciembre se instalarán unidades de Generación Temporaria en 6 nodos de transporte eléctrico claves de la Provincia de Buenos Aires, y su ubicación beneficiará no sólo al municipio donde se ubique, sino también a las localidades cercanas contempladas en los corredores eléctricos, se indicó.
Dichas unidades generadoras se colocarán en: ● Carmen de Areco: 4 Mw de potencia Las localidades beneficiadas serán Pergamino, Arrecifes, Capitán Sarmiento y San Antonio de Areco. ● 25 de Mayo: 4 Mw de potencia Las localidades beneficiadas serán Bragado y 9 de Julio. ● 9 de Julio: 4 Mw de potencia Las localidades beneficiadas serán Bragado, Carlos Casares, Pehuajó y Trenque Lauquen. ● Pergamino: 5,7 Mw de potencia Las localidades beneficiadas serán Rojas, Junín, Colón y Carabajales. ● Gral. Viamonte: 4,2 Mw de potencia Las localidades beneficiadas serán Junín, Baigorria, Zavalia, Coronel Eduardo O´Brien, Warnes, El Arbolito, y Mariano H. Alfonso. ● Mar del Tuyu: 2,1 Mw de potencia Las localidades beneficiadas serán las del Corredor Atlántico, comprendido por General Lavalle, San Clemente, Las Toninas, Santa Teresita, Mar de Ajó, Pinamar y Villa Gesell.
Para desarrollar este plan, la Dirección Provincial de Energía (DPE) realizó junto con Distribuidoras Eléctricas, cooperativas y municipios los estudios de cargabilidad de las redes de Alta Tensión para analizar y prever el mapa de nodos críticos para definir los puntos de posible déficit de potencia.
Además de esta solución coyuntural para la época de alta demanda, la Subsecretaría de Energía realizó obras de infraestructura que beneficiarán la calidad del servicio eléctrico en otros municipios, se destacó.
En los municipios de Mercedes y Bragado, las obras de infraestructura eléctrica de repotenciación permiten prescindir de los equipos de Generación Temporaria a los que la Provincia recurrió en otras temporadas, beneficiando al corredor norte de la provincia de Buenos Aires.
Asimismo, se están desarrollando obras en la red de Alta Tensión (AT) en las localidades de Chivilcoy, Guaminí y Quequén, que buscan fortalecer el mapa eléctrico de la Provincia de Buenos Aires, permitiendo transportar energía eléctrica a mayores distancias con pérdidas mínimas, mejorando la disponibilidad de potencia y la seguridad y confiabilidad del suministro.
Obras finalizadas 2025
La potencia que se instalará con el Plan Verano en los distintos nodos bonaerenses está relacionada con la demanda estacional, y con los picos de consumo en temporada. Para evitar gradualmente la instalación de las Unidades de Generación Móvil, la Subsecretaría de Energía finalizó durante el 2025 distintas obras eléctricas que refuerzan de forma permanente el servicio de energía y el mapa eléctrico provincial.
Tal es el caso de las Estaciones Transformadoras de media tensión en los municipios de Lincoln y Tres Lomas financiadas por el tesoro provincial.
Asimismo, se ejecutaron ampliaciones en el sistema que benefician a los municipios de San Nicolás, San Antonio de Areco, Saavedra, Mar Chiquita, Mercedes y 25 de Mayo.
El objetivo es generar proyectos de expansión para la red de transporte y subtransmisión de energía, que acompañan e impulsan el crecimiento de las economías regionales, se explicó.
Resina de Plástico Reciclado Posconsumo, para envolver y proteger botellas de leche.
