TotalEnergies Argentina concretó una nueva instalación de sistemas solares domiciliarios en San Roque, en el área rural de Añelo, en el marco de su Programa de Acceso a la Energía.
La iniciativa —implementada en colaboración con TotalEnergies Renovables Argentina y la empresa especializada ALP Group— tiene como objetivo brindar acceso a energía limpia y renovable a través de la instalación de paneles solares a familias en zonas rurales que aún no cuentan con conexión a la red eléctrica.
A través del programa, iniciado en 2024, ya consiguieron acceso a energía limpia 3 familias en el área de influencia de Aguada Pichana Este y San Roque.
Con esta nueva acción, TotalEnergies Argentina reafirma su compromiso en Neuquén y su contribución al acceso equitativo a energía renovable, más limpia, segura y disponible, en línea con la estrategia global de la compañía de generar más energía, con menos emisiones, satisfaciendo la demanda energética global de manera sostenible y con un menor impacto ambiental.
La estrategia de gestión social que lleva adelante la compañía en Neuquén promueve además la formación de capacidades locales, la educación, la seguridad vial y el desarrollo humano, social, económico y sostenible de las comunidades locales.
Cómo son los sistemas solares instalados Los sistemas solares domiciliarios instalados por ALP Group cuentan con 3.450 Watts de potencia pico solar, generada por paneles Trina, empresa incluida en el listado TIER ONE de Bloomberg, con certificaciones IEC y garantías de generación en cumplimiento con la Ley Nacional de Energía Distribuida N° 27.424. La potencia de acople está determinada por un inversor Growatt de 3.500 W e incorpora una batería de litio Growatt AXE 5.0L, lo que permite generar un promedio de 547 kWh/mes de energía. El sistema incluye ocho tomas y ocho luminarias. Para garantizar el mejor uso y mantenimiento de los equipos instalados, se les ofreció a los beneficiarios del programa material instructivo y dos capacitaciones, al finalizar la instalación y previo al invierno.
El Ministerio de Economía, a través de la Secretaría de Energía, oficializó la autorización del ingreso de Industrias Juan F. Secco S.A. al Mercado Eléctrico Mayorista como agente generador. La empresa generará con su nueva Central Térmica a Biogás San Martín Norte III-D10, de 10 megavatios de potencia, la cual está situada en San Miguel, Buenos Aires.
Según el documento, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) certificó que la central cumple con los requisitos técnicos exigidos por los “Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y Cálculo de Precios”. Además, la empresa deberá completar el equipamiento correspondiente para los sistemas de comunicación SCOM, SMEC y SOTR, necesarios para la operación en el MEM.
El Estudio de Impacto Ambiental del proyecto fue aprobado por el Organismo Provincial para el Desarrollo Sostenible (OPDS) en 2021. Con la documentación técnica y societaria presentada, la Secretaría de Energía confirmó que no hubo objeciones durante el proceso de publicación de la solicitud en el Boletín Oficial, el pasado 27 de octubre.
La resolución también instruye a Cammesa a cargar a Industrias Juan F. Secco S.A. los posibles sobrecostos o penalidades que pudieran derivarse de indisponibilidades técnicas durante la integración de la planta al sistema eléctrico.
El texto fue firmado por la secretaria de Energía, María Carmen Tettamanti, y entró en vigencia el mismo día de su publicación. Con esta incorporación, Secco amplía su participación en la generación distribuida a partir de biogás, una tecnología que aprovecha residuos orgánicos para producir energía eléctrica y que en los últimos años ha ganado espacio dentro de la matriz renovable del país.
La Agencia Internacional de Energía (AIE) señala en su reciente informe mensual que “la demanda de petróleo es menor que los estándares históricos” frente al crecimiento de la oferta.
Anticipa que, en el cuarto trimestre de 2025, el crecimiento del consumo mundial de petróleo se desacelerará con respecto al observado entre julio y septiembre, mientras que la oferta de crudo se encamina a una mayor recuperación, “lo que agrava el desequilibrio del mercado”.
La agencia proyecta que la oferta mundial de petróleo aumentará en 3,1 millones de barriles diarios (mb/d) en 2025, hasta un promedio anual de 106,3 mb/d, y en otros 2,5 mb/d en 2026, hasta los 108,7 mb/d.
“A diferencia del pasado reciente, el aumento de este año se divide casi equitativamente entre los productores no pertenecientes a la OPEP+ y los de la OPEP+”, destaca.
En cualquier caso, advierte de que los riesgos para las previsiones son numerosos, dado que las repercusiones económicas de la reciente crisis arancelaria y el cierre del Gobierno federal estadounidense aún son inciertas, mientras que aún no se ha hecho evidente el impacto de las nuevas sanciones contra Rusia.
En tal sentido, la AIE afirma que la industria petrolera rusa se encuentra bajo una presión aún mayor después de que Estados Unidos y Reino Unido sancionaran a los dos mayores productores rusos, Rosneft y Lukoil, que en conjunto producen y comercializan internacionalmente cerca de la mitad del crudo del país, aunque reconoce que, hasta el momento, las exportaciones rusas han continuado prácticamente sin interrupción.
Con una inversión de 2.400.00 millones de dólares, el gobierno de la Provincia de Buenos Aires adjudicó la construcción de cinco parques solares, entre ellos el que se instalará en el Balneario San Cayetano.
Las obras se llevarán adelante a través del Programa Provincial de Incentivos a la Generación Distribuida Renovable (PROINGED), a cargo de una Unidad de coordinación operativa integrada por el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos -a través de la subsecretaría de Energía- y el Foro Regional Eléctrico de Buenos Aires (FREBA), que nuclea a todas las distribuidoras de energía eléctrica de la provincia y sus municipios.
Según informó el municipio de San Cayetano el financiamiento de los proyectos ejecutados por este programa proviene de los fondos de la tarifa eléctrica destinados a las energías renovables.
Con la instalación del parque solar de 400 kWp + 964 kWh* de sistema de acumulación equipado con un sistema de almacenamiento en baterías de litio, se solucionan los problemas de flujo energético, especialmente en horas pico, y se evita el colapso del sistema eléctrico en el área rural aledaña a la localidad balnearia.
La compañía china Ganfeng Lithium prepara la presentación a comienzos de 2026 de dos nuevos proyectos de litio en el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI): Pozuelos Pastos Grandes (ubicado en la provincia norteña de Salta) y la expansión de Caucharí Olaroz.
Fueluego de que el comité evaluador le rechazara el proyecto Mariana, y a partir de que las autoridades argentinas le otorgaran la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) a su proyecto de litio Pozuelos-Pastos Grandes (PPG).
El proyecto Mariana, operado por Litio Minera Argentina S.A., se ubica en el Salar de Llullaillaco, en la provincia de Salta (Argentina), a unos 430 kilómetros de la ciudad de Salta.
Lleva 8 a 10 horas llegar al sitio desde la ciudad de Salta. Se encuentra a 95 kilómetros del pueblo más cercano, Tolar Grande, y a 3750 metros sobre el nivel del mar.
Según dio a conocer Bloomberg, los directivos de la empresa de origen chino Ganfeng Lithium presentaron el proyecto que está en la fase de participación ciudadana con la convocatoria a audiencia pública.
Del encuentro en la casa de gobierno salteña participaron Wang Xiaoshen, presidente de Ganfeng Lithium Group; Sam Pigott, presidente de Lithium Argentina AG; Jason Luo, presidente de Ganfeng Lithium Argentina, y Juan Martín Gilly, vicepresidente de la compañía en el país.
Por la provincia, acompañaron al gobernador, el ministro de Producción y Desarrollo Sustentable, Martín de los Ríos, y la secretaria de Minería y Energía, Romina Sassarini.
Inversiones en Salta
Ganfeng Lithium viene concretando inversiones en Salta, con el desarrollo y puesta en marcha del Proyecto Mariana, en la Puna, que recientemente concluyó su fase de construcción, y con el tratamiento de mineral en la planta industrial de General Güemes.
En cuanto al impacto económico y social, Ganfeng Lithium resaltó que sus operaciones en el país han generado más de 720 empleos directos, con un 89% de mano de obra local y una participación femenina que supera el 17%, incluyendo posiciones jerárquicas como vicepresidencias, gerencias y superintendencias.
Además, la compañía destacó que mantiene un fuerte compromiso con el desarrollo de proveedores locales y el acompañamiento a las comunidades.
La Secretaria de Minería destacó que la empresa “ya presentó los permisos necesarios para llevar adelante este proyecto, que actualmente se encuentra en la fase de participación ciudadana, es decir en la fase de audiencia pública, ya con el informe técnico favorable de la Secretaría de Minería, Ambiente y Recursos Hídricos, que son quienes, entre otros organismos, participan en esta evaluación”.
La empresa Vista Energy invertirá más de US$4.500 millones en Vaca Muerta, en el marco de un plan estratégico para aumentar su producción un 60% y alcanzar los 180.000 barriles diarios de petróleo en 2028.
La compañía que lidera Miguel Galuccio, que ya lleva invertidos US$6.000 millones en Argentina, proyecta llegar a 200.000 barriles diarios en 2030.
Vista proyecta ingresos por exportaciones por 8.000 millones de dólares en los próximos tres años, y un EBITDA ajustado de 2.800 millones de dólares para 2028, lo que representa un crecimiento del 75% respecto de su estimación para 2025.
“Estamos entrando en una nueva etapa de crecimiento que llevará a Vista a una escala superior, apoyados en todo lo que construimos hasta ahora”, afirmó Miguel Galuccio, fundador y CEO de Vista Energy.
Agregó que “en un contexto global donde la demanda de energía sigue creciendo, los productores eficientes y de bajo costo, como nuestra compañía, marcarán la diferencia. Haber consolidado una cultura de alto desempeño, ágil y con un equipo de clase mundial fue clave para seguir liderando el desarrollo de Vaca Muerta”.
Desde el anuncio del primer plan estratégico en 2021, la empresa incrementó tres veces su producción y cuatro veces su EBITDA ajustado, que pasó de 380 millones de dólares a 1.600 millones de dólares en 2025.
En su presentación ante inversores, Pampa Energía destacó que alcanzó un récord en su producción de gas. Y el crecimiento sostenido de su producción de petróleo en Rincón de Aranda, con 16 mil barriles diarios. También señaló los primeros efectos positivos del proceso de desregulación del mercado eléctrico, que le permitió autoabastecer su Central Térmica Loma de la Lata.
Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, afirmó: “Fue otro gran trimestre para Pampa. Logramos un récord de producción en gas, seguimos avanzando en Rincón de Aranda y fortalecimos nuestra posición financiera. El proceso de desregulación eléctrica abre además una nueva etapa para el sector, con más competencia y oportunidades de crecimiento.”
Entre los principales hitos operativos, Rincón de Aranda continúa avanzando según lo planificado, alcanzando una producción de 16.000 barriles diarios a través de seis pads activos, con el objetivo de llegar a 20.000 barriles diarios hacia fin de año. Este desarrollo, ubicado en el corazón de Vaca Muerta, representa la mayor inversión en un solo proyecto en la historia de Pampa, con 700 millones de dólares de inversión previstos para 2025, de los cuales ya se ejecutaron casi 540 millones.
La compañía también alcanzó un récord histórico de producción de gas, con 17,6 millones de metros cúbicos por día, y durante el invierno exportó 1,2 millones de metros cúbicos diarios a Chile, además de abastecer con gas propio a su Central Termoeléctrica Loma de la Lata por primera vez en seis años, en el marco del nuevo proceso de desregulación del mercado eléctrico.
El balance financiero se mantuvo sólido, a pesar del fuerte ritmo de inversiones y recompras. Al cierre del trimestre, el endeudamiento neto fue de 874 millones de dólares, y posteriormente descendió a 790 millones, con un ratio deuda neta/EBITDA de 1,1x, uno de los más bajos entre las compañías argentinas. Durante el período, la empresa recompró el 1,5% de sus acciones, con un precio promedio de casi 59 dólares por ADR, mientras la cotización actual ronda los 90 dólares.
En generación eléctrica, el trimestre también mostró resultados positivos, impulsados por la incorporación de Parque Eólico Pampa Energía VI, la gestión propia del combustible y mejores precios por capacidad para los ciclos abiertos, alcanzando una disponibilidad del 94%, un excelente indicador frente al nuevo esquema regulatorio.
El Gobierno de Santa Cruz, a través de Distrigas S.A, culminó de manera exitosa una nueva capacitación en maquinaria pesada en el marco del programa provincial de capacitaciones. La misma, tuvo lugar en Palermo Aike y participaron tanto trabajadores de la empresa estatal como de la Administración General de Vialidad Provincial (AGVP).
En este sentido, el servicio de refuerzo operativo fue brindado a INDUS S.A., empresa de servicios de maquinaria pesada con sede en la provincia y operadora clave en la infraestructura de la formación no convencional de Palermo Aike. Esta iniciativa, articulada con la Administración General de Vialidad Provincial (AGVP), genera un triple beneficio para Santa Cruz.
Asimismo, la capacitación de refuerzo (inspección de equipo y evaluación operativa) impartida por el Instructor César González de Vialidad Provincial resultó en una calificación óptima para el personal de INDUS S.A., validando la alta calidad de la formación técnica provincial, tal como se detalla en el Informe Técnico Final.
Por último, el subgerente Provincial de Relaciones Institucionales de Distrigas S.A, Maximiliano Gómez indicó: “Esta gestión demuestra que desde la empresa estatal no solo está enfocada en la distribución de gas, sino en ser un socio estratégico que utiliza la capacidad técnica del Estado, articulada con Vialidad Provincial, para impulsar la empleabilidad y formación de nuestros jóvenes al invitar a la industria a sumarse a la agenda educativa de la Provincia. El éxito de este programa está alineado con los objetivos de desarrollo productivo y eficiencia de gestión del Gobierno Provincial”.
El 26 y 27 de noviembre, Future Energy Summit (FES) celebrará su cuarta edición en Chile, precisamente en el Hotel Intercontinental de Santiago, con transmisión en directo a través del canal oficial de YouTube de FES
El evento, que ya se ha consolidado como el encuentro más influyente de la industria en la región, contará con la participación de las principales compañías del sector, funcionarios clave y más de mil profesionales del ecosistema energético.
Durante las dos jornadas se abordarán los desafíos estructurales de la transición en la región, con un enfoque estratégico sobre el rol del almacenamiento como habilitador del nuevo paradigma eléctrico.
El segundo día del encuentro estará íntegramente dedicado a esta tecnología, bajo el bloque temático BESS Session, donde se analizarán escenarios de corto, mediano y largo plazo. Allí se espera una discusión de alto nivel técnico, visiones corporativas y regulatorias sobre cómo escalar soluciones de almacenamiento que respondan a la creciente necesidad de flexibilidad del sistema.
Una de las claves centrales que definirá el futuro del almacenamiento BESS es la implementación del nuevo Decreto Supremo N° 70/2023, que actualiza el reglamento de transferencia de potencia y entrega una señal regulatoria clara tras una década sin revisiones.
Este marco permite, por primera vez, una valorización diferenciada según la duración de los sistemas de almacenamiento: no se reconoce potencia en sistemas menores a una hora, pero a partir de ese umbral se reconocen porcentajes crecientes que llegan hasta el 100%. Este ajuste genera un incentivo directo para que los desarrolladores prioricen soluciones con mayor capacidad de respaldo, robusteciendo la matriz.
El segundo punto clave es el fuerte crecimiento en capacidad operativa. A la fecha, Chile ya opera 1850 MW de BESS y superará los 2 GW a inicios de 2026, adelantándose cuatro años a la meta oficial del país.
A esto se suma una cartera de proyectos que, entre pruebas, construcción y evaluación ambiental, podría elevar la capacidad total instalada hasta 8,6 GW en 2027. Y de cumplirse esta proyección, posicionará a Chile como uno de los líderes en almacenamiento energético de América Latina.
En tercer lugar, se encuentra el desafío asociado a la gestión de excedentes renovables. El sistema chileno ha experimentado recortes de generación del orden del 40% en 2024, principalmente por la incapacidad de absorber toda la energía que se produce en determinadas horas del día.
Ante este escenario, los sistemas BESS ofrecen una solución inmediata para reducir la pérdida de energía limpia, con una capacidad de 5 GWh instalados y duraciones promedio de entre 4 y 5 horas.
Su despliegue flexible —tanto como infraestructura independiente como parte del parque generador— permite resolver limitaciones operativas críticas en plazos de hasta 18 meses, lo que los convierte en una herramienta clave para la estabilidad de la red.
La cuarta clave está vinculada al impacto económico. La incorporación de baterías ya está modificando la lógica de precios en el mercado mayorista. En ciertas subestaciones, su uso ha permitido disminuir el costo marginal solar en hasta USD 100/MWh.
A esto se suma la creciente volatilidad entre horas de alta generación (con precios cercanos a USD 0/MWh) y horas punta (con picos de hasta USD 130/MWh), lo que convierte al arbitraje energético en una oportunidad concreta de valorización para operadores y desarrolladores. En este contexto, el almacenamiento no solo ofrece eficiencia técnica, sino también una herramienta de gestión de ingresos con impacto directo en la rentabilidad de los proyectos.
Finalmente, la discusión técnica en FES también abordará la necesidad de preparar al sistema para escenarios prolongados de baja generación renovable. Las soluciones de almacenamiento de larga duración (LDES), con ventanas de entre 8 y 24 horas, están comenzando a adquirir madurez comercial en otros mercados, y serán fundamentales para cubrir déficits de energía en jornadas completas.
El desarrollo de estas tecnologías representa la quinta clave estratégica para el futuro del almacenamiento en Chile, donde aún resta avanzar en escalabilidad, modelos de financiamiento y diseño regulatorio.
De este modo, FES Chile 2025 se proyecta como el espacio donde se articularán estas cinco variables clave, reuniendo a los actores que están definiendo el rumbo del sistema eléctrico. Con una agenda centrada en el análisis técnico y espacios de networking diseñados para facilitar la toma de decisiones y el avance de acuerdos comerciales, el evento reforzará su papel como el foro de referencia para la transición energética en el Cono Sur.
360Energy transita una etapa de crecimiento acelerado que la posiciona como uno de los desarrolladores solares más dinámicos de Latinoamérica. En 2024, la empresa duplicó su capacidad instalada en Argentina —pasando de 120 a 248 MW—, y actualmente desarrolla más de 400 MW en distintos mercados, con proyectos activos en Brasil, México, España y Argentina. Además, la firma también proyecta su desembarco en Colombia, Italia y Estados Unidos.
“El crecimiento de estos años nos obliga a pensar como una empresa global, no solo por los mercados donde operamos, sino por cómo organizamos nuestra estructura y estrategia”,expresó Federico Sbarbi Osuna, CEO de 360Energy, en el marco de Ciclo Leaders, organizado por Strategic Energy Corp (SEC).
Como parte de su diversificación tecnológica, la compañía evalúa abrir su filial en Estados Unidos en 2026 con foco en soluciones energéticas para data centers, un segmento en expansión en el país.
En Brasil, desarrolla tres plantas solares en Goviana, Porto Real y Betim, por un total de 90 MW, con fecha de operación prevista para el primer cuatrimestre de 2025. Si bien reconoce la competencia como un reto, considera al país un motor clave: “El mercado brasilero es un continente en sí mismo, tiene un potencial monstruoso”.
La empresa trabaja en un proyecto de autoconsumo solar en la planta de Stellantis en Saltillo en México, el cual esperan comenzar a construir a finales del 2026. Si bien el CEO de 360Energy señaló que el marco normativo sigue siendo una traba para el desarrollo de los privados en el país, aseguró que el próximo año empezarán un proceso de scouting comercial para evaluar nuevas oportunidades de negocio.
Argentina sigue siendo el eje operativo de la firma, entre los desarrollos activos en el país se destacan Palomar y Atlántico, junto a dos plantas con baterías en Narciso y Realicó, y una posible ampliación de 46 MW en La Rioja dentro del régimen MATER La compañía también participa de proyectos RENMDI consolidando su portafolio local.
“Tenemos el mejor recurso solar y eólico del mundo, pero el sistema eléctrico en algunos puntos está colapsado. Para impulsar nuevos desarrollos es fundamental implementar mecanismos como un RIGI adaptado para medianas empresas, ya que no todas pueden hacer proyectos de 400 MW; el tema es la infraestructura y el incentivo financiero”, planteó Sbarbi Osuna.
Dentro de su avance sobre el continente europeo, 360Energy trabaja en una planta solar de más de 12 MW en España, país donde ya cuenta con oficina propia. El CEO destacó que, si bien se trata de un proyecto de escala reducida, “será nuestro primer paso hacia el viejo continente”. En Italia, donde anteriormente se evaluaban tres iniciativas, la cartera permanece abierta, aunque por el momento sin avances concretos.
En tanto, en Colombia, el interés se mantiene activo: el país tiene entre 3 y 4 GW de capacidad solar instalada y un potencial estimado en 50 GW. “El mercado colombiano puede ser una gran oportunidad”, anticipó el ejecutivo.
Este proceso de expansión territorial está respaldado por un modelo de negocio verticalmente integrado, que permite a 360Energy ejecutar todas las etapas de sus proyectos, desde el desarrollo hasta la operación. Para sostener ese crecimiento, la compañía se reorganizó internamente y durante 2024 incorporó 100 nuevas personas, alcanzando un equipo de 270 empleados, sin contar a los trabajadores en obra.
Otro de los impulsores clave de esta nueva etapa fue el ingreso del Grupo Stellantis como socio en 2023, una alianza que fortaleció el capital accionario de la empresa y la posicionó como proveedora directa de infraestructura energética para las plantas industriales del grupo.
“Tenemos que parar la pelota, consolidar lo que tenemos y ver cuál es el siguiente paso. Pero creo que correrá por Brasil, México o Colombia.Hay que tener mucha claridad de cuál es nuestra estrategia y no distraernos”, concluyó.
La lectura perspicaz de Miguel Galuccio edificó con el paso de los años la cultura de Vista Energy, que este miércoles presentó su plan estratégico hacia 2028 en un Investor Day que se destacó por un altísimo nivel audiovisual y un layout integral (puesta en escena) que poco tiene que envidiarle a los presentaciones de grandes tecnológicas como Apple o Google en EE.UU.
En un breve diálogo telefónico con EconoJournal al final de la jornada, Galuccio dejó algunos conceptos para leer en clave de corto plazo el escenario que atraviesa la industria petrolera global y proyectar una hoja de ruta para transitar los próximos meses de Vaca Muerta.
Galuccio durante el Investor Day de Vista realizado ayer.
-En el Investor Day de este miércoles presentaron un proyecto ambicioso hacia 2028 con un plan de inversiones de US$ 4500 millones. ¿Cuál es la lectura que en el corto plazo en cuanto a la infraestructura de Vaca Muerta?
–Hoy existe capacidad de transporte disponible. Hoy Vaca Muerta produce 550.000 barriles por día (de petróleo) y tenemos capacidad (para evacuar) 700.000 bbl/d, es decir, sobran 150.000. En el corto no hay un problema de spear capacity porque aún no se está llenando Oldelval. Hacia adelante, hay una apuesta que Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) llegue a mediados de 2027 y todos creemos que va a ser así. Porque, nobleza obliga, (el proyecto) tuvo un arranque lento, pero hoy vienen con buen ritmo.
¿Cuáles pueden entonces los problemas de corto? Pueden ser la incertidumbre sobre el precio internacional del petróleo y la volatilidad del crudo y también la volatilidad argentina, por ejemplo, que salgamos de este verano (de expectativas) más rápido de lo previsto.
-En lo que tiene que ver con el precio internacional, la mayoría de los analistas internacionales advierte que el gobierno de EE.UU. se sentiría confortable con un precio más bajo del barril, incluso cerca de los 50 dólares. ¿Cómo analiza esa situación?
–Es lo que la administración de EE.UU ha venido haciendo. Es un partido que ya jugaron (los estadounidenses), creo que llegaron hasta donde llegaron (a precios actuales cercanos a los 60-62 dólares). No creo que los árabes cometan un suicidio (de permitir que el precio siga bajando). Creo que sí podemos tener un 2026 más soft (de menores precios) que los que nosotros estamos mirando para 2027. Por eso, en nuestro plan estamos visualizando un crudo de 60-65 dálares para el año que viene. Aunque yo siento que podemos estar en US$ 70 o que tal vez podamos estar en 65, un poco peor. No tengo la bola de cristal.
-Vista construyó una plataforma de crecimiento sólida. Tienen 1650 pozos en el stock a perforar. Son una empresa de bajo costo, de ciclo rápido en la toma de decisiones. ¿En dónde hay que poner el foco en los próximos meses?
–Nosotros el Playbook (el libro de jugadas) lo tenemos, somos los maestros del Playbook. Lo armamos y funciona una vez, dos veces, tres veces. Pero creo que hay que poner el foco en dos cosas. La primera es execution (ejecución), o sea, tenemos que seguir teniendo los ojos en la pelota. Porque al final del día, nadie te da crédito porque hayas ganado un campeonato una vez. El próximo campeonato, hay que jugarlo nuevo. Entonces, creo que tenemos que seguir poniendo mucho foco en la ejecución.
Y en segundo lugar, que para nosotros es muy importante, aunque no siempre contamos mucho lo que estamos haciendo, estar siempre un poco ahead of the game (adelantarse a los acontecimientos). Tenemos que pensar ‘¿what is next?’, qué viene después. Por ejemplo, hace ya un buen tiempo que estudiamos cómo perforar un pozo en la zona fallada de Vaca Muerta. Le dimos muchas vueltas, hicimos mucho estudio, lo metimos y funcionó. Lo mismo con (la utilización de) Wet Sand (en la completación de pozos en Vaca Muerta). Estuvimos laburando un año y medio, fuimos a EE.UU, armamos los equipos con la frecuencia de vibración que tenían que tener, los pusimos y funcionó. Entonces, tenemos que seguir estando ahead of the game y al mismo tiempo no sacarle el ojo a la pelota..
Gestión de Equipo
Durante el Investor Day del miércoles por la mañan, Galuccio resaltó que «en el actual entorno energético en rápida evolución, una cosa está clara: la demanda de petróleo no desaparecerá pronto. Al contrario, prevemos que la demanda de petróleo seguirá creciendo durante varios años antes de estabilizarse».
«Los ganadores en la próxima década -entendió- serán los productores de energía fiables, de bajo coste y ciclo corto. Y esa es precisamente nuestra postura. Contamos con la estrategia para prosperar en este contexto, la cual se basa en tres pilares. Primero, una amplia cartera de activos de alta calidad, ciclo corto y bajo costo, con un costo unitario total de aproximadamente once dólares por barril y mil trescientos pozos aún por perforar, cada uno con un retorno de la inversión de tan solo dos años».
Ene se sentido, el CEO de Vista agregó: «Hemos transformado sustancialmente Vista, aumentando nuestra producción, fortaleciendo la rentabilidad y convirtiéndonos en un actor independiente líder en Vaca Muerta. Nuestro crecimiento se basa en la eficiencia y la disciplina de capital, diseñadas para generar valor en todos los ciclos de precios. Es importante destacar que está totalmente alineado con la dinámica del mercado energético global».
El informe mensual desarrollado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica(CIQyP®) indicó que durante septiembre de 2025 la producción del sector registró una disminución del 8% respecto del mes anterior. En comparación con igual mes del año pasado, la baja fue del 10%, mientras que el acumulado del año se mantiene con una caída del 5 por ciento.
En el segmento de ventas locales, el relevamiento evidenció una caída del 4% respecto de agosto, atribuida principalmente a menores operaciones en el sector de agroquímicos industriales, (menor volumen de comercialización). En términos interanuales, la disminución alcanzó el 23%, afectando a todos los subsectores excepto los básicos orgánicos. En el acumulado de los primeros nueve meses del año, la contracción se ubica en el 14%.
Producción
Las exportaciones dentro del informe de la CIQyP®, en tanto, experimentaron una baja del 16% en relación con el mes previo y una caída del 28% interanual. El acumulado del año, sin embargo, se mantiene estable respecto al año anterior.
En cuanto al desempeño de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), el comportamiento fue dispar. La producción descendió un 2% mensual, aunque registró una mejora del 25% interanual y una suba del 6% acumulada. Las ventas locales crecieron un 14% en relación con agosto, con un incremento interanual del 8%; mientras que el acumulado aún se mantiene 3% por debajo del año pasado. Por otro lado, las exportaciones PyMIQ se destacaron con un aumento mensual del 57%, un crecimiento interanual del 37% y un acumulado del 35% arriba, convirtiéndose en el segmento más dinámico del período.
Balanza comercial
Durante septiembre de 2025, la balanza comercial de los productos del sector medida en dólares, arrojó un leve superávit del 2%. Las importaciones disminuyeron un 6%, mientras que las exportaciones bajaron un 15%.
Por su parte, el uso de la capacidad instalada en septiembre se mantuvo en niveles similares a los de meses previos, con un promedio del 61% para productos básicos e intermedios y del 89% para productos petroquímicos.
En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante septiembre 2025, fueron de 298 millones de dólares, acumulando un total de USD 2.537 millones en los primeros nueve meses del año.
“Los datos de setiembre 2025, muestran valores negativos en demanda doméstica y producción, aunque las Pymes del sector pudieron tener valores interesantes en exportaciones. La sobreoferta de productos químicos a nivel global impacta en precios y volúmenes. Seguimos a la espera de la recuperación de la demanda del mercado interno, aún en un contexto complejo, el sector sigue mostrando su capacidad de adaptación y resiliencia”, señaló Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).
El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) quiere que las empresas incrementen la inversión para ampliar la cobertura del servicio de gas natural. A fines del mes pasado sometió a consulta pública una modificación del método de cálculo para la realización de obras de expansión del servicio con la intención de que sean las distribuidoras las que a partir de ahora tengan mayor protagonismo. La decisión se toma luego de varias décadas donde la red creció relativamente poco por el atraso tarifario y la falta de producción de gas necesaria para poder hacer frente a una mayor demanda. El desarrollo de gas en Vaca Muerta, que asegura el suministro del fluido a largo plazo, cambió radicalmente ese paradigma. Hoy la oferta de gas es creciente y permite edificar, por un lado, un proyecto de exportación de GNL y al mismo tiempo expandir el consumo doméstico del hidrocarburo.
La Ley 24.076 que regula el servicio de gas natural por redes establece en su artículo 16 que, si una obra de expansión no puede ser satisfecha por razones económicas, la distribuidora le debe informar al cliente el monto de la inversión que deberá realizar para acceder al servicio. La resolución I910/09 es la que establece actualmente cuáles son los criterios técnicos para calcular si una obra de expansión es o no rentable para la distribuidora. Esa norma es la que ahora busca modificar el Enargas con la propuesta incorporada en la resolución 778/25 del 21 de octubre.
El gobierno busca que las distribuidoras realicen más obras de expansión de la red.
Déficit de infraestructura
El Observatorio del Conurbano Bonaerense de la Universidad Nacional de General Sarmiento comparó hace un tiempo las cifras de hogares sin gas natural del Área Metropolitana de Buenos Aires surgidas del censo 2022 con las de los censos de 2001 y 2010. El resultado muestra que no solo no mejoró el porcentaje de hogares con cobertura de gas natural, sino que incluso empeoró. En la Ciudad de Buenos Aires, por ejemplo, en 2001 solo el 2,9% de los hogares no tenía acceso a la red de gas natural y en 2022 ese porcentaje se elevó al 21,5%. En los 24 distritos del conurbano, en el mismo período los hogares sin gas natural treparon de 35,8% a 41,0%. En los últimos años, no ha habido variaciones significativas.
Si bien no es la única causa, el atraso tarifario ha sido determinante para explicar el freno en la expansión de la red de gas natural. Metrogas mostró en una audiencia realizada en mayo de este año que desde que obtuvo la concesión en 1992 invirtió US$ 36 millones por año en promedio, pero entre 1993 y 2001 el promedio anual de inversión fue de 55,4 millones y entre 2002 y 2016, período en el que el valor de las tarifas se redujo a su mínima expresión por decisión de los gobiernos kirchneristas, la inversión retrocedió hasta los US$ 20,8 millones por año en promedio. Entre 2017 y 2019, la inversión anual se recuperó hasta alcanzar los US$ 63 millones anuales por año, de la mano de los aumentos tarifarios que aplicó el macrismo, y entre 2020 y 2024 esa inversión volvió a caer promediando US$ 28,6 millones por año.
En ese escenario de falta de recursos, la resolución I910/09 de Enargas servía para justificar por qué las distribuidoras no estaban en condiciones de realizar muchas de las obras de expansión solicitadas.
Ahora, en cambio, las tarifas que perciben las empresas mejoraron sustancialmente. Además, el desarrollo de Vaca Muerta permitió una expansión significativa de la producción y las perspectivas son todavía mejores. Por lo tanto, Enargas busca introducir cambios en el método de cálculo de las obras para que en este nuevo contexto las empresas se pongan al frente de la realización de obras de expansión del servicio.
Los cambios
En la resolución 778/25, el organismo regulador propone dos cambios sustanciales.
Por un lado, la evaluación de los proyectos de inversión se deberá realizar considerando un horizonte de 5 años y no todo el plazo de la concesión. El objetivo es que para el cálculo del flujo de fondos necesario para determinar la rentabilidad de cada proyecto se tome como referencia el plazo de vigencia de la Revisión Quinquenal Tarifaria.
El otro cambio tiene que ver con la metodología para determinar los costos de la obra de expansión. Hasta ahora, para considerar los costos se tomaba el promedio general de costos de la distribuidora, pero la intención del gobierno es reemplazar ese costo medio por un costo marginal, entendido como lo que va a demandar puntualmente esa expansión.
En la gran mayoría de los casos el costo marginal es menor que el costo medio. Por lo tanto, el presupuesto de la obra va a bajar. De ese modo, va a haber más proyectos que van a ser técnicamente viables para las distribuidoras y que van a tener que encarar sin trasladarle esa responsabilidad a un tercero.
Además, ese costo marginal va a tener como tope un promedio de los costos marginales de todas las distribuidoras. Las empresas sostienen que esa decisión es polémica porque ese tope no refleja sus costos reales, pero lo que busca Enargas es forzar a las firmas más ineficientes a mejorar su desempeño.
“Una de las grandes críticas que se les hacen a las distribuidoras es que no llegaron a todas partes porque no hicieron las obras que tendrían que haber hecho, pero la realidad es que no recibían la tarifa adecuada para hacerlas. Es muy fácil cuestionar las distribuidoras por no hacer obras cuando la tarifa no alcanzaba para financiarlas. Ahora, en cambio, las tarifas se recompusieron y el objetivo de esta medida es modificar los incentivos para que las obras las hagan las distribuidoras”, aseguró a EconoJournal una fuente conocedora de la industria.
Enargas había establecido en la resolución 778/25 un plazo de 15 días hábiles para que los interesados efectúen sus comentarios y observaciones, pero a pedido de las empresas este lunes extendió ese plazo por otros diez días hábiles. No obstante, en la norma se aclara que esos comentarios y sugerencias “no tendrán carácter vinculante para esta Autoridad Regulatoria”. La intención del gobierno es que la nueva norma entre en vigencia a partir del año próximo.
Vista Energy presentó su nuevo plan estratégico y anunció una inversión de más de u$s 4.500 millones en Vaca Muerta para impulsar su producción un 60 % y alcanzar los 180.000 barriles diarios de petróleo equivalente (boe/d) en 2028. La visión de la compañía para 2030 se centra en alcanzar una producción de 200.000 boe/día, se indicó.
La empresa, que ya invirtió más de u$s 6.000 millones en la Argentina, se consolidó como principal productora independiente de crudo y mayor exportadora de petróleo del país.
Vista proyecta ingresos por exportaciones por u$s 8.000 millones en los próximos tres años, y un EBITDA ajustado de u$s 2.800 millones para 2028, lo que representa un crecimiento del 75 % respecto de su estimación para 2025.
Miguel Galuccio, fundador y CEO de Vista Energy, sostuvo que “estamos entrando en una nueva etapa de crecimiento que llevará a Vista a una escala superior, apoyados en todo lo que construimos hasta ahora. En un contexto global donde la demanda de energía sigue creciendo, los productores eficientes y de bajo costo, como nuestra compañía, marcarán la diferencia. Haber consolidado una cultura de alto desempeño, ágil y con un equipo de clase mundial fue clave para seguir liderando el desarrollo de Vaca Muerta”.
Vista presentó su nuevo plan estratégico ante la comunidad financiera internacional en su tercer Investor Day, un evento que marcó un nuevo hito para la compañía con la presencia en vivo de más de quince representantes de las principales entidades financieras del mundo —entre ellas Bank of America, Citi, Goldman Sachs, J.P. Morgan, Morgan Stanley, Santander y UBS.
De acuerdo con las proyecciones del plan, entre 2026-2028, Vista prevé generar un flujo de caja libre de ~1.500 millones de dólares por año (considerando un escenario de precio Brent de 65 – 70 dólares por barril). Este nivel de generación de caja permitirá sostener el crecimiento, fortalecer la estructura financiera y mantener la capacidad de inversión de largo plazo.
Desde el anuncio del primer plan estratégico en 2021, Vista incrementó tres veces su producción y cuatro veces su EBITDA ajustado, que pasó de u$s 380 millones a u$s 1.600 millones en 2025. Además, el valor de su acción se expandió a una tasa anual compuesta del 73 %, posicionándola entre las compañías de E&P con mejor desempeño a nivel global.
Con los nuevos anuncios, la firma ratifica un modelo propio de gestión que redefinió la forma de producir hidrocarburos en Vaca Muerta, se destacó.
Vista Energy presentó este miercoles su nuevo plan estratégico de largo plazo, el cual contempla una inversión superior a los US$ 4.500 millones destinados a la optimización y el desarrollo de sus activos en Vaca Muerta. El programa tiene como objetivo principal impulsar la producción de la compañía en un 60%, buscando alcanzar los 180.000 barriles diarios de petróleo equivalente (boe/d) para el cierre del ejercicio 2028.
En el Investor Day de la petrolera encabezado por su Founder y CEO Miguel Galuccio, se destacó que la visión estratégica de la compañía extiende los objetivos de producción hacia una meta de 200.000 boe/d para 2030, lo que ratifica la aceleración que viene registrando la compañía en los últimos años en el no convencional neuquino.
La petrolera se posicionó como el principal productor independiente de crudo y el mayor exportador de petróleo no convencional del país. Esta nueva etapa de inversión se suma a los más de US$ 6.000 millones que la empresa ya destinó a la Argentina desde su fundación, revalidando su presencia en el shale de Neuquén.
En el ámbito financiero, las proyecciones de la firma anticipa que sus ingresos por exportaciones ascenderán a US$ 8.000 millones en el período comprendido entre 2026 y 2028. En paralelo, la compañía prevé alcanzar un EBITDA ajustado de US$ 2.800 millones para 2028. Este monto representa un crecimiento del 75% respecto a la estimación de EBITDA ajustado de US$ 1.600 millones para el año 2025.
Vista proyecta un salto de escala
Galuccio enfatizó la trascendencia de esta etapa durante la presentación. “Estamos entrando en una nueva etapa de crecimiento que llevará a Vista a una escala superior, apoyados en todo lo que construimos hasta ahora. En un contexto global donde la demanda de energía sigue creciendo, los productores eficientes y de bajo costo, como nuestra compañía, marcarán la diferencia”, afirmó el ejecutivo.
El plan de negocios subraya la capacidad de generación de liquidez. Según las proyecciones, la petrolera espera generar un flujo de caja libre anual de aproximadamente US$1.500 millones entre 2026 y 2028, considerando un precio de referencia para el barril de crudo Brent de entre US$65 y US$70. Este nivel de generación de caja no solo está destinado a sostener la senda de crecimiento, sino también a fortalecer la estructura financiera de la compañía y mantener su capacidad de inversión a largo plazo.
El tercer Investor Day de Vista es un evento que congregó a la comunidad financiera internacional. Más de quince representantes de las principales entidades bancarias y de inversión del mundo estuvieron presentes, incluyendo a Bank of America, Citi, Goldman Sachs, J.P. Morgan, Morgan Stanley, Santander y UBS, lo que subraya el interés global en la estrategia de la compañía en Vaca Muerta.
Desde el anuncio de su primer plan estratégico en 2021, Vista logró una expansión significativa: triplicó su producción de hidrocarburos y cuadruplicó su EBITDA ajustado. Además, el valor de su acción experimentó una expansión a una tasa anual compuesta del 73%, ubicándola entre las empresas de Exploración y Producción (E&P) con mejor performance a nivel global.
Con los nuevos anuncios de inversión y producción, la firma ratifica un modelo de gestión propio que se ha convertido en un referente al redefinir la metodología de producción de hidrocarburos no convencionales en la principal formación de shale de la Argentina.
El gobernador Alfredo Cornejo encabezó una gira oficial por Francia y Emiratos Árabes Unidos, con una agenda estratégica orientada a fortalecer la proyección internacional de Mendoza, promover su liderazgo en el turismo del vino y potenciar las oportunidades de inversión en energía, minería y agroindustria.
Después de participar en Burdeos de la 25ª Asamblea Anual de las Great Wine Capitals (GWC), la comitiva viajó hacia Abu Dabi, donde Mendoza se presentó como un destino confiable y competitivo para la inversión internacional.
El gobernador mantuvo reuniones con Mohammed Alsuwaidi, ministro de Inversiones y titular del fondo soberano ADQ, y con los directivos de Al Dahra Agricultural Company, una de las empresas agroindustriales más importantes del mundo. En ambos encuentros, se presentaron los proyectos provinciales en agricultura, energía y minería, orientados al desarrollo sustentable y la generación de empleo.
Además, la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, representó a Mendoza en ADIPEC, la feria global más importante del sector energético, donde la provincia fue la única delegación argentina con presencia institucional. Allí, expuso sobre el potencial de Mendoza en oil & gas, energías renovables e hidrógeno verde, y presentó la cartera de proyectos de inversión vinculados a la transición energética.
En Abu Dabi, la comitiva mendocina también participó en reuniones con la empresa estatal Masdar, líder global en energías renovables e hidrógeno verde, donde se analizaron oportunidades de cooperación tecnológica e inversión en el desarrollo de proyectos solares y mineros en la provincia.
Una provincia confiable y abierta al mundo
La misión oficial permitió fortalecer vínculos institucionales y empresariales. La delegación mendocina trabajó en presentar las bondades de la provincia con el objetivo de abrir nuevas oportunidades de cooperación y proyectar el modelo de desarrollo mendocino en mercados internacionales.
El gobernador Alfredo Cornejo subrayó que “Mendoza cuenta con capital humano, estabilidad institucional y un modelo de gestión que brinda confianza a los inversores”, y luego aseguró: “Nuestro objetivo es claro: proyectar a la provincia en el mundo, atraer inversiones y transformar esa apertura en desarrollo y empleo para los mendocinos”.
La gira consolidó la presencia de Mendoza en foros internacionales de gran relevancia y fortaleció la imagen de la provincia como una jurisdicción confiable, sustentable y comprometida con el crecimiento productivo y la cooperación global.
El Instituto de Servicios Ambientales, a través de la Dirección General de Desarrollo y Producción Sustentable a cargo del Ing. Dante Godoy, y la Universidad Tecnológica Nacional – Facultad Regional La Rioja (UTN-FRLR), llevan adelante proyectos de investigación aplicada que fortalecen la innovación, la transferencia tecnológica y la formación en energías renovables.
Esta colaboración promueve en las juventudes una visión sostenible con fuerte arraigo al desarrollo productivo provincial. Esta labor se enmarca en el Convenio Específico entre la UTN-FRLR y el Instituto de Servicios Ambientales, vigente del 1/11/2024 al 1/11/2027, que establece cooperación y comodato de equipamiento fotovoltaico —módulos solares e inversores provistos por el Instituto— para su utilización por el Grupo de Actividades Tecnológicas y Energías Renovables (GATyER) en el desarrollo de un prototipo de sistema de telemetría y control de movimiento de paneles solares, orientado a optimizar su rendimiento.
En este contexto, se ejecutan los proyectos PID:
PID ASPPLR0008658: Modelación y optimización multiobjetivo de la eficiencia energética de un sistema solar fotovoltaico mediante un sistema de seguimiento. Estudio de caso para La Rioja.
Dirección: Dr. Ing. Prof. Federico Gabriel Camargo.
Codirección: Esp. Ing. Esteban Antonio Sarroca y Dr. Ing. Omar Roberto Faure.
PID ENPPLR0009831: Desarrollo de un sistema telemétrico, monitorizado e híbrido de energía empleando energía solar.
Dirección: Esp. Ing. Esteban Antonio Sarroca.
Codirección: Dr. Ing. Prof. Federico Gabriel Camargo.
Participaron los estudiantes Guillermo Douglas, Facundo Nieto y Nahuel Arias, integrando conocimientos de generación eléctrica distribuida, automatización y control. El resultado fue un sistema inteligente capaz de monitorear remotamente y ajustar de manera automática la inclinación y orientación de los paneles solares según la posición del sol, desarrollado como trabajo final de Ingeniería Electrónica en la UTN-FRLR.
El prototipo cuenta con sensores de corriente, tensión, energía y posición del panel, además de sistemas de giro gestionados mediante ESP32, Node-RED y un servidor broker, articulando hardware y software para un control y monitoreo integral vía telemetría.
Al respecto, el presidente del Instituto de Servicios Ambientales, Ing. Christian Albrecht, subrayó que esta cooperación “refleja el compromiso del Estado provincial con la educación, la ciencia y la tecnología como motores del desarrollo sostenible, acompañando a las juventudes en la construcción de conocimiento aplicado y en la resolución de desafíos energéticos y ambientales”.
Desde la UTN destacaron que el acceso al equipamiento brindado por el Instituto fue determinante para fortalecer la formación práctica y potenciar innovaciones con impacto ambiental positivo. Esta experiencia consolida una política pública con rol estratégico, que transforma la investigación en soluciones tecnológicas concretas, impulsando la transferencia de conocimiento, la sostenibilidad y el desarrollo científico-productivo en La Rioja.
El acto, realizado en el Salón Blanco de Casa de Gobierno, fue encabezado por el vicegobernador Fabián Leguizamón, acompañado por el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, y el presidente de FOMICRUZ, Oscar Vera, junto a autoridades provinciales, representantes de empresas adjudicatarias, trabajadores del sector y medios de comunicación.
Las áreas -anteriormente operadas por YPF- fueron adjudicadas a siete compañías que presentaron proyectos de inversión por 1.259 millones de dólares, a ejecutarse en seis años, con el objetivo de incrementar la producción, optimizar la infraestructura y fortalecer el empleo local.
El proceso se enmarca en el Memorándum de Entendimiento suscripto entre el gobernador Claudio Vidal y la empresa YPF, mediante el cual la provincia recuperó la titularidad de áreas maduras, consolidando la presencia estatal en la producción hidrocarburífera y garantizando la continuidad laboral en la zona norte.
Durante su discurso, el ministro Jaime Álvarez realizó un repaso del proceso técnico y político que permitió llegar a la firma de los contratos. “Fue un trabajo intenso, con la participación de equipos del Ministerio, de FOMICRUZ, de la Secretaría Legal y Técnica, de Fiscalía de Estado, del Ministerio de Economía y de la Secretaría de Minería. Cada uno aportó desde su área para que este objetivo se concrete”, destacó.
El funcionario recordó que YPF había decidido retirarse de las áreas convencionales maduras, y que esa determinación obligó a la provincia a actuar con rapidez para proteger los puestos de trabajo y el recurso energético. “Tuvimos que tomar cartas en el asunto y negociar con firmeza. No fue un proceso fácil, hubo meses de trabajo, acuerdos y desacuerdos, pero finalmente logramos un entendimiento histórico”, remarcó.
Álvarez subrayó que, por primera vez, una empresa que se retira “asume su responsabilidad ambiental”, al hacerse cargo del abandono de pozos y del saneamiento de los pasivos. “YPF va a financiar y ejecutar durante cinco años los trabajos de remediación, con la Universidad de Buenos Aires como responsable del relevamiento técnico y científico. Esto es inédito en el país y marca un precedente importante”, sostuvo.
El ministro señaló que el 1 de diciembre marcará el inicio de “una nueva etapa para el flanco norte santacruceño”, con empresas que deberán asumir el compromiso de cumplir con sus contratos y de fortalecer el trabajo local. “Queremos que las inversiones se traduzcan en desarrollo para nuestras comunidades, que los proveedores sean santacruceños, y que el 90% de los trabajadores, como establece la Ley 90/10, sean de la provincia”, afirmó.
Las firmas
Dentro de la ceremonia representantes de las compañías firmaron sus respectivos contratos con sus áreas a operar, ellos fueron: – Patagonia Resources S.A.: operará el 100% de las áreas Los Perales- Las Mesetas – Los Monos – Barranca Yankowsky. – Clear Petroleum S.A.: operará el 100% del área Cañadón de la Escondida – Las Heras. – Roch Proyectos S.A.U.: operará el 100% de las áreas: Cañadón Yatel, Cerro Piedra, Cerro Guadal Norte y El Guadal – Lomas del Cuy. – Azruge S.A.: operará el 100% del área Cañadón Vasco. – Brest S.A.: operará el 100% del área Pico Truncado – El Cañadón. – Quintana E&P Argentina S.R.L. y Quintana Energy Investments S.A.: tendrá a su cargo el área Cañadón León – Meseta Espinosa. Los contratos proyectan una inversión total de 1.259 millones de dólares a ejecutarse en un plazo de seis años, destinada a incrementar la producción, optimizar la infraestructura existente y generar más empleo en el norte santacruceño.
Tras la firma de los contratos de cesión de las diez áreas hidrocarburíferas que eran explotadas por YPF y fueron cedidas a FOMICRUZ, y como cierre del proceso licitatorio de la Licitación Pública N° 006/2025, se realizó una conferencia de prensa encabezada por los representantes de las siete empresas que iniciarán operaciones en la Cuenca del Golfo San Jorge a partir del 1° de diciembre.
En representación de la Unión Transitoria de Empresas, el apoderado de Patagonia Resources S.A., Gustavo Salerno, destacó el proceso de trabajo conjunto con el Gobierno Provincial: “Fue una tarea ardua, un trabajo muy profesional donde intervinieron muchos funcionarios del Gobierno de la Provincia y también nuestros equipos técnicos, a los cuales agradecemos. El primer desafío será determinar exactamente en qué estado se encuentra cada área cuando tomemos posesión formal”, señaló.
Respecto al vínculo con los sindicatos, Salerno remarcó que el diálogo “ha sido constante y constructivo” y que “nadie puede estar ajeno a un proceso tan importante que involucra a toda la provincia, a los trabajadores y a las empresas”. Agregó que el objetivo compartido es mejorar la operatividad, recuperar la producción y fortalecer el empleo local.
“Creemos que hubo un descuido en los últimos años, pero tenemos una oportunidad. Esa oportunidad sólo se aprovechará si estamos todos del mismo lado: el Estado, las empresas y los trabajadores”, subrayó el empresario, reafirmando el compromiso de las operadoras con la responsabilidad social y ambiental y el cumplimiento de la Ley Provincial que establece la obligatoriedad de empleo del 90% de mano de obra santacruceña.
Sobre el plan de trabajo para revertir el declino productivo, explicó que las empresas avanzarán con tareas de workover, pooling y reingeniería de pozos, priorizando la recuperación temprana de la producción: “Necesitamos conocer con precisión el estado de los activos y de allí proyectar las estrategias. Incorporaremos tecnología e innovación, pero primero debemos saber desde dónde partimos”, expresó.
En relación con las condiciones macroeconómicas, Salerno se refirió a la competitividad del sector y a la necesidad de revisar el esquema de retenciones: “La eliminación de retenciones sería una medida muy positiva para la industria. Nuestro país necesita previsibilidad y condiciones que favorezcan la inversión y el trabajo. Las regalías también deben analizarse con inteligencia, porque de esa manera se beneficiará tanto la provincia como los trabajadores”, concluyó.
Con esta nueva etapa, Santa Cruz consolida su soberanía energética y proyecta una inversión superior a 1.250 millones de dólares en seis años, destinada a recuperar la producción, sostener el empleo y dinamizar las economías del norte provincial.
En el marco del convenio entre la Secretaría de Energía y Ambiente de Río Negro y el Instituto Nacional de Tecnología Industrial, se acordó la realización de un nuevo diagnóstico energético en una empresa de General Roca, orientado a mejorar la eficiencia y el uso responsable de la energía.
Técnicos de la Secretaría de Energía y Ambiente y del Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) recorrieron las instalaciones de la empresa LP SRL, de General Roca, para articular la implementación de un nuevo diagnóstico energético.
El trabajo se enmarca en el programa provincial que promueve la eficiencia y el uso racional de la energía en el sector productivo. Este tipo de estudios busca conocer en detalle los consumos energéticos, identificar las variables que los afectan y detectar oportunidades de mejora, sin costo alguno para las empresas, ya que son financiados íntegramente por la Secretaría de Energía y Ambiente.
Una industria comprometida con el ambiente
LP SRL se dedica a la fabricación y comercialización de envases de polietileno, a través de procesos de extrusión, impresión y confección. Su actividad se desarrolla bajo criterios de responsabilidad ambiental y compromiso con el entorno.
El diagnóstico permitirá fortalecer su gestión energética, optimizar el uso de recursos y avanzar hacia una producción más eficiente y sostenible.
Desde la firma del convenio entre la Provincia y el INTI, en 2022, ya se realizaron diagnósticos energéticos en diferentes empresas e instituciones públicas, entre ellas la Secretaría de Energía y Ambiente, el Puerto de San Antonio Este y plantas industriales de Viedma y Allen.
Estas acciones forman parte de la política provincial de acompañamiento técnico al sector productivo, orientada a reducir el impacto ambiental, mejorar la competitividad y consolidar una matriz energética más eficiente para Río Negro.
El futuro del sector energético se consolidó como uno de los temas centrales de cara a las elecciones presidenciales de Costa Rica en febrero de 2026.
Durante el 5to Informe de Competitividad Nacional organizado por el Consejo de Promoción de la Competitividad de Costa Rica, los principales candidatos y candidatas expusieron sus propuestas, con un enfoque transversal: la necesidad urgente de reformar el sistema eléctrico y avanzar hacia una matriz más diversa, eficiente y abierta a la inversión privada.
Natalia Díaz Quintana, candidata por el Partido Unidos Podemos, propuso armonizar el sector eléctrico, impulsar la exploración e importación de gas natural y fortalecer la energía geotérmica. También defendió la implementación efectiva de la ley de generación distribuida como una herramienta para mejorar la competitividad empresarial mediante la reducción de costos energéticos.
Desde el Partido Avanza, José Aguilar Berrocal planteó modernizar la red eléctrica y permitir una mayor participación privada. Resaltó el impulso a paneles solares y energías limpias, junto con la necesidad de explorar nuevas fuentes como el gas natural. Sostuvo que abrir el mercado eléctrico es esencial para fomentar la inversión y dinamizar el aparato productivo.
Juan Carlos Hidalgo, del Partido Unidad Social Cristiana, vinculó su propuesta energética a una reforma del entorno institucional. Planteó universalizar la ventanilla única de inversión y simplificar los trámites como vías para acelerar proyectos. Además, propuso transformar colegios académicos en técnicos y crear un plan nacional de certificaciones que permita preparar el talento humano para los desafíos del sector energético.
Tania Molina Rojas, candidata a la vicepresidencia por el Partido Liberal Progresista, incluyó entre sus prioridades eliminar la burocracia que frena la productividad. Propuso reducir la carga patronal del 26% al 19%, medida que podría generar mejores condiciones para la formalización de empresas del sector renovable y facilitar nuevas inversiones.
Por su parte, Claudia Dobles, de la Coalición Agenda Ciudadana, hizo hincapié en reducir las brechas urbano-rurales como un paso necesario para democratizar el acceso a servicios como la energía. Propuso una política nacional de seguridad con articulación entre los tres poderes del Estado, y reactivar el Consejo Presidencial para la Seguridad Nacional como herramienta para garantizar condiciones adecuadas para el desarrollo sostenible.
Desde el Frente Amplio, Ariel Robles Barrantes se enfocó en la educación y la conectividad. Apoyó el uso de fondos de Fonatel para conectar hogares desde donde también se pueda estudiar y trabajar, lo que podría ser aprovechado para fomentar el acceso a tecnologías vinculadas a la eficiencia energética.
Reforma eléctrica: necesidad política y urgencia estructural
Las propuestas se dan en un contexto clave: Costa Rica acaba de presentar su mayor plan de expansión renovable en plena COP30, con una hoja de ruta que contempla nuevos proyectos solares, eólicos y más de 100 MW de geotermia firme entre 2026 y 2034. También se prevé incorporar 120 MW de almacenamiento energético con cuatro horas de duración para el período 2031–2034. Sin embargo, aún no existe un marco tarifario que reconozca esta operación.
Aunque la Ley 10086 de 2022 habilitó el autoconsumo y la creación de comunidades energéticas, persisten barreras regulatorias, tarifarias y de interconexión que limitan el avance. Según Energía Estratégica, la consolidación de la geotermia permitiría incrementar la oferta de energía firme y gestionable en la matriz, pero su integración plena depende de condiciones normativas aún en construcción.
En este marco, el consenso entre el sector empresarial fue claro: el modelo actual ya no responde a las necesidades del país.
Karla Martínez Lozano, gerente de Asuntos Corporativos y Sostenibilidad de CMI-Corporación Multi Inversiones Capital y fiscal de la Junta Directiva de ACOPE, sostuvo que “Costa Rica debe reformar su sector eléctrico para abrir el mercado y fortalecer su competitividad. La energía es la base del desarrollo y atraerá inversión en múltiples áreas.” Añadió que “la ley de armonización habilita la competitividad al abrir un mercado donde los distintos actores pueden participar con reglas claras.”
Desde una perspectiva técnica, Rodrigo Cubero propuso una apertura y regulación inteligente del sistema eléctrico como una de las claves estructurales para avanzar en competitividad. También sugirió revisar el modelo de financiamiento de la seguridad social para aliviar cargas patronales y liberar recursos hacia infraestructura crítica como la energética.
Lorena Arce Quirós, vicepresidenta de Banca de Empresas y Patrimonial de BAC, relacionó directamente el desarrollo económico con la eficiencia energética. Enfatizó que las economías más avanzadas sostienen su éxito sobre el nivel educativo, pero también sobre costos operativos competitivos. Señaló que las limitaciones actuales en puertos y redes elevan los costos logísticos y energéticos.
Guillermo Ulate Artavia, de Cementos Progreso Costa Rica, identificó a la red vial cantonal como un punto de rezago con impacto directo en la competitividad del país. Destacó la infraestructura del agua como otro componente fundamental para la planificación energética, especialmente para el desarrollo de proyectos industriales sostenibles.
En representación del sector comercio, Montserrat Bonilla Garro, directora legal de Walmart Centroamérica, se refirió a la disponibilidad y acceso al agua como un factor crítico para la operación de grandes empresas. También resaltó la necesidad de infraestructura vial y portuaria adecuada, y propuso la digitalización de trámites para eliminar barreras que hoy dificultan el crecimiento de sectores como el energético.
Rosa Monge, rectora de la Universidad Latina de Costa Rica, remarcó que la educación ha sido históricamente un pilar para el país, pero advirtió que se están normalizando muchos de sus problemas estructurales. Llamó a recuperar una visión articulada de la educación superior y propuso retomar la enseñanza sistemática del inglés desde la infancia, un punto crítico para el desarrollo del talento en sectores como el de las energías renovables.
Giovanni Artavia, socio de Deloitte, apuntó que el país necesita mejorar su infraestructura vial y fortalecer el dominio del idioma inglés si desea mantenerse competitivo en sectores que requieren personal calificado, como la energía limpia.
En el cierre del encuentro, Carlos González Jiménez, presidente del Consejo de Promoción de la Competitividad, afirmó que “la productividad se ha concentrado, las brechas se siguen ampliando y la competitividad del país se sostiene sobre bases frágiles.” Aseguró que revertir esta tendencia exige una visión compartida de largo plazo: “La Costa Rica de 2050 no se improvisa: se construye desde ahora, con evidencia, constancia y sentido de propósito. Hagámoslo juntos.”
Chile avanza decididamente hacia una nueva etapa de su transición energética. De acuerdo con el boletín mensual de la Asociación Gremial Generadoras de Chile, el país ya cuenta con 1850 MW de sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) en operación y se encamina a superar los 2 GW en enero de 2026, cuatro años antes de la meta oficial fijada para 2030.
El crecimiento del segmento BESS es aún más notorio si se considera la cartera de proyectos que se encuentra actualmente en desarrollo. De acuerdo al reporte gremial, existen 456 MW (1658 MWh) en etapa de pruebas, 6373 MW (27585 MWh) en construcción y otros 8431 MW (40987 MWh).en evaluación ambiental.
Por lo que la capacidad total instalada podría alcanzar los 8,6 GW en 2027, superando ampliamente el objetivo nacional de 6 GW al 2050.
Del total de BESS ya operativos, 1197 MW corresponden a proyectos solares híbridos (fotovoltaicos más baterías), 95 MW a centrales hidroeléctricas con almacenamiento, 67 MW a parques eólicos con baterías, y 491 MW a instalaciones BESS en modalidad stand alone.
Este despliegue ha comenzado a evidenciar impactos concretos en la operación del sistema, especialmente en el costo marginal de la energía solar.
Incluso, desde el Gobierno se ha destacado que la incorporación de baterías ha permitido reducir en casi USD 100/MWh el costo marginal solar en algunas subestaciones, una señal contundente que reconfigura las perspectivas de ingresos para los desarrolladores y refuerza la viabilidad económica de estos sistemas en la matriz nacional.
A la par del crecimiento del almacenamiento, el reporte señala que la capacidad instalada renovable ya alcanza los 24.931 MW, lo que representa más del 68% del total de la potencia operativa del país, que se sitúa en 36390 MW.
Esta cifra se robustece con el volumen de proyectos actualmente en construcción, que alcanza los 10.052 MW, equivalentes al 97,2% de toda la nueva potencia que se está incorporando al sistema eléctrico chileno.
Dentro de esta nueva capacidad, los proyectos solares dominan con 2493 MW en 158 iniciativas, seguidos por 841 MW en 15 parques eólicos y 221 MW distribuidos en ocho centrales hidroeléctricas de pasada.
Además, ocho nuevos proyectos solares ingresaron a evaluación, totalizando 574 MW y 1248 millones de dólares en inversiones, mientras que siete proyectos ERNC obtuvieron aprobación ambiental, por 1053 MW y 2137 millones de dólares (según información de la Comisión Nacional de Energía.
Generación mensual: 70% renovable
Durante septiembre de 2025, la participación renovable en la generación eléctrica nacional alcanzó el 70%, manteniéndose por encima del 50% durante todos los días del mes. El 30 de septiembre a las 11:00 horas, se registró un pico de generación renovable instantánea del 93%, marcando un nuevo hito de cobertura limpia en tiempo real.
En el desglose por tecnología, la generación solar representó el 26% del total mensual, con un liderazgo regional de Antofagasta (36%), seguida de Atacama (23%) y la Región Metropolitana (7%). El 19 de septiembre a las 12:00 se alcanzó un récord de 71% de participación solar instantánea.
La generación eólica aportó el 15% del total mensual. En este caso, también fue Antofagasta quien lideró con el 36%, seguida por Atacama (19%) y La Araucanía (13%). La mayor participación instantánea de esta fuente se registró el 9 de septiembre a las 19:00, con 40%.
La generación hidráulica representó otro 26%, con dominio de la Región del Biobío (44%), seguida por Maule (23%) y O’Higgins (10%). El máximo de participación instantánea fue del 47%, registrado el 25 de septiembre a la medianoche.
Con una inversión de 1300 millones de dólares y más de 1.200 kilómetros de redes eléctricas en desarrollo en las tres regiones del país, ISA Energía se consolida como actor clave en la infraestructura del sistema eléctrico peruano. Pero también lanza una advertencia: sin el reglamento de la Ley 3249, la transición energética quedará estancada.
“No basta con aprobar una ley: si no hay reglamento, no hay transición”, apuntó con claridad Cristian Remolina, CEO de ISA Energía, en una entrevista exclusiva en el marco del Future Energy Summit (FES) Perú 2025.
El directivo explica que la norma permitiría incorporar inercia sintética y almacenamiento, tecnologías imprescindibles para estabilizar el sistema frente a la creciente penetración de renovables.
“El país necesita equipar su red con baterías, compensadores estáticos y nuevas tecnologías que aseguren confiabilidad”, enfatizó.
La expectativa del sector es que el reglamento se publique en enero próximo, pero desde ISA Energía exigen que incluya los aportes técnicos presentados por las empresas, considerando que ya han sido entregados comentarios específicos y desde ISA Energía aguardan que el Gobierno los incorpore para no perder una «oportunidad crítica”.
La compañía, presente en todas las regiones del país, defiende una visión integral del sistema eléctrico, de modo que despliega proyectos en la costa, sierra y selva gracias a su conocimiento del país y compromiso con su desarrollo.
Además del desafío normativo, la empresa propone una apertura del mercado de almacenamiento más allá de la generación. “Esto no es un negocio exclusivo de generadores. Las empresas de transmisión también podemos participar, como ya ocurre en Brasil y Chile”, planteó Remolina, en línea con los modelos regulatorios más avanzados de la región.
Hoy, Perú representa el 22% del EBITDA de ISA y sus filiales, una señal clara del peso que el país tiene en la estrategia corporativa regional.
Y a largo plazo, ISA Energía se proyecta con una estrategia hacia 2040, articulada sobre tres pilares: energía, vida y transición. Esa mirada implica no solo expandir la capacidad instalada, sino asegurar la flexibilidad de la red.
“La transición energética no consiste solo en generar con renovables, sino en poder mover esa energía en el espacio y en el tiempo. Además, la energía que se genera de día y se necesita de noche, o que se produce lejos de los centros de consumo, debe poder llegar con estabilidad”, apuntó el entrevistado, haciendo hincapié en que la transmisión eléctrica se convierte en un factor central.
“Queremos que el sistema esté listo para el futuro. No podemos quedarnos en el modelo del pasado”, concluyó.
AES Andes concretó el financiamiento bajo modalidad project finance para su proyecto parque híbrido Pampas, para el Parque Híbrido Pampas, ubicado en Taltal, Región de Antofagasta, por un monto de US$550 millones, una de las mayores estructuraciones de deuda en América Latina durante 2025.
La central híbrida Pampas tendrá casi 700 MW de capacidad y será el primer proyecto a gran escala en Chile que combina tres tecnologías:
Energía eólica (128 MW)
Energía solar fotovoltaica (229 MW)
Almacenamiento en baterías BESS (340 MW hasta por 4 horas)
El parque eólico tendrá una potencia instalada de 120MW y estará constituido por 20 aerogeneradores de aproximadamente 7 MW, con una altura de buje de 170 m. Por su parte, el parque fotovoltaico estará formado por dos (2) zonas de módulos fotovoltaicos denominadas Zona Sur y Zona Norte, las cuales en conjunto totalizarán una potencia instalada de aproximadamente 230 MWp.
El proyecto tiene como objetivo principal suministrar energía limpia al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de Chile, contribuyendo así al incremento de la participación de tecnologías renovables en el país y se emplazará en la comuna de Taltal, provincia de Antofagasta, Región de Antofagasta, a aproximadamente 55 km al Este de la localidad de Paposo, a 75 km al Noreste de la ciudad de Taltal y a 150 km al Sur de la ciudad de Antofagasta
Este parque generará hasta 1000 GWh/año, equivalente al suministro de más de 415000 hogares chilenos, y representa un paso decisivo para incrementar la participación de energías renovables y capacidad de almacenamiento en el Sistema Eléctrico Nacional, fortaleciendo la seguridad y sustentabilidad del suministro eléctrico en Chile.
El proyecto de la compañía energética cuenta con su Resolución de Calificación Ambiental (RCA) aprobada desde septiembre de 2024, cuyo ingreso al Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental (Seia) fue en febrero de 2023 con una inversión de US$800 millones.
Y se espera que el proyecto Pampas inicie la primera etapa de su operación comercial en el segundo trimestre de 2027, y operar en un 100% a fines del mismo año.
“Estamos muy orgullosos de haber concretado el financiamiento del Parque Híbrido Pampas en un plazo de poco más de dos meses, gracias al compromiso y profesionalismo de todo el equipo y de nuestros socios financieros”, JavierDib, CEO de AES Andes.
Además de este avance, actualmente, AES está construyendo en Chile 2.117 MW de nueva capacidad renovable y de baterías, con un financiamiento total que supera los US$1.500 millones en los últimos 12 meses.
«Es un logro que reafirma nuestro compromiso con el desarrollo de energías renovables y la transición energética del país», aseguraron desde la compañía.
El gobierno de Colombia firmó el Decreto 1186/2025 que reglamenta la Licencia Ambiental Eólica con Diseño Optimizado (LAEólica), un nuevo instrumento normativo que marca un hito en la gestión ambiental y la implementación de la Transición Energética Justa en Colombia.
La LAEólica, elaborada por la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) en articulación con el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible y el Instituto Humboldt, permitirá agilizar de manera responsable el licenciamiento de proyectos de generación eólica con capacidades entre 10 MW y 100 MW. Este instrumento promueve un modelo ambiental que optimiza los procesos de evaluación, fortalece la protección de la biodiversidad y garantiza la participación de las comunidades en la implementación de la energía limpia.
“El viento sopla a favor de una Colombia más limpia y justa. Con la LAEólica avanzamos hacia una transición energética que armoniza el desarrollo con la protección de la vida y la biodiversidad, y que pone en el centro a las comunidades y los territorios como protagonistas del cambio”, afirmó Irene Vélez Torres, ministra (e) de Ambiente y directora general de la ANLA.
Por su parte, Edwin Palma, ministro de Minas y Energía, destacó que “el Decreto 1186 de 2025 revoluciona el licenciamiento ambiental en Colombia, impulsando la transición energética justa y la generación eólica bajo altos estándares técnicos y sociales. Con la nueva Licencia Ambiental Eólica con Diseño Optimizado (LAEólica), el Gobierno del Cambio acelera los proyectos de energía renovable, reduce la tramitología y fortalece el diálogo con las comunidades”.
El nuevo esquema incorpora criterios de localización, diseño y operación que reducen los impactos ambientales desde la concepción misma de los proyectos. Entre ellos se incluyen la delimitación de distancias mínimas a centros poblados, el uso de tecnologías que previenen afectaciones a aves y murciélagos, el uso eficiente del suelo y la implementación de turbinas silenciosas y seguras.
Además, la LAEólica establece un procedimiento técnico que orienta la elaboración de los estudios de impacto ambiental (EIA), los cuales deberán contener el análisis de los impactos ambientales y sociales, los planes de manejo, compensación y cierre, y una estrategia de gestión social para garantizar beneficios reales en los territorios.
El decreto también contempla un régimen de transición, de modo que las iniciativas que actualmente se encuentren en trámite de licenciamiento puedan desistir y acogerse a este nuevo procedimiento optimizado.
En el marco del Foro de Negocios: Impulso de la Transición Energética en Guatemala, organizado por el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE), referentes del sector público, privado y financiero coincidieron en que el país enfrenta un momento decisivo para escalar su matriz energética limpia. Aunque la licitación PEG-5 —que contempla hasta 1.400 MW de nueva generación— ya está en marcha, la novedad surgió en torno a cómo transformar la voluntad política y empresarial en proyectos concretos y financiables.
“El BCIE está listo para acompañar a Guatemala en cada etapa de esta transición: desde la estructuración técnica y financiera hasta la ejecución y operación de los proyectos”, manifestó Gisela Sánchez, presidenta ejecutiva del organismo.
Sánchez sostuvo que el banco busca ser un socio estratégico que promueva inversiones sostenibles, innovadoras y de alto impacto, mediante instrumentos de financiamiento verde adaptados a las necesidades locales. La entidad también reforzó su compromiso con la cooperación regional para integrar esfuerzos en infraestructura energética.
Uno de los aportes más estructurados provino de la Asociación Guatemalteca de Transportistas de Electricidad (AGTE). Su presidente, David Eduardo Cabrera Palomo, presentó una hoja de ruta concreta para optimizar la red de transmisión: planificación más ambiciosa y participativa, relanzamiento de procesos de licitación —como respuesta a las dificultades del PET-3-2025— e incentivo a desarrollos por iniciativa propia.
“Expandir la red de forma adecuada requiere cambiar el enfoque actual e incentivar propuestas desde el sector privado”, planteó Cabrera Palomo.
Desde la generación, la mirada también apuntó a la necesidad de acelerar la transformación. Alfonso González, presidente de la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER), remarcó que fortalecer la seguridad energética, atraer capital y construir alianzas público-privadas es clave para posicionar a Guatemala en el mapa regional.
“Guatemala tiene la oportunidad de convertirse en un hub energético regional, pero para eso se necesita avanzar con reglas claras y condiciones estables”, afirmó.
Durante las mesas también se discutió el rol del gas natural como tecnología de transición, reconociendo su utilidad para brindar respaldo flexible mientras se amplía la participación renovable. El ministro de Energía y Minas, Víctor Ventura, respaldó esta visión como parte de una estrategia que combine descarbonización y confiabilidad.
Los panelistas coincidieron en que las alianzas público-privadas serán esenciales para movilizar capital, destrabar proyectos y cerrar brechas técnicas. Tanto la banca local como organismos multilaterales expresaron su interés en apoyar modelos que permitan escalar soluciones sostenibles.
“La energía es el motor del desarrollo, la competitividad y la integración regional”, señaló Sánchez, destacando que el BCIE está generando mecanismos para atraer capital con impacto.
También se abordaron las barreras de acceso al financiamiento, especialmente para iniciativas medianas que aún enfrentan altos costos y procesos complejos. En respuesta, el BCIE propuso ampliar el uso de esquemas blended y reforzar los marcos regulatorios para facilitar la estructuración de proyectos.
El foro reunió a actores clave del ecosistema energético: AMM, AGER, ANADIE, FUNDESA, KPMG, CMI Capital, HidroXacbal, CIFI, Crédit Agricole CIB, Banco Industrial, Siemens Energy y Excelerate Energy. Entre todos, trazaron consensos sobre la necesidad de modernizar el sistema eléctrico nacional y destrabar inversiones sostenibles.
“A través de estos espacios de diálogo y conocimiento, seguimos construyendo las bases para una matriz energética más limpia, resiliente y competitiva”, concluyó Sánchez.
Con una agenda que integra financiamiento, regulación, innovación tecnológica y visión regional, el Foro del BCIE marcó un punto de inflexión en el debate energético guatemalteco. La responsabilidad ahora recae en transformar estas propuestas en proyectos ejecutables que aceleren la transición hacia una matriz más limpia y robusta.
La Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX) anunció la renovación de su Consejo Directivo para el periodo 2025-2027.
La Asamblea de la Asociación designó como presidenta a Carla Ortiz Fuentes. Asimismo, Sergio Romero Orozco fue designado como vicepresidente. Los nuevos nombramientos serán efectivos a partir del 11 de noviembre de 2025, en sustitución de Carla Medina Perezgomez y Julian Pablo Willenbrock Ahumada, respectivamente, quienes concluyen su gestión al frente del Consejo Directivo y a quienes ASOLMEX agradece y extiende un reconocimiento por sus contribuciones a la Asociación.
Este relevo ocurre en un momento estratégico para el sector, en pleno proceso de despliegue de la regulación que acompaña al nuevo modelo del sector energético implementado tras las reformas recientes al marco legal. En este escenario, ASOLMEX reitera su compromiso de trabajar de la mano con las
autoridades y los distintos actores del sector para garantizar que la implementación de las nuevas reglas fomente la colaboración público-privada, promueva la inversión y contribuya a acelerar la transición energética en México.
«Seguiremos fortaleciendo el papel de la energía solar como motor de la competitividad y sostenibilidad para México. Nuestra prioridad será acompañar el despliegue de nuevos proyectos y generar las condiciones de certeza que impulsen la inversión en energías limpias», afirmó Carla Ortiz, nueva presidenta de ASOLMEX.
Carla Ortiz Fuentes es CEO de RER Energy Group. Ha sido miembro del Consejo Directivo de ASOLMEX desde 2021 y cuenta con más de diez años de experiencia en el desarrollo de proyectos energéticos en México y América Latina. Es Maestra en Gestión Ambiental con especialidad en Energía por la
Universidad de Duke y Licenciada en Administración de Empresas por la Universidad Anáhuac, México.
Sergio Romero Orozco es vicepresidente de Regulación y Asuntos Públicos de Sempra Infraestructura. Es licenciado en Derecho por la Universidad Nacional Autónoma de México y cuenta con maestrías en Derecho y Economía por la Universidad Complutense de Madrid y en Economía Política por la Universidad
de Essex. Tiene más de 10 años de experiencia en el sector energético y es miembro del Consejo de ASOLMEX desde 2021.
Adicionalmente, el Consejo Directivo 2025-2027 está integrado por Sofía Tamayo (secretaria); Catalina Delgado (tesorera) y los vocales CarlaMedina, Osvaldo Rancé, Angélica Soto, Patricia Tatto, Julian Willenbrock, Humberto Alarcón, Víctor Cervantes,José María Lujambio, Andrés Friedman, Luisa Ramírez, Edith Rojo, Juan Pablo Sáenz, Enrique de la Torre y Diana Sasse.
Con este cambio de liderazgo, ASOLMEX reafirma su compromiso de seguir siendo un actor clave en la transición energética de México, impulsando la adopción de energías limpias, la competitividad del sector y el desarrollo sostenible del país
Para quienes siguen las tendencias de la industria, la sustitución de los inversores conectados a red tradicionales y los PCS (Power Conversion Systems) por inversores híbridos con almacenamiento es ya una realidad. Sin embargo, en los últimos dos años se ha acelerado notablemente el aumento en las potencias nominales:
2023: La demanda de inversores trifásicos de 25 kW creció de forma significativa en mercados clave, con algunos fabricantes lanzando equipos de 50 kW.
2024: El mercado de 50 kW se volvió altamente competitivo, y los modelos de 80 kW dominaron brevemente la escena.
Mayo de 2025: En las principales ferias de Shanghái y Múnich, varios fabricantes líderes presentaron prototipos de inversores de 125 kW, aunque los envíos aún eran limitados.
4T 2025: El inversor de almacenamiento energético de 125 kW entra oficialmente en la batalla por el posicionamiento de mercado, con los principales actores compitiendo por el liderazgo.
En esta nueva etapa, Solis emerge como un jugador clave, combinando innovación tecnológica y capacidad de producción a gran escala para situarse a la vanguardia del sector. La compañía está marcando el ritmo del futuro de los inversores de almacenamiento, especialmente con su solución híbrida de 125 kW.
Durante la exposición SNEC 2025 de Shanghái (9–12 de octubre de 2025), se evidenció una nueva jerarquía dentro del sector del almacenamiento energético:
Las empresas sin un prototipo de 125 kW quedaron rezagadas.
Aquellas con solo modelos de exhibición no lograron generar confianza en su capacidad de producción ni en sus certificaciones.
Solo las compañías con unidades certificadas y en producción masiva lograron definir las tendencias del mercado.
En este nuevo escenario, Solis se posiciona en el nivel más alto, liderando con tecnología avanzada, certificaciones internacionales y producción a gran escala, consolidándose como pionera en el mercado global de inversores híbridos de 125 kW.
Solis 125 kW: Estrategia y enfoque
Mayo de 2025: Solis presentó su inversor híbrido mural de 125 kW durante Intersolar Europe 2025 (Múnich), marcando el inicio de las celebraciones por su 20° aniversario.
23 de septiembre de 2025: Se lanzó oficialmente al mercado el inversor híbrido de almacenamiento energético comercial e industrial de 125 kW, junto con la validación de su producción masiva, certificaciones globales, abastecimiento de inventario y estrategias de marketing online y offline.
La estrategia de Solis se basa en tres pilares fundamentales:
Estrategia de producto: Enfocarse exclusivamente en inversores, colaborando con equipos especializados en soluciones de baterías. Esta estrategia enfocada permite a Solis sobresalir en lo que mejor sabe hacer: ofrecer inversores confiables y de alta calidad.
Definición de producto: Priorización de los inversores híbridos con alta potencia, componentes premium y un retorno de inversión (ROI) sólido y sostenible.
Cronograma de lanzamiento: Ser el primero en introducir innovaciones al mercado, marcando las tendencias de la industria.
III. Liderazgo sistémico: mucho más que una sola característica
En el mercado de inversores, es habitual encontrar productos que presumen parámetros llamativos como “cambio 0 ms”, “entrada máxima de 1250 V” o “16 unidades en paralelo”. Sin embargo, el verdadero desafío está en la optimización integral del sistema: integrar componentes complejos, mantener la rentabilidad, simplificar el mantenimiento, mejorar la escalabilidad, la compatibilidad y reducir los tiempos de entrega.
El Solis 125 kW aborda los dos grandes retos del sector:
Integración compleja, múltiples componentes y lentitud en la entrega.
Altos parámetros individuales pero baja eficiencia del sistema y bajo retorno económico.
La solución de Solis resuelve ambos desafíos mediante un diseño inteligente e integrado que aumenta la eficiencia y acelera la implementación.
Primer gran avance: Adiós a los gabinetes PCS tradicionales todo en uno
Los ingenieros más experimentados recordarán las configuraciones clásicas de PCS + MPPT + STS + EMS en un solo gabinete, comunes en proyectos de microredes o islas. Este enfoque, aunque útil en su momento, implicaba grandes dimensiones, cableado complejo, altas tasas de fallo y mantenimiento difícil.
La tecnología evoluciona hacia mayor integración e inteligencia. Así como las computadoras pasaron de ocupar una habitación a convertirse en laptops delgadas y potentes, el inversor Solis 125 kW representa un salto equivalente en diseño e integración.
Alta integración – Control 4 en 1: Solis integra MPPT, PCS, conmutación red/aislada (STS) y EMS en un solo sistema de control unificado, probado en fábrica y listo para uso exterior (IP66). Esto permite una entrega más rápida, mejor respuesta y mayor estabilidad del sistema.
Alta fiabilidad – Fuentes de calor separadas + protección reforzada: El diseño separa físicamente el sistema de control y el compartimento de baterías, evitando sobrecalentamientos y prolongando la vida útil. El nivel de protección IP66 garantiza durabilidad incluso en entornos adversos.
Fácil mantenimiento – Enfriamiento inteligente + módulos reemplazables: Su diseño modular permite sustituir solo el componente afectado (batería o control) sin devolver el equipo completo a fábrica. El sistema de refrigeración por aire inteligente con diseño redundante elimina la necesidad de mantenimiento líquido, reduce fugas y minimiza costos de operación y mantenimiento.
Mayor compatibilidad – Certificación desacoplada para uso global: El inversor admite múltiples marcas de baterías, simplificando la instalación y reduciendo los costos de certificación para un despliegue más ágil en mercados internacionales.
Segundo gran avance: Más eficiente y rentable
El diseño innovador del Solis 125 kW logra una eficiencia superior, mejor rendimiento y menores costos de sistema, brindando una ventaja competitiva significativa en aplicaciones de almacenamiento energético.
Más energía – Aprovechando cada rayo de sol
Sobrecarga DC del 200% + salida real del 200%: Permite mayor generación y captura total de energía solar incluso en días soleados o con baja irradiación.
En un sistema típico de 250 kWp de módulos FV con inversor Solis 125 kW, se pueden generar 188 MWh adicionales por año, equivalentes a USD 37,600 (a USD 0.20/kWh) o 47,000 litros de diésel.
Corriente de módulo de 21A: Compatible con módulos bifaciales de alta potencia, minimizando las pérdidas por limitación de corriente.
Más rápido y estable – Aprovechando cada instante de energía
200A de carga/descarga: Reduce el tiempo de carga en un 30% respecto al estándar industrial (160A).
Sobrecarga fuera de red: Soporta 160% de potencia nominal durante 200 ms y 140% durante 10 segundos, ideal para cargas industriales pesadas.
Conmutación red/aislada <10 ms: Garantiza alimentación ininterrumpida para cargas críticas.
Más inteligente – Energía donde más se necesita
Reserva flexible de SOC: Configurable entre 20% y 100% para garantizar respaldo ante cortes.
Prioridad de carga: Permite asignar energía a cargas críticas y generales, extendiendo el tiempo de respaldo.
Interfaz inteligente: Admite integración con inversores FV, turbinas eólicas, generadores y cargas inteligentes.
Mejor compatibilidad – Ideal para retrofit y expansión
Compatibilidad con celdas de 100 a 314 Ah, adaptándose a las nuevas tendencias de mayor densidad energética.
Dos puertos de batería independientes para expansión flexible con distintas marcas o capacidades.
Acoplamiento dual DC/AC, facilitando la modernización de sistemas existentes.
Más económico – Menor CAPEX y OPEX
Compatible con generadores pequeños (20–100% de potencia nominal), reduciendo costos de combustible y de inversión.
Más fácil de usar – Amigable con el sitio de instalación
Pantalla industrial ZETTLER de 7”, 50% más grande, con interfaz dual app + panel local.
Expansión en paralelo hasta 10 unidades, cubriendo rangos de 250–1,250 kW con configuración flexible y estructura simplificada
Un solo 125 kW que lidera el mercado mundial de inversores
Mientras algunos competidores internacionales aún intentan lanzar modelos de 50 kW o permanecen en etapas de prototipo, Solis ya se adelanta con su inversor híbrido de almacenamiento energético de 125 kW, situándose a la cabeza del mercado.
Solis no solo está marcando un antes y un después en la integración solar–almacenamiento, sino que también supera a sus competidores en generaciones tecnológicas.
El inversor de almacenamiento de 125 kW no representa un punto final, sino un nuevo comienzo, en el que la ingeniería china continúa expandiendo los límites de la innovación, convirtiendo la luz solar en un activo totalmente gestionable y rentable.
El presidente de YPF, Horacio Marín, destacó el acuerdo marco que la compañía firmó la semana pasada con ADNOC, en Emiratos Arabes.
“Firmamos la adhesión de ADNOC, la cuarta petrolera del mundo, al proyecto Argentina LNG en sociedad con Eni. Este proyecto, de producción de12 millones de toneladas por año de GNL, generará 200.000 millones de dólares en exportaciones en 20 años, es decir 10.000 millones de dólares por año”.
“Eni y ADNOC van a ser offtakers del GNL que se va a producir en Río Negro. Son empresas muy grandes y sólo queda un cuarto de la producción para venderle a otros países”. “Eso le da solidez al proyecto. Por esa razón, pienso que no debería ser complicado lograr el Project Finance”, consideró Marin.
En declaraciones periodísticas que replicó la Compañía, Marín destacó que “no tenemos dimensión de la inversión extranjera que implica este proyecto. Solamente el proyecto de 12 mtpa, implica 35.000 millones de dólares en cuatro años”.
En relación con los resultados del tercer trimestre, el presidente de YPF consideró que “fueron muy positivos”. “A pesar de tener una caída en los ingresos del orden de los 650 millones de dólares por la baja de los precios (del crudo a nivel internacional), logramos el mismo resultado. Eso fue gracias a las eficiencias, la salida de los campos maduros y el trabajo que estamos haciendo en YPF”, afirmó.
Loginter, uno de los grandes operadores logísticos del país, presentó su nueva web. Se trata de una plataforma completamente renovada que refuerza su visión de innovación, con un diseño 100 % mobile y una navegación más ágil e intuitiva, según precisaron desde la compañía.
El nuevo portal permite acceder de manera simple a la información más relevante sobre los servicios, soluciones tecnológicas y casos de éxito de la compañía. Además, el sitio cuenta con un chatbot integrado que permite realizar todo tipo de consultas de manera eficiente, mejorando la experiencia de los usuarios.
El objetivo de la nueva web consiste en ofrecer una navegación más ágil e intuitiva
Nuevo sitio web
Dentro de las novedades presentadas se encuentra una sección específica de sustentabilidad desde la cual se pueden consultar los principales indicadores de impacto social, ambiental y gobernanza de la compañía. También se puede acceder a los últimos reportes de sustentabilidad presentados.
“Con esta actualización, Loginter reafirma su visión de brindar las mejores soluciones logísticas de la región, en un marco de mejora continua, sostenibilidad e innovación como ejes centrales de su crecimiento”, destacaron desde la firma.
Se puede visitar la web en www.loginter.com.ar, o a través de sus redes sociales en @somosloginter.
El sitio cuenta con un chatbot integrado que permite realizar todo tipo de consultas
La jueza Loretta Preska rechazó un pedido de la petrolera YPF para evitar la entrega de información en la demanda por la cual se busca establecer si la compañía es alter ego de la Nación.
Esta rama del juicio con la nacionalización de YPF busca conexiones entre la empresa y el Estado argentino con el fin de establecer una vinculación directa entre ambos.
Las solicitudes fueron pedidas por los beneficiarios del caso, que en caso de probar “que son lo mismo” (alter ego) podrán pedir embargos sobre activos de la Nación y de allí conseguir los fondos para el pago se la sentencia de US$ 16.000 millones.
En las últimas horas, la magistrada denegó una presentación de la empresa y por ende se mantienen firmes las solicitudes previas.
Esta parte del mega juicio no tiene vinculación directa con la apelación que hizo la Argentina ente la Corte de Apelaciones que busca revertir directamente el fallo de Preska.
Pese a esta situación, mientras tanto, las causas derivadas continúan tramitándose y generando órdenes de este estilo.
En el marco del fortalecimiento del control energético provincial, el Gobierno de Santa Cruz, a través de la Secretaría de Estado de Hidrocarburos, dependiente del Ministerio de Energía y Minería, lleva adelante auditorías técnicas en los distintos puntos de medición fiscal de gas, venteos y unidades LACT (Lease Automatic Custody Transfer) en las cuencas Austral y del Golfo San Jorge.
Las inspecciones se centraron en los yacimientos operados por CGC, y contaron con la participación de profesionales de la Universidad Tecnológica Nacional (UTN), sede Bahía Blanca.
Estas auditorías se desarrollan en cumplimiento de la Resolución Nacional N° 557/2022 de la Secretaría de Energía de la Nación, que establece el Reglamento Técnico de Medición de Hidrocarburos. Dicha normativa define los estándares que deben cumplir los sistemas de medición, transmisión y control de volúmenes y calidad de los hidrocarburos, asegurando precisión, trazabilidad y transparencia en los registros fiscales.
Desde la Secretaría de Hidrocarburos se indicó que las tareas continuarán durante los próximos meses en otros puntos de medición, correspondientes a distintas operadoras de la Cuenca Austral, con el objetivo de completar el relevamiento antes de fin de año.
El organismo provincial destacó que estas acciones “permiten verificar el cumplimiento de los procedimientos técnicos establecidos, fortaleciendo la confiabilidad de los sistemas de medición y garantizando una administración eficiente de los recursos energéticos de la provincia”.
El Gobierno de Santa Cruz, a través de la Secretaría de Estado de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero, dependiente del Ministerio de Energía y Minería, llevó adelante una inspección en la Batería CE-01 del yacimiento Cañadón Escondido, tras el incendio registrado el pasado 31 de octubre.
El siniestro fue reportado de manera inmediata por la operadora YPF S.A. a la Autoridad de Aplicación ambiental provincial. Según las primeras inspecciones visuales, el origen del incendio podría vincularse a una posible falla eléctrica, aunque la investigación continúa en curso.
Durante la emergencia, personal de YPF, superficiarios del área y la Unidad de Bomberos Voluntarios de Las Heras actuaron con rapidez, logrando contener el foco ígneo mediante la implementación de cortafuegos manuales, evitando de esta manera su propagación hacia zonas aledañas.
A días del incidente, equipos técnicos del Ministerio de Energía y Minería continúan trabajando en el sitio, para evaluar el impacto ambiental, y la extensión del área afectada, estimada en aproximadamente 5.000 metros cuadrados. Ante ese escenario, la Autoridad de Aplicación solicitó a la operadora la presentación de un informe técnico de investigación, junto con un plan de remediación ambiental y revegetación.
Estas acciones reflejan el compromiso del Gobierno Provincial con el control, la transparencia y la gestión ambiental responsable en toda la actividad hidrocarburífera. Desde la Subsecretaría de Contralor Ambiental Zona Norte se reafirmó que las tareas de seguimiento continuarán hasta asegurar la restauración completa, del área y el cumplimiento de la normativa ambiental vigente.
El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, se reunió el pasado viernes en Buenos Aires con el nuevo ministro del Interior de la Nación, Diego Santilli, y con el flamante jefe de Gabinete de Ministros, Manuel Adorni. En el encuentro desarrollado en la Casa Rosada se evaluó el proyecto de Presupuesto para el próximo año, la ejecución de infraestructura prioritaria y el compromiso para eliminar el esquema de retenciones aplicadas a los hidrocarburos convencionales, ratificado por parte de los funcionarios de cartera ante el titular del Ejecutivo.
En diálogo con la prensa, Torres aseguró que “el acuerdo en el que veníamos trabajando para bajar las retenciones a los hidrocarburos sigue en pie, de hecho estamos a poco tiempo de terminar la redacción y que finalmente se firme el decreto, lo cual va a ser muy positivo no solamente para nuestra provincia, sino para la Argentina”, y destacó que el balance de la reunión fue positivo, “principalmente por la vocación de diálogo respecto de cuestiones que son importantes para el país, donde la voz de los gobernadores es vinculante”.
En cuanto a la eliminación de las retenciones al petróleo, mencionó que será “un paso clave para exportar más, generar empleo, fortalecer la producción en la Cuenca del Golfo San Jorge y garantizar el sostenimiento de uno de los principales sectores económicos de la provincia”, puntualizando que “estamos convencidos que es el camino para generar nuevas inversiones que mantengan la actividad y sostengan los puestos de trabajo”.
Presupuesto y reforma laboral
Sobre el Presupuesto 2026, el titular del Ejecutivo planteó la necesidad de que “el país cuente con un presupuesto, el cual buscamos que sea de carácter federal y que le quite el pie de encima a la producción y al trabajo” señaló, sumando a ello que “por nuestra parte, hicimos distintas propuestas, entre ellas la eliminación de algunas asignaciones específicas”.
Torres apeló al “compromiso de todos nuestros legisladores” e instó a “unificar posiciones y salir en defensa de los recursos chubutenses”.
En relación a la reforma laboral que el Gobierno Nacional busca impulsar en el Congreso, el mandatario advirtió “es necesaria una reforma en un país donde el 50% del empleo no está registrado, porque esto impacta no solo en la informalidad, sino también en uno de los sectores más vulnerables que es el de los jubilados, porque la caja se está desfinanciando” y sostuvo que “esperamos la redacción de la norma para poder analizarla”.
Por otra parte, el gobernador remarcó que, durante el encuentro mantenido con Santilli y Adorni “dejamos en claro que nuestro principal objetivo es seguir defendiendo los recursos e intereses de los chubutenses y que no nos temblará la mano en gestionar lo que corresponda ante Nación”, indicando que en la gestión provincial “no nos hacemos los distraídos con temas que algunos podrían considerar inconvenientes; nosotros vamos de frente, nos plantamos ante quien tengamos que plantarnos y no nos dejamos pisotear la cabeza como se hizo durante muchísimos años en esta provincia”.
El Gobierno Nacional informó que se presentaron 9 empresas interesadas en participar del proceso de licitación nacional e internacional para la gestión privada de la concesión de los complejos hidroeléctricos Alicurá, El Chocón, Cerros Colorados y Piedra del Águila, ubicados en la región del Comahue.
La licitación tiene por objeto la venta del 100% del paquete accionario de las sociedades concesionarias que operan cada una de las represas, marcando un paso decisivo hacia un modelo energético basado en la competencia, la eficiencia y la inversión privada.
El proceso generó un alto interés: durante el período de consultas de los pliegos se recibieron más de 300 presentaciones técnicas y administrativas por parte de potenciales oferentes nacionales e internacionales.
El diseño de la licitación se elaboró en coordinación con los gobiernos de Neuquén y Río Negro. En esta nueva etapa, el proceso continuará con el análisis de la calificación técnica y luego con la apertura y análisis del sobre económico.
Esta licitación fue la primera en utilizar el módulo de privatizaciones del sistema CONTRAT.AR de la Oficina Nacional de Contrataciones (ONC), lo que refuerza la transparencia y publicidad, trazabilidad y mayor competencia en el proceso de concurso público. Forma parte del proceso de desregulación y modernización de sistemas que lleva adelante la ONC, organismo dependiente de la Jefatura de Gabinete.
Con esta medida, el Gobierno Nacional continúa avanzando en la reforma del sector, buscando retirar al Estado del rol de operador para dejar que el privado se haga cargo de las inversiones. Según se desprende del certificado oficial, las nueve empresas y grupos que presentaron su interés en adquirir las concesiones fueron:
El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil abrió la consulta pública para reglamentar su histórica primera subasta dedicada exclusivamente a sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS), denominada “LRCAP 2026 – Almacenamiento”.
La propuesta, que estará en consulta durante 20 días en el portal Participa Mais Brasil, tiene por objetivo fortalecer la seguridad y continuidad del suministro eléctrico nacional. Para ello, se integrarán sistemas capaces de entregar potencia confiable de manera flexible, bajo despacho centralizado por parte del Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS).
“El despacho de recarga y descarga será centralizado por el ONS, con el fin de garantizar la optimización operativa y la previsibilidad sistémica”, informa el MME.
Y tal como adelantó Energía Estratégica meses atrás (ver nota), solo podrán participar sistemas con una potencia mínima de 30 MW, capaces de entregar su máxima potencia por hasta cuatro horas diarias y recargarse completamente en un plazo máximo de seis horas. Además, deberán acreditar una eficiencia ida y vuelta igual o superior al 85 %.
Los adjudicatarios firmarán contratos de reserva de capacidad (CRCAP) con un horizonte de 10 años, comenzando el suministro el 1 de agosto de 2028. Y aquellos proyectos adjudicados tendrán derecho a una Receta Fija anual, pagada en 12 cuotas mensuales y ajustada por el Índice Nacional de Precios al Consumidor, condicionada al desempeño operativo del sistema.
En términos económicos, la energía utilizada para recargar las baterías y la que se inyecte al sistema será liquidada en el Mercado de Corto Plazo (MCP) al Precio de Liquidación de Diferencias (PLD).
La diferencia resultante será cubierta por la Cuenta de Energía para la Capacidad de Reserva (CONCAP), evitando impactos tarifarios imprevistos. De este modo, el esquema busca equilibrar los ingresos de los operadores con la eficiencia sistémica.
Los sistemas BESS también podrán ser utilizados como instrumentos de flexibilidad operativa, mitigando rampas de carga y reduciendo vertimientos en momentos de alta generación renovable.
Un cambio de paradigma para el sistema eléctrico brasileño
La publicación de esta ordenanza corona una discusión que viene madurando desde el año 2024. Originalmente, la subasta había sido proyectada para el 2025, bajo la Ordenanza N° 812/2024, que también fue sometida a consulta pública.
No obstante, el proceso se postergó hacia 2026 para incorporar ajustes normativos esenciales, considerando que durante 2025, el sector energético brasileño se volcó al debate sobre la regulación del almacenamiento.
Un punto clave ocurrió en agosto, cuando la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) publicó una nota técnica que sintetiza el consenso sectorial sobre la integración del almacenamiento como activo de red. La propuesta establece su incorporación en tres ciclos regulatorios, con foco en uso de red, tarifas y condiciones operativas.
Uno de los aspectos centrales es el tratamiento de los SAEs como usuarios del sistema eléctrico, con reglas claras para acceder y operar bajo contratos de uso del sistema de transmisión (CUST) y distribución (CUSD). A esto se suman ajustes tarifarios específicos para instalaciones co-localizadas, aplicando la tarifa mayor entre consumo e inyección, con reducciones de hasta 15 % cuando no coinciden con los picos de carga.
También se proyecta una regulación diferenciada para eventos de “constrained-off” y curtailment, cuyo objetivo es minimizar los vertimientos de generación renovable por restricciones técnicas. Estas señales refuerzan el posicionamiento del almacenamiento como herramienta clave para alinear oferta y demanda en tiempo real.
La expectativa del sector ahora está puesta en el despliegue del LRCAP 2026 – Almacenamiento, una iniciativa que convierte al almacenamiento en pieza estratégica del Sistema Interconectado Nacional (SIN).
La subasta está prevista para abril de 2026, y se perfila como un momento bisagra para el desarrollo masivo de tecnologías de almacenamiento. Brasil entra así en la nueva era de redes eléctricas inteligentes y resilientes, con una política pública que reconoce el valor del almacenamiento como infraestructura crítica para el futuro energético del país.
El debut de la eólica offshore en Colombia dejó más dudas que certezas. La primera subasta para adjudicar áreas costa afuera cerró con una única oferta presentada, en un proceso que buscaba habilitar hasta 3 GW de capacidad en el Caribe.
Ramón Fiestas, director para Latinoamérica del Consejo Global de Energía Eólica (GWEC), fue directo: el país tiene una oportunidad real para consolidar su programa, pero el mercado “aún necesita madurar”.
“El marco institucional y normativo que se ha venido construyendo es bueno y se ha hecho de cerca con la industria, pero faltan piezas clave: definir el acceso a los puntos de conexión y cómo se integrará esta generación al sistema eléctrico”, explicó en diálogo con EnergíaEstratégica.
El único oferente, Copenhagen Infrastructure Partners (CIP), presentó su propuesta y el Gobierno evalúa si cumple con los requisitos técnicos y financieros. “Lo más previsible —dijo Fiestas— es que se valide antes de fin de año, porque no se espera otra cosa diferente”.
Sin embargo, insistió en que el resultado no debe interpretarse como un fracaso, sino como una señal de que el sector todavía necesita despejar incertidumbres regulatorias. “Las empresas no están retirándose, simplemente esperan que el proceso madure para volver a participar”, sostuvo.
Entre los factores que frenaron la competencia, mencionó dos: la falta de definición sobre los puntos de conexión a red y la indefinición del mecanismo de retribución o esquema de contrato por diferencias.
Un proceso que debe reformularse
A finales de agosto el Gobierno publicó la Resolución 40337 de 2025 que puso en marcha el nuevo mecanismo de pago por diferencias (PpD), con la que por primera vez, cada adjudicatario firmará un contrato a 15 años con un precio base según la tecnología elegida: si el valor del mercado mayorista se aparta de ese precio, la diferencia la cubre el Estado cuando es negativa o la devuelve el generador cuando es positiva.
Según el Gobierno, este esquema brinda estabilidad financiera a los inversionistas, reduce la volatilidad tarifaria y diversifica la matriz eléctrica al incorporar tecnologías como la eólica costa afuera.
La resolución también fija requisitos técnicos y financieros diferenciados, y otorga a los adjudicatarios un permiso temporal de ocho años para evaluar el área y convertirlo, de ser viable, en una concesión de 30 años.
Pero para Fiestas “si se hubiera clarificado cómo se calculará el precio o cuáles serán los elementos del mecanismo, probablemente se habrían presentado más compañías” y explicó que el Gobierno ya analiza cómo relanzar el proceso con mayor información técnica y certezas sobre los costos de conexión.
Entre los desarrolladores habilitados por la ANH figuraron BlueFloat Energy, con el proyecto Vientos Alisios y otros cuatro en estudio; Copenhagen Infrastructure Partners (CIP), que busca levantar el parque Barranquilla Offshore; los consorcios belgas Jan De Nul y DEME Celsia Offshore Wind; PowerChina y China Three Gorges Corporation del bloque asiático; además de Dyna Energy y la estatal Ecopetrol, que diversifica su portafolio con renovables.
Es importante mencionar que ya se están realizando estudios sobre infraestructura portuaria, maquinaria pesada y logística industrial necesaria para el despliegue de aerogeneradores en la costa que ayudarán a mejorar los proyectos.
“Hay un trabajo conjunto entre la industria y el Gobierno para construir el tejido que permita desarrollar los proyectos. Este esfuerzo es clave para conocer los costos reales y, a partir de ellos, definir una retribución que dé seguridad a los inversores”, subrayó Fiestas.
De acuerdo con el cronograma previsto, las empresas adjudicatarias contarán con hasta ocho años para desarrollar sus proyectos, por lo que no es imaginable que antes de ese plazo se vea un parque en operación.
No obstante, existe la posibilidad de que Colombia avance en proyectos piloto, como ocurre en Brasil, tal como comentó el referente de GWEC, aunque consideró que la estrategia nacional apunta a inversiones comerciales y de escala desde el inicio, por lo que no es una alternativa segura.
Pampa Energía, la compañía que preside Marcelo Mindlin, colocó un bono por 450 millones de dólares en el mercado internacional, con un cupón de 7,75% y un rendimiento de 8,125 por ciento.
La empresa recibió ofertas por más de 1.500 millones de dólares, con una demanda que incluyó a importantes fondos de inversión internacionales y que alcanzó un plazo récord de 12 años.
Bono internacional
Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, afirmó: “Esta nueva emisión, con un plazo inédito para una empresa privada Argentina, refleja la confianza de los inversores en la solidez financiera y el plan de crecimiento de Pampa”.
Los fondos obtenidos se destinarán al repago anticipado de la obligación negociable 2026, por un total de 120 millones y que contaba con un cupón del 9,5 por ciento.
Además, esta emisión permitirá financiar el desarrollo de Rincón de Aranda, el proyecto de petróleo no convencional que la compañía está desarrollando en Vaca Muerta, según informaron desde la empresa.
Rincón de Aranda
El bloque, ubicado en el corazón de Vaca Muerta, ya cuenta con seis pads activos y tiene como objetivo de alcanzar los 20.000 barriles diarios hacia fin de año. Hasta el momento, se llegó a un total de 16.000 barriles por día.
Mediante una inversión total prevista de US$ 700 millones en 2025, de los cuales ya se ejecutaron 540 millones, Rincón de Aranda se consolida como el proyecto más ambicioso en la historia de la compañía.
Pluspetrol concretó su primer pad de tres pozos en Bajo del Choique.
La petrolera argentina Pluspetrol está interesada en vender parte de los activos que adquirió a ExxonMobil en 2024. Busca desprenderse puntualmente de tres áreas de Vaca Muerta para enfocar su actividad en La Calera y Bajo del Choique-La Invernada. Así lo confirmaron a EconoJournal distintas fuentes de la industria petrolera que aseguraron que la firma de capitales nacionales comenzó negociaciones para ceder Los Toldos II Oeste, Pampa de las Yeguas y Los Toldos Sur.
La compañía había adquirido en 2024 los activos de ExxonMobil por unos US$ 1700 millones en una operación que reconfiguró el tablero de Vaca Muerta: no solo marcó la salida de una de las mayores petroleras, sino que también elevó la valuación de los activos de la cuenca. A un año de su adquisición, ahora Pluspetrol testea el mercado para captar el interés en tres de sus bloques.
El proceso que ahora inició Pluspetrol se da en un escenario post electoral de optimismo. El triunfo de La Libertad Avanza en distintas provincias fue leído por la empresa como un buen momento para desprenderse de alguno de los activos que había sumado en 2024 para concentrar todos sus esfuerzos en sus dos áreas más competitivas.
Empresas interesadas
Fuentes al tanto del proceso, confirmaron a este medio que al menos tres empresas ya habrían manifestado su interés en adquirir esos activos: se trataría de la brasilera Fluxus y dos petroleras del Permian: Brigham Exploration y Diamond Back Energy.
“Hay mucho interés por parte de empresas internacionales que están intentando hace tiempo desembarcar en Vaca Muerta”, aseguró una fuente de la industria que indicó que esto abriría el juego a petroleras extranjeras con interés en Neuquén.
Otra de las compañías que también resonó como interesada fue la colombiana Geopark que recientemente adquirió a Pluspetrol los bloques Puesto Silva Oeste y Loma Jarillosa Este. Sin embargo, fuentes de la compañía aseguraron a este medio que ahora están “enfocados en desarrollar los activos que acabamos de comprar”.
Días atrás, Pluspetrol anunció la puesta en producción de su primer pad de tres pozos en Bajo del Choique, en donde espera alcanzar los 20.000 barriles diarios para fines de este 2025.
Entre las posibles compradoras una de las que resuena más fuertes es la americana Brigham que el pasado jueves visitó Neuquén para fortalecer esas negociaciones y confirmar sus intenciones de invertir en Neuquén. Ejecutivos de la firma estadounidense participaron de un encuentro junto al gobernador neuquino, Rolando Figueroa, donde le manifestaron su interés en desembarcar en la Cuenca Neuquina.
“Desde hace años mantenemos un intercambio permanente con empresas que operan en Houston para compartir experiencias, conocimientos y promover nuevas oportunidades de inversión porque cada alianza que se consolida significa más desarrollo y crecimiento para Neuquén”, dijo Figueroa durante el encuentro.
La otra petrolera americana que pretende arribar a Vaca Muerta es Diamond Back Energy, una firma independiente con base en Texas y con expertise en los no convencionales de la Cuenca Pérmica.
Los Toldos II Oeste se ubica al norte de Bajo del Choique. Los Toldos Sur y Pampa de las Yeguas, al sur.
Acuerdo con Neuquén
La salida de Pluspetrol de alguna de sus áreas implicará un nuevo acuerdo con la provincia de Neuquén. La venta de ExxonMobil sentó un precedente que revalorizó los activos de Vaca Muerta y cambió algunas reglas de juego: a partir de esa transacción el gobierno de Figueroa delineó nuevas condiciones para aprobar nuevas concesiones en Vaca Muerta. Entre ellas, el ingreso de la estatal GYP en carry, un cambio habilitado tras la negociación de los cambios a Ley de Hidrocarburos en la Ley Bases, junto con un nuevo piso para las regalías que pasaron del 12 al 18%.
En este caso, a poco más de un año de haberse concretado la venta de las áreas de ExxonMobil, la provincia de Neuquén deberá evaluar cuáles vendería Pluspetrol y cuál sería el plan de desarrollo final para esos bloques.
Si bien el acuerdo de venta es una negociación entre privados, Neuquén deberá analizar si hubo o no algún cambio en el plan de desarrollo propuesto en primera instancia por Pluspetrol y cuán favorable resulte el ingreso de una nueva petrolera en base a las regalías estimadas tras la venta de Exxon. Es decir, si el plan resultante implicara mayor producción y/o mayores inversiones, la Provincia no pediría nada a cambio. Por el contrario, si el cambio generara un menor desarrollo del área, podrá exigir a Pluspetrol un monto en compensación por el perjuicio económico generado a la provincia.
INVAP ingresó en la recta final de la negociación con el gobierno de Brasil para la construcción de un reactor multipropósito. El Reactor Multipropósito Brasileiro (RMB) será el corazón de un complejo de investigación y desarrollo nuclear que se ubicará en el Estado de San Pablo y que supondrá un salto en las capacidades del programa nuclear brasileño, además de garantizar la provisión doméstica de radioisótopos médicos. EconoJournal dialogó con ejecutivos de INVAP para conocer los detalles del proyecto que ha diseñado y que ahora negocia plasmar en contratos de construcción.
La principal empresa argentina de proyectos de alta tecnología y la Comisión Nacional de Energía Nuclear de Brasil (CNEN) firmaron en septiembre un memorando de entendimiento (MoU) para avanzar hacia el contrato de ingeniería, provisión y construcción (EPC) del complejo tecnológico que albergará el RMB, incluyendo laboratorios, infraestructura operativa y apoyo logístico.
El gerente del Área Nuclear de INVAP, Felipe Albornoz, explicó que el memorando abre la puerta a las negociaciones definitivas para concretar el proyecto. “Tanto a la CNEN como a nosotros nos sirve para tener conversaciones con otros stakeholders que necesitamos que se involucren también con el proyecto. Por el lado de CNEN son las autoridades regulatorias, es su gobierno, que es la fuente de financiación del proyecto. Nosotros jugamos el rol de nuclear vendor, pero necesitamos también sumar en las conversaciones a quién va a ser la parte de la construcción civil”, dijo Albornoz en conversación con EconoJournal.
El presidente de la CNEN y el gerente general & CEO de INVAP, Darío Giussi.
La CNEN estima que el costo global del proyecto rondará los 500 millones de dólares y demorará unos cinco años de construcción. El nuevo complejo nuclear estará emplazado en Iperó, una localidad ubicada a 100 km de la ciudad de San Pablo, en donde este año ya comenzaron las primeras obras civiles en el sitio. La instalación estará cercana al Centro Industrial Nuclear de ARAMAR (CINA), en donde la Armada brasileña está desarrollando el prototipo del submarino con propulsión nuclear.
RMB, “primo hermano” del RA-10 argentino
El reactor RMB tiene origen en un acuerdo suscrito entre la Argentina y Brasil en 2010 para el desarrollo conjunto de reactores multipropósitos. Es por este motivo que en INVAP definen al proyecto brasileño como un “primo hermano” delRA-10, proyecto que está construyendo para la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) en el complejo nuclear de Ezeiza y que se espera que alcance su primera criticidad a fines de 2026.
Ambos reactores tendrán una potencia de diseño de 30 MW térmicos y un conjunto de capacidades y facilidades añexas similares. Por ejemplo, podrán brindar el servicio de dopaje de silicio, codiciado por la industria electrónica internacional. También servirán para apoyar la investigación y desarrollo de nuevos combustibles nucleares.
“Con el desarrollo de los requerimientos de los distintos tipos de usuarios que cada país va a tener y de elecciones propias, al final la ingeniería no es una réplica de un reactor en el otro. El combustible no es exactamente el mismo. El combustible de RA-10 lo hará la CNEA, con las especificaciones que nuestra comisión de energía atómica es capaz de fabricar. El combustible del RMB lo va a fabricar Brasil. La distribución de las facilidades alrededor del núcleo tampoco es exactamente igual, uno eligió priorizar una cosa sobre la otra, el tipo de ensayos que quería hacer Argentina y Brasil son levemente distintos”, graficó Albornoz.
Esas diferencias se encarnan principalmente en el diseño y la construcción del tanque reflector, el corazón tecnológico en este tipo de reactores. INVAP fabricó el tanque reflector para el RA-10 y quiere fabricarlo también para el RMB. “Es lo que llamamos un equipo propietario. Es parte de nuestras fortalezas y parte de lo que nosotros normalmente vendemos junto con la ingeniería. Es un componente que no muchos talleres en el mundo pueden hacer. De la forma en la que ese tanque está fabricado, está dimensionado y está probado, depende muchísimo la performance del reactor”, explicó.
Modelado del proyecto RMB en Iperó.
Radioisótopos médicos
Brasil busca con el RMB alcanzar el autoabastecimiento en la provisión de radioisótopos destinados a aplicaciones medicinales, principalmente vinculadas con el diagnóstico y tratamiento de enfermedades cancerígenas. “Además del reactor nosotros estamos trabajando en la ingeniería de la planta de producción de radioisótopos. Es una planta muy importante, muy ambiciosa para Brasil”, dijo el principal responsable del área nuclear de INVAP.
El radioisótopo más requerido es el molibdeno 99, que sirve como precursor para el tecnecio 99, el isótopo más utilizado en medicina nuclear para procedimientos de diagnóstico por imagen. Además de suplir este radioisótopo crítico, el reactor RMB también podrá generar Lutecio 177, un radioisótopo que sirve a la vez para diagnóstico y para terapia, de creciente aplicación internacional. “Es un poco la niña bonita de los radiosótopos en medicina nuclear, porque todo el mundo quiere desarrollar esto”, añadió Albornoz.
“La misión de Brasil es conseguir la autosuficiencia en producción de radiosótopos. Tendrá una parte que estará dedicada solo a molibdenos y otra parte importante que será para obtener radiosótopos producidos por captura N-gama. No provienen de la fisión del uranio, sino de la activación de otros materiales. El Lutecio es uno de estos, pero además hay una gama de unos 20 radiosótopos que se producen de manera similar y en los que Brasil quiere incursionar”, dijo.
La firma del memorando precisamente abre la puerta a INVAP a negociar con la CNEA lo relativo a la tecnología de la planta de radioisótopos medicinales. “El know-how tecnológico de cómo extraer molibdeno desde la fisión de una placa de uranio es de CNEA. Nosotros lo que hacemos es el desarrollo de todos los servicios asociados pero la propiedad intelectual del proceso es de CNEA”, explicó.
Brasil como cliente estratégico para INVAP
La empresa radicada en Bariloche, cuyos accionistas son la provincia de Río Negro y la CNEA, está atravesando uno de sus mejores momentos en lo que respecta a proyectos en la división nuclear. El gobierno de Países Bajos dio este año luz verde definitiva al comienzo de construcción del reactor PALLAS, cuyo diseño fue provisto por INVAP. La empresa también está por poner en marcha un reactor de entrenamiento de personal que construyó en Arabia Saudita y que será el primer reactor nuclear de ese país.
En paralelo, la empresa está ejecutando un contrato con Uganda para el estudio de factibilidad y los estudios geotécnicos de un centro de ciencia nuclear y tecnología, que estará ubicado dentro del predio de una universidad y que tendrá el foco puesto en la preparación de recursos humanos. Uganda busca que ese centro eventualmente albergue un reactor multipropósito, de forma tal de poder hacer experimentos e irradiaciones.
Más allá de estos proyectos, en INVAP destacan el carácter estratégico del proyecto RMB. “Brasil es un socio importantísimo para Argentina en temas nucleares. Tenemos una relación muy particular desde hace ya muchos años y que es ejemplar en el mundo. Realizar este tipo de trabajos reafirma ese vínculo estratégico que tenemos. Al igual que Argentina, Brasil tiene un plan nuclear que nosotros estimamos que va a generar más oportunidades de trabajo y más proyectos en el futuro. Creemos que nos posiciona bien, nos afianza como líderes regionales”, concluyó Albornoz.
YPF y Terra Ignis, la empresa provincial de energía, firmaron el acuerdo de cesión de las áreas convencionales que la compañía opera en la Tierra del Fuego.
La firma tuvo lugar en la casa de la provincia con la presencia del gobernador Gustavo Melella, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el presidente de Terra Ignis, Maximiliano Dalessio, entre otras autoridades.
Este acuerdo le da continuidad al Memorando de Entendimiento (MOU) de agosto, ahora mediante la suscripción de los acuerdos definitivos de cesión de los bloques: Lago Fuego, Los Chorrillos, TDF Fracción A, TDF Fracción B, TDF Fracción C, TDF Fracción D y TDF Fracción E, se detalló.
El siguiente paso es la publicación del decreto y la ley provincial aprobando la cesión y los términos del acuerdo.
De esta manera, la compañía avanza con uno de los pilares estratégicos del Plan 4×4 que, mediante un manejo activo de su portfolio y la asignación eficiente de sus recursos, busca transformar a YPF en una empresa de shale de clase mundial, reiteró la petrolera.
Diversos y muy relevantes temas en materia energética han sido planteados por el gobierno en el Proyecto de Ley de Presupuesto 2026 de la Administración Nacional girado al Congreso. Su contenido dará lugar a discusiones seguramente intensas por cuanto varias de ellas implican una revisión de criterios económicos y políticos vigentes desde hace varios años, con respaldo legal del propio Parlamento.
Del análisis del articulado (Anexo 1) se desprenden cuestiones tales como el reconocimiento por parte del gobierno de una Compensación económica a las empresas distribuidoras de electricidad por ingresos tarifarios no percibidos durante la emergencia 2002-2024. Las empresas estiman un monto de 3.000 millones de dólares que el gobierno de Javier Milei considera avalar.
Sería para que las distribuidiras compensen a su vez sus deudas con CAMMESA por la energía que no pagaron (o lo hicieron parcialmente) durante tal emergencia (las dos distribuidoras del AMBA adeudan no menos de 400 millones de dólares), y con el requisito de renunciar a reclamos ante el CIADI.
Otro tema incorporado al proyecto de Presupuesto es el de la revisión del actual esquema de aplicación del Régimen de Zona Fría, que contempla tarifa diferencial a la baja para los usuarios de gas en regiones y zonas diversas del país, no sólo de la región patagónica.
Comprende a usuarios residenciales y entidades sociales. El gobierno propone que las empresas distribuidoras o subdistribuidoras zonales persiban una compensación por la aplicación de tarifas diferenciales.
A continuación se describen éstos y otros artículos del Proyecto de Presupuesto 2026 que deben ser sometidos a la discusión y tratamiento legislativo, previsto para las sesiones extraordinarias a las cuales el gobierno convocará en las próximas semanas.
Artículo 16 (modificado): instituye que el Estado Nacional toma a su cargo las obligaciones de pago derivadas de la aplicación de la Resolución S.E. 58/2024 3, con Nucleoeléctrica Argentina Sociedad Anónima (NASA), Entidad Binacional Yacyretá (EBY) y Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA), en su carácter de acreedores del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), liberando a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) de la totalidad de las obligaciones emergentes del régimen allí previsto con estas compañías.
La cancelación de dichas deudas por parte del Estado Nacional no podrá representar un tratamiento diferencial y más favorable respecto del brindado a los restantes acreedores del MEM que hubieran suscripto los acuerdos individuales en los términos de la referida Resolución.
Artículo 68 (modificado ): prevé, al igual que en el artículo 55 de la Ley 27.701 , Ley de Presupuesto General de la Administración Nacional para el ejercicio 2023 y el DNU 280/24 una eximición de los impuestos sobre los combustibles líquidos y al dióxido de carbono para las importaciones de gasoil y diésel oil destinas al abastecimiento del mercado de generación eléctrica. El cupo se redujo de 3,8 millones de m ³ a 1 millón de metros cúbicos.
Artículo 71 ( nuevo ): sustituye el artículo 3° de la Ley 27.637, del Régimen de Zona Fría. El artículo vigente refiere a los beneficios tarifarios equivalentes al 50 % de los cuadros tarifarios plenos establecidos por el ENARGAS que tienen la Región Patagónica , el Departamento de Malargüe (Mendoza) y la Región de la Puna (regiones incluidas en el inciso a) del artículo 75 de la Ley 25.565 , Ley de Presupuesto General de la Administración Nacional para el ejercicio 2002 , mencionado en el artículo 70 del PLP2026 ), y que se aplican a los usuarios residenciales del servicio de gas natural por redes y gas propano indiluido por redes y todos los usuarios del servicio general P de aquellas localidades abastecidas con gas propano indiluido por redes que se apliquen en el marco de este régimen . El artículo incluido en PLP2026 no incluye que los beneficios sean equivalentes al 50 % de los cuadros tarifarios , sino que dispone que los mismos serán determinados por el Poder Ejecutivo Nacional , por sí o a través de la autoridad de aplicación de la mencionada Ley 27.637 , con las modalidades que considere pertinentes.
Artículo 72 ( nuevo ): deroga los artículos 4°, 5°, 6°, 7° y 8° de la Ley 27.637, del Régimen de Zona Fría. El artículo 4° amplía el beneficio del inciso a) del artículo 75 de la ley 25.565, comentado en el nuevo artículo 70 del PLP2026 , a totalidad de las regiones, provincias, departamentos y localidades incluidas en las subzonas IIIa, IVa, IVb, IVc, IVd, V y VI, anexo I de la ley, de las zonas bio -ambientales utilizadas por ENARGAS, bajo norma IRAM 11603/2012 . Además, dispone que las empresas distribuidoras o subdistribuidoras zonales deberán percibir una compensación por la aplicación de tarifas diferenciales a los consumos de los beneficiarios del régimen.
Establece que la tarifa diferencial para las nuevas zonas será equivalente al 70 % de los cuadros tarifarios plenos establecidos por el ENARGAS , exceptuando a los siguientes usuarios residenciales a los que se les aplicará un cuadro tarifario equivalente al 50 % del cuadro pleno: 1) Titulares de la Asignación Universal por Hijo (AUH) y la Asignación por Embarazo ; 2) Titulares de Pensiones no Contributivas que perciban ingresos OPC mensuales brutos no superiores a cuatro veces el Salario Mínimo Vital y Móvil ; 3) Usuarios y usuarias inscriptas en el Régimen de Monotributo Social ; 4) Jubilados y jubiladas; pensionadas y pensionados; y trabajadores y trabajadoras en relación de dependencia que perciban una remuneración bruta menor o igual a cuatro Salarios Mínimos Vitales y Móviles ; 5) Trabajadores y trabajadoras monotributistas inscriptas en una categoría cuyo ingreso anual mensualizado no supere en cuatro veces el Salario Mínimo Vital y Móvil ; 6) Usuarios y usuarias que perciben seguro de desempleo ; 7)Electrodependientes, beneficiarios y beneficiarias de la ley 27.35 1; 8) Usuarios y usuarias incorporadas en el Régimen Especial de Seguridad Social para Empleados de Casas Particulares de la ley 26.844 ; 9) Exentos en el pago de ABL o tributos locales de igual naturaleza ; y 10) Titulares de Pensión Vitalicia a Veteranos de Guerra del Atlántico Sur.
El artículo 5° indica que los consumos que realicen las entidades de bien público del servicio de gas natural por redes y gas propano indiluido por redes de la totalidad de las regiones incluidas en el régimen tienen el beneficio equivalente al 50 % de los cuadros tarifarios plenos establecidos por el ENARGAS.
El artículo 6° extiende el beneficio del 50 % de los cuadros tarifarios plenos establecidos por el ENARGAS a los consumos que realizan las Asociaciones civiles con ingresos ordinarios anuales menores a la Categoría “G” del Régimen del Monotributo; y los comedores comunitarios con o sin personería jurídica, reconocidos en su jurisdicción provincial o municipal o que estén inscriptos en el Registro Nacional de Comedores y Merenderos Comunitarios de Organizaciones de la Sociedad Civil (RENACOM).
El artículo 7° amplía el beneficio establecido en el punto b) del artículo 75 de la ley 25.565, comentado en el nuevo artículo 70 del PLP2026 , a la totalidad de las regiones, provincias, departamentos y localidades de las subzonas IIIa, IVa, IVb, IVc, IVd, V y VI, anexo I de la ley, de las zonas bio -ambientales utilizadas por e, bajo norma IRAM 11603/2012 , que no estaban incorporadas al régimen vigente.
El artículo 8° otorga la facultad al Poder Ejecutivo Nacional de ampliar los territorios definidos en la ley 25.565 y en esta ley, previa revisión cada dos años y con dictámenes técnicos del Ente Regulador y la Secretaría de Energía , considerando factores climáticos.
Podrán solicitar informes adicionales a otras autoridades locales. El informe final se enviará al Congreso.
Además, dispone que la autoridad de aplicación podrá modificar o exceptuar los criterios de elegibilidad para acceder a un cuadro tarifario reducido (50 %) en casos de vulnerabilidad social. También se habilita al Poder Ejecutivo Nacional a establecer mecanismos para que los usuarios puedan renunciar voluntariamente al beneficio, asegurando que llegue solo a quienes realmente lo necesitan.
Artículo 74 ( nuevo ): establece que la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, en consulta con las jurisdicciones provinciales y sus entes reguladores, determinará las diferencias de ingresos percibidos por las distribuidoras nacionales, provinciales y municipales con motivo de las leyes de emergencia dictadas en materia de tarifas eléctricas, correspondientes a cualquiera de los ejercicios en los que hubiera estado vigente, comparados con los ingresos que les hubieran correspondido de haberse aplicado el correspondiente pliego de concesión.
El crédito determinado a favor de las distribuidoras antes mencionadas se aplicará a la cancelación de las obligaciones que estas tuvieran con CAMMESA, según corresponda, por la compra de energía eléctrica en el MEM, sujeto a que OPC declinen cualquier reclamo judicial o administrativo relacionado con los efectos de las emergencias declaradas.
Este artículo se incorpora a la Ley 11.672, Ley Complementaria Permanente de Presupuesto mediante artículo 77 PLP2026.
La Secretaría de Energía dispuso este lunes una actualización del precio del biodiésel de 6,2%, medida con la que busca garantizar el funcionamiento del mercado de biocombustibles y acompañar a las empresas productoras. Al mismo tiempo, decidió reducir transitoriamente el porcentaje de mezcla obligatoria en gasoil del 7,5% al 7% para morigerar el impacto en el surtidor.
Las medidas fueron dispuestas mediante la Resolución 443 publicada este lunes en el Boletín Oficial, por la cual el precio mínimo para el bioetanol elaborado a base de caña de azúcar se fijó en $918,025 por litro, y el precio mínimo para el bioetanol a base de maíz en $841,394 por litro. En tanto, mediante la Resolución 445, se determinó que el biodiésel destinado a la mezcla obligatoria tiene un precio de adquisición fijado en $1.688.961 por tonelada.
La Secretaría informó que con esta actualización, el Gobierno atiende un reclamo del sector y acompaña a las empresas productoras, entendiendo que el nuevo nivel de precios permite que las plantas que habían detenido su actividad puedan reactivarse.
La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, promueve una nueva ley de biocombustibles
Hacia fines de setiembre, las cámaras de la industria de biodiésel que agrupan a las 25 plantas productoras del país paralizaron la producción para el mercado interno y alertaron que en septiembre habrá escasez del producto que se elabora a base de aceite de soja. Las empresas denunciaron que el Poder Ejecutivo fijó precios de comercialización por debajo de los costos de producción. El atraso rondaba un 6%, por entonces.
Pero al mismo tiempo, ante el fuerte incremento del precio del aceite de soja, insumo clave en la producción de este biocombustible, la Secretaría también dispuso en la misma resolución reducir transitoriamente el porcentaje de mezcla obligatoria en gasoil del 7,5% al 7%, a fin de moderar el impacto en el precio final del combustibley en los costos logísticos de la economía, según expresó.
Biodiésel más caro pero menor corte
La Resolución explicó que “a fin de morigerar el impacto de dicho incremento en el precio del gasoil en boca de surtidor y en el costo logístico de la actividad económica en general, se considera necesario establecer transitoriamente una reducción del porcentaje de mezcla obligatoria de biodiésel en gasoil y diesel oil, hasta tanto se defina un nuevo valor de corte”.
En tal sentido, la resolución entendió que “es pertinente reducir el porcentaje de mezcla obligatorio de biodiésel con el combustible fósil a un 7%, en volumen, medido sobre la cantidad total del producto final. Estas decisiones se adoptan con el objetivo de preservar la estabilidad del mercado, proteger a los consumidores y garantizar previsibilidad al sector productivo».
El artículo 8 de esa Ley estableció que todo combustible líquido clasificado como gasoil o diesel oil –conforme la normativa de calidad de combustibles vigente o la que en el futuro la reemplace– que se comercialice dentro del territorio nacional deberá contener un porcentaje obligatorio de biodiésel de cinco 5% en volumen, medido sobre la cantidad total del producto final.
El mismo artículo facultó a la Autoridad de Aplicación para elevar el referido porcentaje obligatorio cuando lo considere conveniente en función del abastecimiento de la demanda, la balanza comercial, la promoción de inversiones en economías regionales y razones ambientales o técnicas.
Pero también permite reducirlo hasta un porcentaje nominal de 3%, en volumen, cuando el incremento en los precios de los insumos básicos para la elaboración del biodiésel pudiera distorsionar el precio del combustible fósil en el surtidor, o bien ante situaciones de escasez por parte de las empresas elaboradoras autorizadas.
El Gobierno promueve junto a la industria una modificación de la ley 27.640 que regula al sector de los biocombustibles en el país y tiene vigencia hasta 2030. Establece cupos y precios para el biodiésel y el bioetanol (elaborado a base de maíz y de caña de azúcar) que son de adquisición obligatoria para las refinadoras. En el caso del primero se mezcla con el gasoil en un 7,5% y el segundo con las naftas en un 12% (6% para el etanol maicero y 6% para el cañero).
La cadena de valor de Vaca Muerta anticipa que 2026 será el año de la transición hacia los equipos Dual Fuel, un cambio que permitirá desplazar hasta un 70% de combustibles líquidos más caros y contaminantes con gas natural producido en las mismas locaciones. Este proceso forma parte de los esfuerzos de toda la industria por alcanzar eficiencia, innovación, competitividad, y mejorar costos y tiempos de respuesta. La discusión ahora pasa por cómo llevar rápida y masivamente a la práctica estos procesos que forman parte de un cambio de paradigma a lo largo de toda la cadena de valor.
El debate sobre la transición de combustibles se dio en un encuentro especializado coorganizado por la service company Calfrac junto a las tecnólogas Amazon Web Services (AWS), Inisoft Global y las consultoras Trossero & co y Aleph Energy. El panel sobre el Dual Fuel fue el segundo de la jornada y estuvo precedido por un primer bloque dedicado a la Innovación con Datos para Incrementar Eficiencia en Operaciones se analizaron las oportunidades del uso de modelos predictivos, IA generativa y estrategia de datos aplicados a la industria de Oil & Gas.
En el intercambio sobre la construcción del camino de desplazamiento del diesel por gas natural en las operaciones con bombas, máquinas, equipos y transportes fue el eje de un panel de tecnología e innovación, donde los principales referentes de la cadena de valor compartieron sus experiencias. Los cuatro participantes clave fueron: Adrián Martinez, director general para Argentina de Calfrac Well Services; Luis Laziatti, Supplier Development Manager de Tecpetrol; Edward Eichstetter, CEO Eku Power Drives y Nicolás Sánchez, CTO de QM.
Adrián Martinez, de Calfrac, y Luis Laziatti, de Tecpetrol.
Las cifras ofrecidas en el encuentro proyectan una hoja de ruta de eficiencia por pasar de la plataforma 100% diésel a la tecnología Dual Fuel (diesel + gas) y, finalmente, a flotas operando solo con gas, lo que garantiza la optimización, eficiencia y la reducción de costos en toda la cadena de valor. Se estima que, para el escenario de crecimiento de 2026 en Vaca Muerta, una flota que opera exclusivamente con diésel representa un consumo anual de aproximadamente US$ 33 millones, al migrar de tecnología logra reemplazar hasta el 70% del consumo de diésel por gas.
Dual Fuel, más eficiencia y menos costos
Esta sustitución resulta en un costo operativo anual de US$ 16,4 millones de dólares por flota, generando un ahorro proyectado de US$ 17 millones que se traduce en mayor competitividad para la operación diaria. La implementación del Dual Fuel presenta desafíos significativos, como el suministro y tratamiento del gas (gas de pozo o gasoducto virtual), con una curva de aprendizaje que deberá culminar a finales de 2026 con la transición definitiva a flotas 100% a gas. El cierre de esa estrategia permitirá trabajar con un gasto en combutible anual de US$ 6 millones, es decir US$ 27 millones salvados en toda la cadena.
“Estamos preparando nuestros equipos para lo que se viene en la formacióm, en el último año implementamos tecnologías para mejorar la eficiencia, trabajar de forma más segura y cuidar el medio ambiente, y estar al nivel de Vaca Muerta”, afirmó el directivo de Calfrac al explicar las implementaciones tecnológicas que la empresa está realizando en la Argentina. El foco de la compañía estadounidense que domina un cuarto de las operaciones de sericios especiales del no convencial está puesto en la reducción de riesgos operativos y en la recopilación de datos para prevenir fallas.
En ese sentido, Calfrac este año implementó un segundo set de fracturas con un total de 80 fracturadores y un sistema que suspende el funcionamiento del equipo cuando no está operando para la reducción de emisiones y de consumo de combustibles, y construye con QM equipos de dual frac y con su partner tecnológico Eku un nuevo software para poder sumar datos de los equipos y operar eficientemente con bombas de diferentes caballajes, de manera de optimizar su uso y poder operarlos a distancia.
“Además, estamos utilizando sensores de vibración en los equipos para prevenir algún daño mayor y saber cuándo empieza a fallar, y estamos viendo otras tecnologías para agregar más sensores y conseguir más data. Pero el foco para 2026 es tener el doble de equipos con Dual Fuel, y empezar a testear los motores 100% gas porque vemos más lejana la electrificación”, explicó Martínez, al señalar que Vaca Muerta viene recorriendo de manera similar pero mas acelerada las experiencias del Permiam de los Estados Unidos.
Nicolas Sánchez, de QM, y Edward Eichstetter, de Eku Power.
En ese mismo sentido y desde la perspectiva de la operadora, Laziatti destacó “la ventaja que tiene Vaca Muerta es no tener que hacer sombra al reflejo del Permiam y entendedr qué cosas son aspiracioneles o cuáles funciona en tecnologias. “El desafío no es pensar si funcionan esas tecnologias sino cómo funcionaría en nuestra realidad de coyunutura cutural e infraestructura y un montón de aspectos. Esa ventaja importante es la que permite curvas de aprenddizaje de desarrollo shale muy acelerados”.
El gas del pozo al transporte
«De todas esas variables que vemos del Permiam, la clave es estabilizar la calidad del gas que se le da a la bomba para entender que en el componente de performance de fractura esa variable no es una limitante. Apostamos a la instalación de desarrollo de tratamiento de gas para tener una molécula lo más estable todo el año y distribuirla a todos los yacimientos con estaciones de carga industrial para abastecer los jumbos de gas y los camiones de última milla y milla larga vinculados al proceso de fractura», especificó el líder de desarrollo de proveedores de Tecpetrol.
Para Lazitti las operadoras están en un proceso de innovar, mejorar y buscar eficiencias y en aspectos como la fractura de pozos, hay varios frentes abiertos que tiene detrás una cadena de valor en funcionamiento para la búsqueda de resultados como industria. Y en esa dinámica, “Pensar en el Dual Fuel requiere desarrollar la molécula para darle de comer a las bombas, ver el gas menos refinado para las bombas que lo toleran, y si sirven para los motores, sirven para la última milla, y ahi sumamos a la arena en la iniciativa involucrando camiones a GNC que ya vemos en Neuquén, todo con una experiencia que la Argentiana tiene de décadas”.
Por su parte, el CEO de Eku Power Drives, empresa de software y automatización que trabaja en varias locaciones del hemisferio norte como partner de Calfrac, explicó cómo la tecnología se enfoca en hacer más eficientes a los operadores y en extender la vida útil de los equipos, sobre lo cual subrayó que, en mercados maduros, la transición al gas es una condición para la competencia.
«En Estados Unidos vemos que el Dual Fuel es algo normal y si no tenés el desplazamiento del diésel del 80% no se puede competir. Se trata de llegar a niveles mayores y es bien difícil porque se necesitan equipos eléctricos con energía generada a gas con alta eficiencia o con motores y turbinas a gas directo” dijo Eichstteter. El experto precisó que un motor a gas puede durar dos o tres veces más que un equipo a fuel, el mantenimiento ya no es cada 1.000 sino cada 4.000 horas, y se puede tener más potencia disponible con la misma máquina y más horas de trabajo.
El directivo de Eku anticipó un panorama de crecimiento en la automatización de servicios especiales en Vaca Muerta. “Van a suceder cosas que hoy vemos en Estados Unidos -aseguró- y el enfoque en la eficiencia cambiará el juego y convertirá a la región en un exportador de tecnología. Por eso en 2026 nos vamos a instalar como empresa, vamos a tener presencia local formal en la Argentina con un equipo propio, motivados por la oportunidad del mercado y, especialmente, por el potencial increíble del personal argentino a nivel de software, el cual Eku busca integrar”.
Finamente, el CTO de QM como socio local de Calfrac dimensionó el impacto financiero y de performance de la transición, marcando claramente el cronograma y el potencial de ahorro que genera la migración de combustibles: «La decisión en el mercado de Estados Unidos es una transición energética que va a suceder en Vaca Muerta y tiene que pasar el próximo año: pasar de una plataforma diésel, a diésel más gas y el futuro a solamente gas para ser óptimos, eficientes y bajar los costos de toda la operación y cadena de valor”.
Sánchez reseñó que “la tansicion se la ve para el año que viene, el Dual Fuel es el aprendizaje y una vez que madura, la flota 100% gas va a tener preponderancia porque la producion de gas va a ser un comoditie dentro de la locación y van a demostrar un impacto muy grande en la cadena. Pero le podemos dar a Vaca Muerta un segundo golpe con eficiencia, más fracturas con dual frac, simultfrac, fractura continua, arena húmerda, y desafíos ya planteados a 2026/27 para lo cual se está alineando todo para que suceda”.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, ratificó la continuidad del ministro de Energía provincial, Gustavo Medele, en el nuevo gabinete que presentará en diciembre para encarar sus últimos dos años de gestión. Dijo que buscará darle otra “centralidad”, con un mayor protagonismo para las empresas públicas bajo su órbita como Gas y Petróleo (GyP) e Hidenesa, y lo relevará de las áreas de Ambiente, Recursos Naturales y Recursos Hídricos que hoy tiene bajo su órbita.
Esta readecuación de un ministerio clave para Vaca Muerta y la relación con las operadoras que actúan en la provincia apunta, además, a un objetivo de mediano y largo plazo: profundizar el cobro de regalías en especie, algo que ya se empezó a ensayar con las nuevas concesiones de explotación no convencional (Cench) negociadas por Medele y otorgadas por Figueroa.
“Estamos pensando en la apropiación de la renta petrolera, en apropiarnos también de las regalías, pero en administrar la energía porque la energía va a ser clave para el desarrollo de Neuquén”, adelantó el gobernador a Econojournal.
Rolando Figueroa, gobernador de Neuquén.
Apuesta disruptiva
En términos de diseño, la idea que motoriza la gobernación es creativa. Y su ejecución, aun en etapa muy germinal, se presenta como ambiciosa. La provincia es el mayor productor de gas natural y uno de los dos mayores generadores de electricidad. Pero pese a ser el principal pulmón de la oferta energética del país, los hogares, comercios e industrias de Neuquén pagan los mismos precios mayoristas de la electricidad y del gas natural por criterios federales que regulan el Sistema de Interconexión (SADI) y determinan las tarifas eléctricas en todo el país.
La iniciativa que impulsa Figueroa apunta a poner en valor esa condición de ser el mayor proveedor de energía del país y tener acceso al recurso gasífero y al hidroeléctrico.
Gustavo Medele, ministro de Energía de Neuquén.
El cobro en especie de parte de las regalías gasíferas e hidroeléctricas es condición necesaria para edificar la estrategia neuquina, que aguas abajo de esa instancia aspira, por un lado, a potenciar el rol de Gas y Petróleo (GyP), la empresa provincial de hidrocarburos, para que a futuro pueda desempeñarse como trader (comercializador) de energía. Y, por el otro, a robustecer el porfolio de tareas de Hidenesa, viabilizando expansiones por unos 1000 kilómetros (Km) de las redes de distribución de gas, y también de Epen, la empresa estatal de electricidad.
Trader de energía
Fuentes provinciales indicaron que, en el nuevo esquema que diseña la gobernación, GyP, una vehículo societario que Figueroa apunta a reposicionar dinamizando su estructura operativa, que hasta ahora estuvo limitada a ser un socio minoritario no capitalista (en carry) de concesionarios privados de Vaca Muerta, se encargaría de comercializar el gas natural que la provincia reciba en especie (regalía) de parte de las empresas productoras.
El objetivo es robustecer el porfolio de tareas de la empresa provincial Hidrocarburos del Neuquén (Hidenesa)
Con ese gas se garantizaría, en primer término, el acceso al recurso hidrocarbuífero para ampliar la redes de distribución de Hidenesa, que en el tiempo permitiría también reemplazar el consumo de Gas Licuado de Petróleo (GLP) que hoy se utiliza para cubrir la demanda en varias localidades del interior neuquino. Ese propano y butano (GLP) es mucho más caro que el gas natural (metano), por lo que su consumo debe ser subsidiado por el Estado provincial.
Nueva regulación para ampliar redes
A nivel nacional el Ente Regulador del Gas (Enargas) trabaja en una nueva regulación para incentivar y viabilizar, por primera vez en 20 años, la ampliación de las redes existentes de gas natural.
El Ministerio de Energía de Neuquén está al tanto de la normativa que prepara el organismo que dirige Carlos Casares. “Hay que agilizar los trámites burocráticos para aprobar obras de ampliación en las redes de gas. En las últimas décadas no se logró expandirlas por falta del recurso (porque la producción de gas natural era declinante) y porque las tarifas estaban atrasadas o directamente congeladas. Pero hoy esos dos elementos son parte del pasado: sobra gas natural la mayor parte del año y las tarifas son las que deben ser”, explicaron a EconoJournal allegados al Enargas. “Tenemos que lograr que las distribuidoras o subdistribuidoras (como Hidenesa) tengan las condiciones regulatorias y económicas para invertir”, agregaron.
Hacia adelante, la idea de Figueroa es que GyP pueda convertirse en un trader que contribuya a favorecer la radicación de industrias y complejos productivos a partir del suministro de gas y electricidad a precios preferenciales.
Regalías en especie
Figueroa lo puso en estos términos: “Nosotros vamos a un horizonte tanto con las represas hidroeléctricas, como con el gas y el petróleo, donde queremos comenzar en algún momento a cobrar en especie todo. Queremos nosotros ser los jefes de cómo vamos a cobrar eso y poder promocionar algunas actividades dentro de la provincia”, planteó. Y dio como ejemplo el turismo, con determinados cupos de consumo para hoteles, y algunas industrias como los frigoríficos.
“Cuando pegamos estos saltos de regalías (que se cobran sobre la producción, que aumentó fuertemente en los últimos años), nosotros tenemos que ir ya a hacer la infraestructura. Pero una vez que cubramos la infraestructura, eso lo tenemos que cobrar en especie para nosotros apropiarnos y comenzar a trabajar como una empresa, en este caso GyP, para comprar y vender”, afirmó.
El objetivo de Figueroa es que GyP pueda convertirse en un trader que contribuya a favorecer la radicación de industrias y complejos productivos a partir del suministro de gas y electricidad
El mandatario neuquino ratificó que Hidenesa “va a cumplir otros roles”. “Ya está haciendo gasoductos y distribución en algunos lugares donde no lo hace Camuzzi”, apuntó Figueroa y dijo que “tiene que ser mucho más profesional, tiene que financiar las obras, tiene que cobrarlas” y también “disputar de otra manera el gas de GyP, cómo lo comercializamos con Hidenesa”.
“Hidenesa ya está haciendo gasoductos y distribución en algunos lugares donde no lo hace Camuzzi”, apuntó Figueroa.
Más fondos
La estatal Hidenesa ya empezó un paulatino cambio de perfil desde que se inició la gestión de Figueroa, en 2023.
En diciembre de 2024, recibió un aporte de capital del gobierno provincial de más de 19.000 millones de pesos para el tendido de redes de gasoductos de unos 34 kilómetros para abastecer pueblos del norte de Neuquén como La Ovejas, Los Miches, Guañacos, Los Carrizos y los parajes Lileo y Cayanta. La obra busca beneficiar a unos 1.445 usuarios de esa región del territorio que no tenían acceso al servicio de gas natural. Un tramo ya se inauguró previo al invierno y el último estaría listo a fin de año. En Los Miches y Las Ovejas había plantas de GLP que ahora serán trasladar para reutilizar parte de la infraestructura en Moquehue y Villa La Angostura.
El objetivo de la gobernación provincial es profundizar el cobro de regalías en especie
En Moquehue, que forma parte del municipio de Villa Pehuenia, una ciudad turística del centro de la provincia, Hidenesa apunta a construir una nueva planta de GLP para abastecer con una red domiciliaria de unos 12.000 metros a 500 usuarios. El gobierno capitalizó nuevamente a la empresa estatal, nuevamente, el mes pasado con un aporte de 4.700 millones de pesos.
En Villa La Angostura, la infraestructura de GLP se reutilizaría para generación de energía eléctrica, se informó sobre el plan.
En Moquehue Hidenesa apunta a construir una nueva planta de GLP.
Un “valorazo” que asumió por el bronce
Como parte de los cambios en el gabinete que formalizará en diciembre, Figueroa reveló que llevará la secretaría de Ambiente y Recursos Naturales al ministerio de Turismo, así como la subsecretaría de Recursos Hídricos. Hoy todas dependen del ministerio de Energía que, con estas modificaciones, quedaría centralizado con la subsecretaría de Energía e Hidrocarburos más las empresas provinciales como GyP, Hidenesa y Cormine.
Sobre la continuidad de Medele, el gobernador no planteó ninguna duda. Lo definió como un “valorazo” que eligió asumir “por el bronce” un cargo público por primera vez. “¿Cómo podés tener un tipo de un millón de dólares al año en Estados Unidos trabajando acá por el sándwich y la Coca? Tenemos esa suerte”, dijo Figueroa.
Defensa a la suba de regalías
Figueroa volvió a defender las modificaciones a la Ley de Hidrocarburos que negoció como parte del paquete de la Ley Bases porque le permitió a la provincia negociar las nuevas concesiones con un piso más alto de regalías y porque reeditó una suerte de “carry” para GyP, al habilitar su asociación con las operadoras.
“Algunos salieron a decir ‘van a bajar las regalías porque las dejan variables, etcétera’. Todo lo contrario. Nosotros ya con YPF, con GeoPark, con todos estamos en el 15%. ¿Cómo hicimos? Vamos con las regalías al 15, pero te vamos a cobrar el 12. Y esa diferencia de tres puntos me la tenés que pagar en obras de infraestructura”, dijo Figueroa, quien sostuvo que la provincia, en esta nueva etapa de Cench “va por más apropiación de la renta petrolera”.
El Gobierno busca inversores nacionales e internacionales, para mejorar la economía y el ingreso fiscal. Prometen “agilidad y transparencia”. Dónde están.
El Gobierno de Mendoza, a través del Ministerio de Energía y Ambiente, anunció el lanzamiento de una nueva y estratégica licitación hidrocarburífera que pone a disposición del mercado cinco áreas de explotación de petróleo y gas. La iniciativa tiene como principal objetivo “fomentar la inversión privada nacional e internacional, ampliar significativamente la producción local de hidrocarburos y, en consecuencia, fortalecer el desarrollo energético de la provincia, un pilar clave de su economía”, explican los comunicados oficiales.
La ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, destacó la continuidad en la política de apertura a nuevos capitales. “Ya lanzamos a licitación doce nuevas áreas de exploración, y ahora salen al mercado estas cinco áreas de explotación. De esta manera, buscamos que Mendoza tenga constantemente oportunidades de inversión”, afirmó la funcionaria. Además, subrayó que este llamado cumple con el compromiso expresado por el gobernador Alfredo Cornejo durante la apertura de la Asamblea Legislativa del pasado 1° de mayo.
Las zonas con petróleo a licitar
Las cinco áreas incluidas en la convocatoria, todas con antecedentes productivos comprobados, son: Atamisqui (ubicada en la Cuenca Cuyana), El Manzano (en la Cuenca Neuquina), Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana (Cuenca Neuquina), Puesto Molina Norte (Cuenca Neuquina) y Puntilla del Huincán (Cuenca Neuquina).
Su localización en zonas estratégicas con infraestructura existente permite optimizar los procesos productivos y es un factor clave para favorecer la reactivación de campos maduros, maximizando el potencial de recursos convencionales.
Es importante señalar que dos de estas áreas, Atamisqui y El Manzano, registran producción de hidrocarburos en la actualidad. Esta característica distintiva -se entusiasman en la Casa de Gobierno- permite a los futuros adjudicatarios aprovechar la infraestructura ya instalada y asegurar una continuidad operativa inmediata en campos que no solo tienen un historial de producción sino también reservas comprobadas”.
“Este enfoque reduce el riesgo inicial y potencia la eficiencia de la inversión”, dicen los funcionarios del área.
El nuevo llamado se enmarca en el modelo de licitación continua implementado por Mendoza. “Este esquema -aseguran- permite una actualización constante de las áreas disponibles y la convocatoria de inversiones de manera ágil y permanente, eliminando la dependencia de ciclos anuales o de convocatorias aisladas. Se trata de un sistema que ha sido reconocido por otras jurisdicciones del país por sus virtudes en materia de gobernanza”.
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Latorre suele destacar que el modelo de licitación “ágil y transparente de Mendoza” promueve “la competencia y la igualdad de oportunidades entre los oferentes, a la vez que reduce los tiempos administrativos que suelen ralentizar los procesos de inversión. Una de sus metas es fomentar la reinversión de empresas que ya tienen operaciones en la provincia, generando un círculo virtuoso de crecimiento”.
Un informe oficial pone de relieve que entre las principales ventajas del modelo licitatorio se encuentran la simplificación de los procesos para la presentación y evaluación de las ofertas técnicas y económicas, y una significativa estabilidad normativa y previsibilidad fiscal para quienes resulten adjudicatarios.
Además, se han eliminado cargas extraordinarias y condiciones onerosas que en el pasado limitaban la participación del capital privado. El sistema también garantiza la integración ambiental y técnica desde la fase de evaluación, promoviendo estándares modernos de control y sostenibilidad.
Lucas Erio, director de Hidrocarburos de la Provincia, explicó a su turno el impacto económico de esta política: “El esquema continuo y flexible de licitación atrae capitales nacionales e internacionales, genera empleo calificado y aumenta la recaudación provincial por regalías, sin comprometer la sostenibilidad ambiental”. El enfoque busca maximizar el beneficio para Mendoza sin descuidar los estándares de gestión ambiental.
El procedimiento de la licitación establece un plazo de concesión de 25 años, en cumplimiento con el artículo 35 de la Ley Nacional 17.319. En cuanto a las condiciones económicas, se exige un pago inicial equivalente al 0,5% de la producción acumulada proyectada (Np) para los primeros diez años de operación, el cual podrá ser abonado en cuotas durante ese mismo período.
Petróleo y pasivos ambientales
Un punto crucial para garantizar la transparencia y la responsabilidad ambiental es el tratamiento de los pasivos preexistentes. Los pasivos ambientales identificados previamente por la Dirección de Gestión y Fiscalización Ambiental serán asumidos por las empresas originalmente responsables, conforme a los informes técnicos y dictámenes legales incorporados en el expediente de cada área.
Para participar, el valor del pliego ha sido fijado en 15.000 dólares, monto pagadero en pesos al tipo de cambio vendedor del Banco Nación. Los interesados pueden adquirir el pliego en la Dirección de Hidrocarburos de la provincia.
La Comisión de Adjudicación, encargada de la evaluación objetiva y transparente de las ofertas técnicas y económicas, está integrada por los siguientes funcionarios: el subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini; el director de Hidrocarburos, Lucas Erio; el director de Gestión y Fiscalización Ambiental, Leonardo Fernández, y el director de Regalías, Jorge Domínguez. Este equipo asegura que el proceso se desarrolle en estricto alineamiento con la legislación provincial y nacional vigente.
Fuentes de la Secretaría de Energía plantearon que la Argentina en la actualidad no tiene problemas de infraestructura para evacuar la producción creciente de petróleo, a diferencia de lo que ocurre con el shale gas donde los gasoductos trabajan al límite de su capacidad.
La saturación de las posibilidades de evacuación no se reproducen en el caso del petróleo, al que las principales operadoras de Vaca Muerta están orientando su inversión inmediata, ya que “existen oleoductos a Bahía Blanca y a Chile que pueden aguantar 250.000 barriles adicionales de transporte”, explicaron desde la Secretaría.
Bajo este contexto, en el gobierno nacional confían en que “Argentina no tendrá problema de infraestructura por los próximos dos años para facilitar las exportaciones” de crudo que desde 2020 ya programan las principales operadoras.
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“Exportamos petróleo todos los meses porque somos excedentarios en el tipo de crudo denominado Escalante y lo mismo va a ocurrir con el petróleo de Vaca Muerta”, remarcaron.
En lo que respecta al oleoducto trasandino, el tramo argentino es propiedad de YPF y esta “en buenas condiciones”, mientras que del lado chileno es propiedad de Enap y requiere trabajos de recuperación.
“No es mucha la inversión que hace falta, con lo cual va a estar refaccionado para abastecer una refinería que tienen vinculada y que está prácticamente sin operación por la falta de crudo argentino como para exportar de Chile a a través de los puertos del Pacífico”, dijeron las mismas fuentes.
Presupuesto 2026, obras de infraestructura y la reducción de retenciones a los hidrocarburos convencionales se consolidaron como los temas centrales del encuentro de Torres con el nuevo ministro del Interior de la Nación y con el flamante jefe de Gabinete, en Buenos Aires. “Dejamos en claro que nuestro principal objetivo es seguir defendiendo los recursos e intereses de los chubutenses”, expresó el gobernador.
Tal como había anticipado La Opinión Austral, el gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, se reunió este viernes en Buenos Aires con el nuevo ministro del Interior de la Nación, Diego Santilli, y con el flamante jefe de Gabinete de Ministros, Manuel Adorni.
En el encuentro -desarrollado esta tarde en la Casa Rosada– se evaluó el proyecto de Presupuesto para el próximo año, la ejecución de infraestructura prioritaria y el compromiso para eliminar el esquema de retenciones aplicadas a los hidrocarburos convencionales, ratificado por parte de los funcionarios de cartera ante el titular del Ejecutivo.
En diálogo con la prensa, Torres aseguró que “el acuerdo en el que veníamos trabajando para bajar las retenciones a los hidrocarburos sigue en pie, de hecho estamos a poco tiempo de terminar la redacción y que finalmente se firme el decreto, lo cual va a ser muy positivo no solamente para nuestra provincia, sino para la Argentina”.
Y destacó que el balance de la reunión fue positivo, “principalmente por la vocación de diálogo respecto de cuestiones que son importantes para el país, donde la voz de los gobernadores es vinculante”.
En cuanto a la eliminación de las retenciones al petróleo, mencionó que será “un paso clave para exportar más, generar empleo, fortalecer la producción en la Cuenca del Golfo San Jorge y garantizar el sostenimiento de uno de los principales sectores económicos de la provincia”, puntualizando que “estamos convencidos que es el camino para generar nuevas inversiones que mantengan la actividad y sostengan los puestos de trabajo”.
Presupuesto y reforma laboral
Sobre el Presupuesto 2026, el titular del Ejecutivo planteó la necesidad de que “el país cuente con un presupuesto, el cual buscamos que sea de carácter federal y que le quite el pie de encima a la producción y al trabajo” señaló, sumando a ello que “por nuestra parte, hicimos distintas propuestas, entre ellas la eliminación de algunas asignaciones específicas”.
Torres apeló al “compromiso de todos nuestros legisladores” e instó a “unificar posiciones y salir en defensa de los recursos chubutenses”.
En relación a la reforma laboral que el Gobierno Nacional busca impulsar en el Congreso, advirtió “es necesaria una reforma en un país donde el 50% del empleo no está registrado, porque esto impacta no solo en la informalidad, sino también en uno de los sectores más vulnerables que es el de los jubilados, porque la caja se está desfinanciando” y sostuvo que “esperamos la redacción de la norma para poder analizarla”.
Por otra parte, remarcó que, durante el encuentro mantenido con Santilli y Adorni “dejamos en claro que nuestro principal objetivo es seguir defendiendo los recursos e intereses de los chubutenses y que no nos temblará la mano en gestionar lo que corresponda ante Nación”.
Indicó que en la gestión provincial “no nos hacemos los distraídos con temas que algunos podrían considerar inconvenientes; nosotros vamos de frente, nos plantamos ante quien tengamos que plantarnos y no nos dejamos pisotear la cabeza como se hizo durante muchísimos años en esta provincia”.
La compañía estadounidense se quedó con el proyecto de GNL en Mozambique y los activos en la Cuenca Pérmica de la petrolera independiente.
Chevron anunció la compra de Andarko Petroleum por u$s 33.000 millones y, de esta manera, se convirtió en la tercera compañía más importante del mundo dentro del rubro. La operación, que se realizará en parte en cash y otra parte con intercambio de acciones, es la más importante en la industria petrolera en los últimos cuatro años.
Con la adquisición de Anadarko, la compañía logró duplicar su posición en la Cuenca Pérmica, ubicada entre Texas y Nuevo México, además de conseguir una participación en un desarrollo masivo de gas natural licuado en Mozambique. En caso de concretar este último, se convertiría en el primer proyecto operativo en territorio mozambiqueño, aunque para lograrlo debe vencer en la carrera al desarrollo de su rival Exxon.
Según consignó Reuters, la operación valuó las acciones de la petrolera independiente en u$s 65, una prima del 39% teniendo en cuenta su cotización al cierre de la jornada del jueves. Para llevar a cabo la compra, Chevron emitirá 200 millones de acciones, pagará u$s 8000 millones en efectivo y asumirá u$s 15.000 millones de deuda de Anadarko; todo esto le da un valor a la compañía de u$s 50.000 millones.
A través de dos resoluciones, el Gobierno las autorizó a realizar tareas de búsqueda de hidrocarburos en dos bloques de 8341 y 7860 kilómetros cuadrados, respectivamente. Será en zonas de aguas someras desde los 200 a los 2500 metros de profundidad.
El Gobierno otorgó este jueves los permisos para realizar exploración offshore a Shell y Qatar Petroleum (QP), las dos empresas que ganaron el concurso público internacional en mayo pasado para realizar tareas de búsqueda de hidrocarburos costas afuera.
A través de dos resoluciones, la Secretaría de Gobierno de Energía les asignó los bloques denominados CAN_107 y CAN_109. Se trata de dos áreas de explotación de frontera, que se encuentran en el borde de la plataforma continental, de 8341 y 7860 kilómetros cuadrados respectivamente, y se extienden en zonas de aguas someras y profundas desde los 200 a los 2500 metros de profundidad.
En la Argentina, vale recordar, no hubo en los últimos 20 años inversiones petroleras importantes en las cuencas de la plataforma continental, argumentaron desde la Secretaría de Energía.
Los permisos, que tendrán una duración de 8 años (divididos en dos períodos de cuatro), podrán prorrogarse por otros cinco “en caso que los permisionarios de exploración hubieran cumplido con la inversión y con las restantes obligaciones a su cargo”, según se desprende del texto de la resolución.
Durante el primer período de exploración las empresas deberán realizar 11.825 unidades de trabajo comprometidas en su oferta en el área CAN_109; y 1698 en el área CAN_107. Además tendrán el derecho de obtener una concesión de explotación de los hidrocarburos que descubran dentro del perímetro establecido, y los titulares de la concesión tendrán la libre disponibilidad de los hidrocarburos producidos en esa área.
Áreas para explorar
La Argentina tiene más de 6.000.000 de kilómetros cuadrados dentro de su plataforma submarina, después de que, en 2017, un comité científico de la Organización de las Naciones Unidas (ONU) aprobara el reclamo argentino de ampliación en 1,8 millones km2 a los 4,2 millones km2 entonces existentes.
Esto significa que los poco más de 200.000 km2 que se licitaron para explorar eran algo más del 3% del total de la plataforma marítima.
Las áreas aptas para exploración offshore
La información sísmica previa, que suscitó el interés de las petroleras, fue trabajada por las empresas Searcher Seismic, de Australia, y Spectrum, del Reino Unido.
Las tres cuencas en cuestión están en pleno Océano Atlántico. La Cuenca Argentina Norte se ubica frente a las costas de la provincia de Buenos Aires (se extiende hasta el Límite Lateral Marítimo entre la Argentina y el Uruguay) y Río Negro, en buena parte, dentro de la Zona Económica Exclusiva, y otro par dentro del Límite de la Plataforma Continental. Se tratarán de operaciones en aguas ultra profundas, ya que las profundidades serán de hasta 4000 metros.
En la Cuenca Austral, ya hay actividades off shore, principalmente, encabezadas por la francesa Total (con su subsidiaria Total Austral y asociada a la alemana Wintershall DEA), con proyectos como el de Vega Pléyade y Carina-Fénix. Allí, habrá operaciones en aguas someras, ya que las profundidades no alcanzan los 100 metros.
Con una convocatoria que superó las expectativas, más de 120 jóvenes empresarios, emprendedores y representantes de pymes del NOA participaron del encuentro “Conectando con la Minería: Construyendo el futuro de la minería desde hoy”, realizado en el auditorio de COPAIPA.
La jornada tuvo como objetivo acercar al sector joven empresarial a las oportunidades que ofrece el desarrollo minero en Salta, fortalecer la articulación público–privada y promover una participación más activa en la cadena de valor de la industria.
El encuentro fue organizado por la Secretaría de Minería y Energía de Salta, la Comisión de Minería de UNAJE Salta, el Consejo Federal de Inversiones (CFI) y la Comisión de Minería de COPAIPA.
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Durante el encuentro se trabajó sobre tres ejes centrales. En primer lugar, se presentó el Registro Provincial de Proveedores Mineros, donde se detallaron los requisitos y procedimientos para que las empresas locales puedan integrarse de manera formal y digitalizada a la cadena de valor del sector.
Luego, el Consejo Federal de Inversiones (CFI) expuso las herramientas de financiamiento disponibles, incluyendo líneas de crédito y programas de fortalecimiento para proyectos productivos y de servicios. Finalmente, se desarrolló un espacio de networking, coordinado por Celina Caro y Claudia Herrera, que permitió a los jóvenes empresarios generar nuevos vínculos, intercambiar experiencias y establecer contactos estratégicos.
“El sector minero ofrece una gran oportunidad con proyectos activos y futuros. Formalizarse en los registros públicos de proveedores es clave para incluirse en la industria”, destacó Leonardo Walpa, director general de Asuntos Legales y Técnicos de la Secretaría de Minería y Energía.
En el mercado se especula que tras las empresas y las provincias, Nación también podría salir a colocar bonos cuando considere un nivel adecuado de tasa.
Las elecciones y los cambios en el Gabinete tuvieron su dosis fuerte de sorpresa. Lo que no sorprendió fue la reacción de los mercados que subieron y lograron récord histórico. La mejor muestra fue el riesgo país que bajó y dejó a la Argentina en las gateras de una futura colocación de bonos.
El dólar, que provocó más de un dolor de cabeza al equipo económico, parece estar en una calma inédita. El presidente Javier Milei había dicho que el peso se iba a apreciar, algo que no pasó en los últimos meses. Sin embargo, con la devaluación mensual de 1% y una inflación cercana al 2%, el peso se aprecia si el dólar no tiene movimiento.
La consultora Empiria en su último informe dice que, despejado el riesgo electoral, este escenario ofrece una oportunidad para corregir los desequilibrios económicos y políticos del esquema vigente.
¿Qué desequilibrios? En el plano económico, un esquema cambiario que no parece adecuado para acumular reservas (y así bajar el riesgo país para renovar los vencimientos de deuda) y atraer inversión para recobrar el crecimiento perdido.
El régimen de banda formalmente vigente desde abril mutó en la práctica a uno de crawl como el que existía hasta marzo: el piso ya es irrelevante y la paridad oficial oscila próxima al techo nominal, que se mueve al 1% mensual y continuará bajando en términos reales mientras la inflación se mantenga en torno al 2%.
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En el plano político, la duplicación del músculo parlamentario oficialista (1/3 de Diputados y 1/4 de Senadores) no será suficiente para aprobar reformas estructurales (consolidación fiscal por presupuesto, laboral, impositiva y federal) que mejoren la competitividad sin exigir todo el trabajo a la paridad cambiaria, aunque la victoria electoral actúa como centro de gravedad para atraer legisladores y gobernadores de otros signos políticos para llevar a la práctica las reformas del Pacto de Mayo.
Pero más allá del pedido del Fondo Monetario Internacional (FMI) y de la opinión de analistas y economistas, el Gobierno no dio indicios de que va a comprar dólares.
En el mercado, en cambio, especulan que tal vez el momento para incrementar las reservas sea a partir de un proceso vinculado a una baja mayor del riesgo país. El Gobierno y las empresas están esperando que eso suceda. Cuando pase, más empresas saldrán a emitir Obligaciones Negociables (ON). Luego, las provincias tratarán de salir a los mercados. El Gobierno nacional no se piensa quedar atrás y también va a emitir deuda cuando considere un nivel adecuado de tasa.
A la hora de ganar mercados y mejorar la balanza exterior, todas las expectativas están puestas en el flamante Canciller. Es que Pablo Quirno no es un diplomático de carrera, pero sí un economista que tendrá como misión, entre otras cosas, que la Argentina incremente sus ventas externas con diferentes acuerdos comerciales.
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La otra pata que busca el Gobierno son las inversiones directas. El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) seguirá tratando de ser un imán para sectores como la minería. Vaca Muerta tiene su propia dinámica y las futuras privatizaciones también figuran dentro del esquema de la llegada de dólares frescos.
En este contexto, hay una empresa que mostró interés por una privatización en particular: el Belgrano Cargas. La empresa interesada se llama Grupo México, que opera el ferrocarril más grande de México, el más grande de Florida en Estados Unidos y también en ese país están por abrir una línea férrea en Texas. El socio de Grupo México es Union Pacific, el ferrocarril de carga más grande del mundo. La inversión que promete es tentadora: US$ 3.000 millones.
El desafío para la Argentina no es menor. A la hora de atraer inversiones, el país no sólo tiene la competencia de países similares, se le suma la desconfianza que tienen los empresarios sobre la economía mundial.
La producción alcanzó los 170.000 barriles diarios y llegó a 190.000 en octubre. La empresa atribuyó el resultado a mejoras operativas y a la expansión del shale.
La petrolera YPF logró aumentar un 21% sus ganancias en el tercer trimestre del año, al alcanzar los 1.357 millones de dólares.Ese fue el resultado de su EBITDA (ganancias antes de impuestos, intereses y amortizaciones).
La fuerte mejora fue impulsando el aumento en la producción de shale oil y la reducción de casi 30% en los costos de extracción.
De esta forma, YPF cerró el tercer trimestre de 2025 con resultados operativos y financieros en alza, impulsados por el crecimiento de la producción no convencional en Vaca Muerta, la mejora en la eficiencia de sus operaciones y la continuidad del Plan 4×4, la estrategia integral para el desarrollo del shale y de los grandes proyectos de infraestructura energética.
Llegó a una producción de 170 mil barriles diarios, lo que significó un incremento interanual del 43%, incluso luego de la venta del 49% de la participación en el bloque Aguada del Chañar.
En octubre, la producción continuó creciendo hasta alcanzar los 190.000 barriles diarios, cifra que permitió cumplir de manera anticipada la meta inicialmente prevista para fin de año.
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La empresa destacó que el shale oil ya representa el 70% de la producción total de petróleo, lo que compensó la salida progresiva de los campos maduros.
“Esta estrategia, que combina el aumento de la producción shale y la salida de los campos maduros, permitió mejorar los costos y el EBITDA en aproximadamente 1.300 millones de dólares anuales respecto de hace dos años”, señaló la compañía.
Durante el trimestre, YPF marcó hitos operativos dentro de su programa de desarrollos no convencionales. La empresa completó el pozo más largo perforado hasta la fecha en Vaca Muerta, con una longitud total de 8.200 metros. Además, a comienzos de octubre, perforó un pozo de casi 6.000 metros en solo 11 días, lo que refleja un incremento en la velocidad de ejecución y en la adopción de procesos de automatización y estandarización.
Las inversiones totales del trimestre ascendieron a USD 1.017 millones, de los cuales el 70% se destinó a proyectos shale.
El gobierno provincial y el sector minero apuestan a reactivar la producción de arenas silíceas para el fracking ante el crecimiento proyectado de Vaca Muerta en 2026. Tras la caída de la demanda y el cierre de plantas locales, las canteras rionegrinas se preparan para volver a abastecer el boom energético.
El impacto de las decisiones empresariales y la caída de la demanda
Durante los años de mayor actividad, las arenas extraídas en Río Negro representaron cerca del 40% del agente sostén utilizado en los pozos de Vaca Muerta. Sin embargo, la decisión de YPF de priorizar el uso de material proveniente de Entre Ríos —por su mayor durabilidad en el proceso de fractura hidráulica— golpeó fuertemente al sector provincial.
A ello se sumó la crisis financiera de NRG, la empresa con base en Allen que fue clave en la cadena de suministro, y la reciente decisión de Vista Energy de trasladar su planta Aluvional desde General Enrique Godoy (Regina) a Neuquén. Ese cambio, argumentaron, busca optimizar la logística y mejorar la eficiencia en el abastecimiento de arenas a los yacimientos.
Producción y logística: el potencial que mantiene viva la expectativa
Pese a los retrocesos, en el área de Minería de Río Negro aseguran que existen canteras listas para retomar la producción cuando el mercado lo demande. El secretario de Minería, Joaquín Aberastain Oro, remarcó que las arenas locales “cumplen con las normas ISO y API, y tienen todas las características necesarias para su uso en fracking”.
Según explicó, el crecimiento de Vaca Muerta y la puesta en marcha de obras estratégicas como el Oleoducto Vaca Muerta Sur o los futuros gasoductos de exportación de GNL en la costa rionegrina harán que la demanda de arenas vuelva a dispararse en los próximos años. “La logística jugará a favor de nuestras arenas, que están más cerca de los pozos y de las rutas de transporte”, aseguró el funcionario.
Una demanda técnica y sostenida en cada pozo de shale
La magnitud de las necesidades que genera la fractura hidráulica es significativa: cada etapa de fractura puede requerir unas 300 toneladas de arena, y un pozo promedio tiene entre 45 y 50 etapas. En total, eso equivale a entre 10.000 y 15.000 toneladas por pozo.
Por eso, los actores del sector anticipan que la expansión prevista para 2026 —cuando comiencen a operar nuevas infraestructuras de transporte y exportación— abrirá un nuevo ciclo de demanda que requerirá sumar proveedores de distintas provincias.
El desafío: diversificar el origen y mejorar la logística
Aberastain Oro destacó que, ante el salto productivo proyectado, será necesario “blendear las arenas”, combinando materiales de diferentes orígenes para satisfacer la demanda y optimizar la logística. “Río Negro, Chubut y Entre Ríos tendrán que aportar sus recursos; no habrá espacio para elegir una sola procedencia”, afirmó.
En ese contexto, el funcionario sostuvo que Río Negro “seguirá siendo uno de los líderes en producción”, convencido de que la cercanía geográfica y la infraestructura minera instalada permitirán una rápida reactivación cuando Vaca Muerta alcance su próxima fase de expansión.
Asia ha sido un impulsor de la demanda mundial de gas natural licuado durante muchos años. Los países de rápido crecimiento consumen energía a un ritmo mayor.
Sin embargo, este año se ha visto este cambio. La demanda de GNL en Asia se está debilitando. Pero la demanda europea de GNL está creciendo significativamente. Más que compensar las debilidades de Asia. Esto a pesar de los planes para reducir el consumo total de hidrocarburos.
Las importaciones de GNL a Asia el mes pasado ascendieron a 22,84 millones de toneladas, según datos de Kpler. referirse a Como muestra Clyde Russell de Reuters, esta cifra es ligeramente superior a la de septiembre. Pero es notablemente inferior a octubre de 2024. Importó 24,39 millones de toneladas en los primeros diez meses del año.
Las importaciones asiáticas de gas licuado cayeron más de 14 millones de toneladas por año a 225,8 millones de toneladas. Russell sugiere que China es uno de los impulsores de esta tendencia. Las reservas para importaciones interanuales de GNL han disminuido todos los meses desde noviembre de 2024.
Mientras tanto, los importadores asiáticos de energía frenan las compras de gas licuado. Los compradores europeos están aumentando sus pedidos, según muestran los datos de Kpler, en los primeros 10 meses del año. Europa importó 101,38 millones de toneladas de combustible, 16,75 millones de toneladas más de lo que importó Europa el año pasado, a pesar de que los líderes de la UE se jactaban de recortes permanentes en el uso de gas natural del bloque. No sólo de Rusia, sino en general.
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Es este aumento en las compras de GNL en Europa lo que podría afectar la demanda del combustible ultrafrío en Asia. Aunque está creciendo más rápido que Europa en su conjunto. Pero las economías asiáticas son más sensibles al precio de las importaciones de energía.
La creciente demanda de GNL de Europa a menudo impone un sobreprecio a los importadores asiáticos más pobres. Aunque existe el argumento de que a Europa le resulta cada vez más difícil pagar sus propias importaciones de energía. Esto se debe a que está ampliando su alcance para apoyar la transición energética lejos del petróleo y el gas. y acelerar el desarrollo de capacidades militares que requieren energía barata para tener éxito.
En otras palabras, Europa se ha convertido en un punto crítico para la demanda de GNL, atrayendo la atención de los productores. Sin embargo, este interés no es uniforme. Por ejemplo, el secretario de Energía de Estados Unidos, Chris Wright, pide a Europa que deje por completo de importar energía de Rusia. y el aumento de las compras estadounidenses de GNL.
De hecho, la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, firmó un acuerdo comercial con el presidente Trump, comprometiéndose a aumentar significativamente dichas compras. Exxon, uno de los mayores exportadores de GNL del mundo, ha advertido que podría tener que dejar de hacer negocios con la Unión Europea.
Esto es a menos que una nueva legislación tenga como objetivo obligar a las empresas internacionales a rastrear sus emisiones de gases de efecto invernadero y sus registros de derechos humanos a lo largo de sus cadenas de suministro.
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Además, Exxon no es el único grupo que amenaza con abandonar Europa. Si la empresa sigue cumpliendo con las directrices de diligencia debida en materia de sostenibilidad de la organización, Qatar, el segundo mayor exportador de GNL del mundo, podría estar a punto de dejar de vender gas a Europa. Si intenta obligar a QatarEnergy a rastrear y reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero. y monitorear la protección de los derechos humanos o arriesgarse a una multa del 5% de los ingresos globales anuales.
Mientras tanto, la UE compra cada vez más GNL, incluido el procedente de Rusia. Una agencia de transición energética centrada en la energía ha advertido que el bloque no debería comprometerse con compras de GNL a largo plazo, ya que la demanda de gas en Europa caerá una cuarta parte en los próximos 25 años.
Relacionado: Las importaciones de petróleo crudo de China aumentan a medida que fallan las compras de otras materias primas.
“Los países europeos corren el riesgo de volverse demasiado dependientes de un único proveedor si aceptan contratos a largo plazo de GNL con EE. UU. Estados Unidos suministró más de la mitad (57%) de las importaciones de GNL de Europa en la primera mitad de 2025, mientras que las entregas del país alcanzaron nuevos máximos”, dijo el Instituto de Economía Energética y Análisis Financiero. Reportado A principios del mes pasado señaló que Alemania y Grecia encabezaban la lista. de la lista de proveedores únicos, abasteciendo el 94% y el 84% de su GNL, respectivamente, de los Estados Unidos en la primera mitad del año.
Inspectores del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), la agencia de control nuclear de la ONU, visitaron la semana pasada instalaciones nucleares iraníes, dijo el lunes el portavoz del Ministerio de Asuntos Exteriores iraní, según medios estatales, una semana después de que el OIEA instara a Irán a “mejorar seriamente” su cooperación.
Según replicó Reuters, el OIEA ha llevado a cabo una decena de inspecciones en Irán desde las hostilidades con Israel en junio, pero la semana pasada destacó que no se le había dado acceso a instalaciones nucleares como Fordow, Natanz e Isfahán, bombardeadas por Estados Unidos.
“Mientras seamos miembros del Tratado de No Proliferación de Armas Nucleares, cumpliremos nuestros compromisos, y precisamente la semana pasada, inspectores del OIEA visitaron varias instalaciones nucleares, entre ellas el reactor de investigación de Teherán”, dijo Esmaeil Baghaei, sin nombrar las demás.
El jefe del OIEA, Rafael Grossi, dijo la semana pasada que Irán debe “mejorar seriamente” la cooperación con los inspectores de Naciones Unidas para evitar que aumenten las tensiones con Occidente.
Funcionarios iraníes han culpado al OIEA de justificar el bombardeo israelí en una guerra de 12 días en junio, que comenzó el día después de que la junta del organismo votara a favor de declarar a Irán en violación de las obligaciones del Tratado de No Proliferación Nuclear.
Los comentarios de Baghaei del lunes respondían a las declaraciones de Grossi la semana pasada en las que afirmaba que Irán “no puede decir ‘me mantengo dentro del tratado de no proliferación de armas nucleares’, y luego no cumplir con las obligaciones”.
La Secretaría de Energía autorizó este lunes una nueva suba en los precios de los biocombustibles y sumó así presión a los precios de los combustibles que pagan los automovilistas en surtidor. Sin embargo, redujo de forma transitoria el porcentaje obligatorio de corte, con el objetivo de contener ese impacto en el valor de la nafta.
En principio, a través de la Resolución 443, publicada en el Boletín Oficial, estableció el precio mínimo del bioetanol de caña de azúcar se fijó en $918,025 por litro, mientras que el bioetanol de maíz pasó a valer $841,394 por litro. Ambos valores regirán durante todo noviembre y hasta que se publique un nuevo ajuste.
Mientras que a través de la resolución 445, se fijó en $1.688.961 por tonelada el precio de adquisición del biodiésel destinado a la mezcla obligatoria con gasoil durante noviembre, hasta que se establezca un nuevo valor.
De este modo, el Gobierno decidió bajar el corte obligatorio de biodiésel en gasoil del 7,5% al 7% en volumen. La medida se apoya en la Ley 27.640 y se justifica en el “fuerte incremento” reciente del precio del aceite de soja, principal insumo del biodiésel, que viene empujando al alza los costos del combustible.
Con el objetivo de “morigerar el impacto de dicho incremento en el precio del gasoil en boca de surtidor y en el costo logístico de la actividad económica en general, se consideró necesario establecer transitoriamente una reducción del porcentaje de mezcla obligatoria de biodiesel en gasoil y diésel oil, hasta tanto se defina un nuevo valor de corte”.
YPF cerró el tercer trimestre de 2025 con ganancias récord por USD 1.357 millones, lo que representa una suba del 21% interanual, según informó la compañía. El resultado, medido por su EBITDA (ganancias antes de impuestos, intereses y amortizaciones), refleja la mejora en la eficiencia de sus operaciones, la reducción de costos y el fuerte impulso de la producción de shale oil en Vaca Muerta.
La petrolera alcanzó una producción de 170 mil barriles diarios, un aumento del 43% respecto del año anterior, incluso tras la venta del 49% del bloque Aguada del Chañar. En octubre, la producción continuó creciendo hasta los 190.000 barriles diarios, cumpliendo de forma anticipada la meta fijada para fin de año.
El shale oil representa ya el 70% de la producción total de petróleo de la compañía, lo que permitió compensar la disminución progresiva de los campos convencionales. “Esta estrategia, que combina el crecimiento del shale y la salida de los campos maduros, permitió mejorar los costos y el EBITDA en unos 1.300 millones de dólares anuales respecto de hace dos años”, destacó YPF.
Durante el trimestre, la empresa alcanzó hitos técnicos en Vaca Muerta: completó el pozo más largo hasta la fecha, con 8.200 metros de longitud, y perforó otro de casi 6.000 metros en apenas 11 días, lo que evidencia avances en automatización, estandarización y velocidad de ejecución.
Las inversiones totales ascendieron a USD 1.017 millones, de los cuales el 70% se destinó a proyectos no convencionales. La compañía subrayó que este enfoque no solo redujo los costos de extracción en casi 30%, sino que consolidó un modelo de crecimiento sostenido basado en eficiencia y tecnología.
En paralelo, la actividad de refinación también mostró resultados positivos. Las ventas de combustibles crecieron 3% frente al trimestre anterior y las refinerías operaron en su mayor nivel de procesamiento de los últimos 15 años, reforzando la integración entre producción, refinación y comercialización.
Con estos resultados, YPF consolida su recuperación y reafirma su papel como motor del desarrollo energético del país, en un contexto donde el sector busca aumentar exportaciones y generar divisas.
El Gobierno nacional modificó la estructura tarifaria eléctrica y las familias pagarán más por el servicio en los meses de verano que las empresas, situación se revertirá durante el invierno.
El cambio se implementó por la resolución 434/2025 de la Secretaría de Energía publicada en el Boletín Oficial. La norma fijó los precios mayoristas de noviembre que luego impactan en las facturas de electricidad.
La Secretaría de Energía estableció:
Usuarios residenciales: Pagarán del 1º de noviembre al 30 de abril $ 56.054 y $ 58.281 por megavatio-hora (MWh).
Usuarios no residenciales (empresas y comercios): Abonarán en el mismo período $ 47.310 y $ 51.633. En este caso depende de la relación con la distribuidora y los horarios de consumo.
Impacto en factura
Residenciales (Región Metropolitana): Las facturas sufrirán aumentos entre 3,5 y 4%.
Industrias y comercios: Pueden tener un alza de 2,2% o bajas de hasta 10,3% en el período referido.
La justificación del cambio
La modificación busca reflejar de manera más directa las fuentes de abastecimiento de ambos segmentos.
Residenciales: Son abastecidos por formas de generación con precios constantes durante todo el año. Por ejemplo, productores de energía renovable y nuclear que no dependen de los costos del gas y tienen contratos de largo plazo.
Industrias y comercios: Están provistas con electricidad de generadores térmicos que utilizan gas y otros combustibles líquidos, con precios que son más baratos en verano.
El gobierno busca así avanzar en la reducción de subsidios e incentivar la competencia entre empresas generadoras para aumentar la oferta energética.
La empresa petroquímica Sealed Air Quilmes, ubicada en la zona sur del conurbano bonaerense, despidió esta semana a 89 trabajadores, alegando una reestructuración empresarial. Pero tras un paro de los operarios, se dictó la conciliación obligatoria a la espera de una negociación con la fábrica.
La medida de esta histórica compañía del Gran Buenos Aires afectó a una parte significativa de los 200 empleados operativos y 100 administrativos que integran la planta. Ante los despidos, los trabajadores iniciaron un paro total de actividades y el jueves fueron informados sobre la convocatoria a una audiencia en el Ministerio de Trabajo de la Provincia de Buenos Aires.
Posteriormente, en una asamblea general, el Sindicato del Personal Petroquímico anunció la conciliación obligatoria, medida que dispone la reincorporación provisoria de los despedidos mientras se desarrollan las negociaciones. Serán al menos dos semanas de negociaciones entre las partes.
La compañía de embalajes protectores de alimentos argumentó que la reestructuración implicará una reducción del 40%, aunque los empleados señalan que las jornadas laborales de 12 horas y los altos niveles de producción se mantienen desde hace años, lo que pone en duda la justificación productiva del ajuste.
La Corte Suprema de Justicia dio curso a una demanda presentada por la provincia de Chubut contra el Estado Nacional, en la que se cuestiona la validez de dos leyes del marco regulatorio eléctrico que, según la administración provincial, vulneran su dominio sobre los recursos naturales y afecta a la central hidroeléctrica Futaleufú.
El reclamo, según replicó la agenciaNoticias Argentinas, impulsado por el gobernador Ignacio Torres junto al fiscal de Estado Andrés Giacomone, busca que se declare la inconstitucionalidad de las leyes 15.336 y 24.065.
La presentación sostiene que ambas normas lesionan “en forma manifiestamente ilegal y arbitraria” el derecho de la provincia sobre los recursos naturales existentes en su territorio, incluidos los cursos de agua.
La provincia argumentó además que es la única con potestad para decidir sobre la concesión, prórroga o explotación de la Central Hidroeléctrica Futaleufú, cuya concesión original —otorgada en 1995 a la empresa Aluar— vence en junio de 2025. En septiembre pasado, el Gobierno Nacional prorrogó transitoriamente esa concesión por 90 días, con el objetivo de realizar una nueva licitación y garantizar la continuidad operativa de la central.
Tras declarar su competencia originaria en el expediente, los jueces Horacio Rosatti, Carlos Rosenkrantz y Ricardo Lorenzetti corrieron vista al Estado Nacional para que responda la demanda en un plazo de sesenta días, conforme a los artículos 319 y 322 del Código Procesal Civil y Comercial de la Nación. El máximo tribunal también dio intervención al Ministerio de Economía.
“De conformidad con lo dictaminado por la señora Procuradora Fiscal, la presente causa corresponde a la competencia originaria de esta Corte”, señalaron los magistrados, que además dispusieron que la medida cautelar solicitada por Chubut sea analizada una vez que el Estado Nacional presente su contestación.
La central hidroeléctrica Futaleufú, ubicada en el noroeste de Chubut, fue creada en 1994 para abastecer de energía a la planta de aluminio de Aluar en Puerto Madryn y constituye una de las principales fuentes de generación eléctrica de la región.
Oleoductos del Valle (Oldelval) y Trafigura inauguraron el martes 4 de noviembre el nuevo oleoducto de derivación hacia la Refinería Bahía Blanca, una obra estratégica para el sistema de transporte de crudo del país que mejora la flexibilidad operativa y la capacidad exportadora de la Cuenca Neuquina.
El nuevo ducto, de 14 pulgadas de diámetro y 11 kilómetros de extensión, conecta el sistema troncal Allen–Puerto Rosales de Oldelval con la refinería de Trafigura en Bahía Blanca. La obra demandó una inversión superior a los 30 millones de dólares y fue ejecutada cumpliendo los más altos estándares de calidad, seguridad y medio ambiente.
El acto se realizó en la Unidad Autónoma de Medición (UAM) de Oldelval, con la presencia por parte de Trafigura de Gerardo Zmijak, director Comercial; Cecilia Díaz de Souza, Gerente de Proyectos y Estructuración de Negocios; y Paulo Carozzi, Gerente de Gestión y Proyectos de Refinería. En representación de Oldelval estuvieron Ricardo Hosel, CEO; Federico Zárate, Gerente de Proyectos; y Mauro Cabrera, Gerente de Construcciones. Además, participó Santiago Mandolesi Burgos, presidente del Consorcio de Gestión del puerto de Bahía Blanca y en representación del municipio Gustavo Lari, secretario de Producción.
Durante el evento, el CEO de Oldelval, Ricardo Hosel, destacó que “esta obra comenzó a gestarse en 2020 y hoy es una realidad gracias al compromiso, la planificación y el trabajo conjunto entre el sector privado y el Estado”. También subrayó que la iniciativa “refuerza el compromiso con una cuenca integrada, competitiva y eficiente en la evacuación de crudo hacia el Atlántico”.
Por su parte, Gerardo Zmijak resaltó la importancia que tiene esta obra para aumentar la confiabilidad de la Refinería como así también poder generar una nueva vía de evacuación del crudo de Vaca Muerta a través del Puerto de Bahía Blanca. Por último, destacó el esfuerzo realizado por todos los trabajadores y contratistas por su resiliencia ante la adversidad que significó la inundación del pasado 7 de marzo.
Con esta nueva infraestructura, Oldelval y Trafigura consolidan su alianza estratégica y contribuyen al fortalecimiento del sistema energético nacional, impulsando el desarrollo industrial y logístico de Bahía Blanca y de toda la región.
La Secretaría de Energía fijó, a través de la Resolución 443/2025, en Pesos novecientos dieciocho con veinticinco milésimas ($ 918,025) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar, y en Pesos ochocientos cuarenta y uno con trescientos noventa y cuatro milésimas ($ 841,394) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz, destinados a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (de Biocombustibles).
Tales precios regirán para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de noviembre de 2025 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los TREINTA (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
Por otra parte, y a través de la Resolución 445/2025, la S.E. fijó en Pesos un millón seiscientos ochenta y ocho mil novecientos sesenta y uno ($ 1.688.961) por tonelada el precio de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640, para las operaciones a realizar durante el mes en curso y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
Cabe referir que Energía ha dispuesto en los últimos meses sucesivas adecuaciones al precio de este biodiesel, siendo la última el 23 de octubre (Resolución 422).
El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los SIETE (7) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
Cambio en la mezcla con biodiesel
La Secretaría a cargo de María Tettamanti tiene la función de determinar la metodología de cálculo de los precios a los cuales la petroleras deberán adquirir biocombustibles para el cumplimiento de su mezcla obligatoria con los combustibles fósiles, “la cual deberá garantizar una rentabilidad determinada, considerando los costos de elaboración, transporte y el precio para el producto puesto en su planta de producción”.
El Artículo 8° de la Ley 27.640 estableció que todo combustible líquido clasificado como gasoil o diésel oil que se comercialice dentro del territorio nacional deberá contener un porcentaje obligatorio de biodiesel de cinco por ciento (5 %), en volumen, medido sobre la cantidad total del producto final.
Por el mismo artículo, se facultó a Energía para elevar el referido porcentaje obligatorio cuando lo considere conveniente en función del abastecimiento de la demanda, la balanza comercial, la promoción de inversiones en economías regionales y/o razones ambientales o técnicas, o bien reducirlo hasta un porcentaje nominal de tres por ciento (3 %), en volumen, cuando el incremento en los precios de los insumos básicos para la elaboración del biodiesel pudiera distorsionar el precio del combustible fósil en el surtidor.
Esto, por alterar la composición proporcional de aquel sobre este último, o bien ante situaciones de escasez de biodiesel por parte de las empresas elaboradoras autorizadas por la autoridad de aplicación para el abastecimiento del mercado.
Corresponde referir que mediante la Resolución 438/ 2022 de la S.E. se determinó en SIETE COMA CINCO POR CIENTO (7,5 %) en volumen, medido sobre la cantidad total del producto final, el porcentaje de corte obligatorio de biodiésel en el gasoil o diésel oil comercializado dentro del territorio nacional.
Ahora resulta que, según surge de un Informe del 7 de noviembre de 2025, elaborado en la Subsecretaría de Combustibles Liquidos de la S.E. , la evolución del precio del Aceite de Soja en las últimas semanas ha evidenciado un fuerte incremento, impactando ello en los costos de elaboración del biodiesel.
En consecuencia, “y a fin de morigerar el impacto de dicho incremento en el precio del gasoil en boca de surtidor y en el costo logístico de la actividad económica en general, se consideró necesario establecer transitoriamente una reducción del porcentaje de mezcla obligatoria de biodiesel en gasoil y diésel oil, hasta tanto se defina un nuevo valor de corte”.
En tal sentido, se resolvió que “resulta pertinente reducir el porcentaje de mezcla obligatorio de biodiesel con gasoil o diesel oil a un SIETE POR CIENTO (7 %), en volumen, medido sobre la cantidad total del producto final.
El Seminario Anual 2025 del Instituto Argentino de la Energía (IAE) “General Mosconi” se desarrolló en la sede del Consejo Profesional de Ingeniería Mecánica y Electricista (COPIME), en un clima de optimismo prudente. Allí, la figura central fue su presidente, Jorge Lapeña, cuyas reflexiones marcaron el tono general del encuentro y delinearon los principales desafíos que enfrenta el sector energético argentino. Lapeña advirtió que el problema más profundo del sistema no es de carácter técnico sino político. La transición energética, señaló, exige “dirección y armonía para no seguir navegando sin timón”. Esta falta de conducción se manifiesta en la ausencia de políticas claras y en la escasa coordinación entre los gobiernos nacionales y provinciales.
“El sistema energético argentino —remarcó— está atravesado por la anarquía política: no hay definiciones concretas sobre si realmente estamos transitando un proceso de cambio frente al desafío climático.” “El desafío que enfrenta el sector no es solo técnico. Es más bien político porque la transición energética requiere de dirección y armonía para no seguir navegando sin timón”.
Sus declaraciones plantearon un diagnóstico severo: sin una política energética coherente y federal, el país corre el riesgo de reincidir en los ciclos históricos de desinversión y desorden. Lapeña insistió en que la energía debe ser abordada desde una estrategia de Estado y no como una sucesión de medidas parciales o aisladas.
“El desafío que enfrenta el sector no es solo técnico. Es más bien político porque la transición energética requiere de dirección y armonía para no seguir navegando sin timón”
En ese contexto de advertencia y propuesta, se desarrollaron los paneles temáticos del seminario.
El primer panel reunió a Fernando Navajas (FIEL), Eduardo Montamat y Verónica Gesse, quienes coincidieron con la lectura de Lapeña respecto a la necesidad de una conducción clara para la transición. Analizaron la normalización del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que ofrece oportunidades para mejorar el servicio eléctrico, pero cuya estabilidad depende de una regulación inteligente. Navajas alertó sobre los riesgos de impulsar un marco competitivo sin señales de precios ni gobernanza; Gesse reclamó reglas federales más coherentes; y Montamat destacó la necesidad de un esquema regulatorio que otorgue previsibilidad y transparencia.
En el segundo panel, con la participación de Jorge Lemos (Edesur), Martín Mandarano (YPF Luz) y Pablo Tarca (Transener), se abordó la necesidad urgente de inversiones en transporte y distribución. La perspectiva común es que los próximos dos a cinco años estarán signados por ajustes graduales, lo que refuerza el diagnóstico de Lapeña sobre la relevancia de la planificación.
Lemos advirtió que las 36 cuotas fijadas para la Revisión Quinquenal Tarifaria condicionan las inversiones; Mandarano destacó que la expansión renovable requiere planificación de largo plazo; y Tarca remarcó la falta de capacidad de transporte para nuevos operadores, poniendo nuevamente en primer plano la necesidad de políticas estables y financiamiento.
El tercer panel se orientó al futuro de Vaca Muerta y del sector hidrocarburífero, con los aportes de Mauricio Roitman, Daniel Dreizzen y Pablo Magistocchi. Todos coincidieron en que el desarrollo de infraestructura, la innovación tecnológica y la construcción de acuerdos de largo plazo serán claves para sostener el crecimiento de la producción de petróleo y gas.
Al cierre, Lapeña retomó su mensaje: la transición energética argentina dependerá menos de la disponibilidad de recursos o de capacidades técnicas, y más de la capacidad política para definir un rumbo estable. “El desafío no es solo técnico —sintetizó—; es político. La transición energética requiere dirección y armonía. Sin eso, seguimos navegando sin timón.”
Su reflexión final dejó resonando una idea central: la energía argentina avanza hacia una etapa de transición y normalización, pero únicamente una política federal coherente evitará la repetición de los errores del pasado.
La petrolera nacional YPF reportó un sólido desempeño operativo y financiero durante el tercer trimestre de 2025, impulsado por una estrategia de reordenamiento de su cartera de activos y un crecimiento récord en la producción de shale oil en Vaca Muerta. La clave del resultado se centró en la drástica caída del costo de extracción, que se desplomó un 45% interanual hasta alcanzar los US$8,8 por barril equivalente de petróleo (BOE).
El significativo descenso en los costos fue presentado por la compañía en su informe de resultados al mercado del tercer trimestre (3T) como efectodirecto de la estrategia de salida de campos maduros convencionales -concretada a través del denominado Plan Andes-, combinada con la expansión de la producción no convencional, que reporta costos considerablemente menores. De hecho, el costo de extracción en la actividad shale de YPF promedió los US$4,2/BOE en el trimestre.
El foco de la compañía en el yacimiento no convencional se ve reflejado en las cifras que relejan récord de producción shale oil que promedió los 170.000 barriles por día (bbl/d), un crecimiento del 35% interanual. El crudo de Vaca Muerta ya representa el 71% de la producción total de la petrolera, y excluyendo el efecto de la venta de participación en el bloque Aguada del Chañar, el crecimiento interanual del shale hubiera sido del 43%. En octubre, la producción shale continuó en aumento hasta llegar a los 190.000 bbl/d, marcando un nuevo récord que permitió alcanzar de manera anticipada el objetivo previsto para fin de año.
Horacio Marin, presidente y CEO de YPF.
Las inversiones totales de la petrolera sumaron US$1.017 millones, de los cuales el 70% se destinó al negocio no convencional, reafirmando la centralidad de Vaca Muerta en el plan de negocios. Este mix operativo —mayor producción shale y menor exposición a campos maduros— permitió a YPF compensar casi por completo el declino natural de los activos convencionales y amortiguar la leve contracción en los precios locales de combustibles en un contexto volátil.
YPF con EBITDA histórico
La compañía estima que esta estrategia de reestructuración permitió mejorar el EBITDA en aproximadamente US$1.300 millones anuales respecto de hace dos años. En ese sentido, el desempeño operativo se tradujo en una mejora sustancial de las métricas financieras. El EBITDA Ajustado alcanzó los US$1.357 millones, marcando un incremento del 21% con respecto al segundo trimestre de 2025. Este crecimiento fue impulsado por la expansión del shale, los menores costos de extracción, y el aumento en las ventas estacionales de gas natural.
Pero en este punto se advierte una paradoja. Si bien el EBITDA del período informado mejoró un 20% respecto al trimestre anterior, siendo unq de las marcas trimestrales más altas de la historia de YPF y ubicándose dentro del top 10, registró una pérdida neta contable de US$198 millones, producto del cargo por impuesto a las ganancias, que no representa un impacto real de salida de fondos. La utilidad había sido positiva en el segundo trimestre por US$25 millones y en el mismo tercer período de 2024 fue también positivo en US$1.485 millones
Fuentes de la compañía explicaron que este cargo impositivo por ganancias se calcula siguiendo la normativa contable y se basa en base a las proyecciones de inflación y devaluación existentes en cada trimestre. En conecuencia, dado que a septiembre pasado, según el REM que realiza y publica el Banco Central, la proyección de devaluación de alrededor del 50% era más alta que la inflación en torno al 30%, se genera una pérdida por disminución del valor de los activos fiscales que se registra como impuesto diferido.
Los ingresos netos fueron US$4.643 millones, sin cambios respecto al 2T25, principalmente debido a la mayor demanda de combustibles y al pico de ventas de gas natural durante el invierno, compensado por menores precios de nafta y gasoil. Asimismo, los volúmenes de exportación de crudo Medanito subieron 14% t/t, compensado en parte por la exportación extraordinaria de crudo Escalante en el 2T25.
El flujo de caja libre fue negativo por US$759 millones, principalmente debido a la adquisición de activos shale de Total Austral por US$523 millones y un capital de trabajo negativo de US$359 millones, asociado a la discontinuidad de las operaciones en campos maduros, el pago del impuesto a las ganancias en afiliadas y mayores días de cobranza de clientes de gas natural y del programa Plan Gas, que comenzó a normalizarse durante octubre. Excluyendo la adquisición de activos de Total y los resultados extraordinarios en campos maduros, el flujo de caja libre hubiera sido negativo por US$172 millones.
Resultados del Downstream
En el downstream, YPF informó otro hito alcanzado con los niveles de procesamiento en las refinerías que promediaron 326 kbbl/d, el nivel más alto desde 2009, con una utilización del 97% de la capacidad instalada. Los ingresos alcanzados en este sgmento fueron de US$3.721 millones (-1% t/t) principalmente como resultado de menores precios locales de combustibles y de la canasta de otros productos refinados distintos a nafta y gasoil, compensado parcialmente por un aumento en los volúmenes despachados de gasoil y nafta en el mercado local, mayores exportaciones de nafta y jet fuel a países vecinos y una mayor demanda de fertilizantes en el mercado local.
Los costos de downstream totalizaron US$520 millones (-1% t/t), especialmente por caída de costos medidos en dólares y menores costos de mantenimiento, ya que el 2T25 fue afectado por el paro programado en refinería La Plata. Las importaciones de combustible fueron de US$35 millones (-33% t/t), derivado de una mayor producción de nafta y gasoil en las refinerías.
Así, en el 3T25, las importaciones de combustible se mantuvieron en niveles muy bajos, representando solo 1% de las ventas totales de combustible, respecto del 3% en 2T25 y 4% en 3T24. Finalmente, las compras de crudo (intersegmento + a terceros) ascendieron a US$2.012 millones (+14% t/t), impulsado por el aumento de los niveles de procesamiento, dado el récord alcanzado en el 3T25, mientras que el 2T25 se vio afectado por el paro de mantenimiento de la refinería de La Plata.
El Gobierno Nacional informó que se presentaron 9 empresas interesadas en participar de la licitación nacional e internacional para la gestión privada de la concesión de los complejos hidroeléctricos Alicurá, El Chocón, Cerros Colorados y Piedra del Águila, ubicados en la región del Comahue.
La licitación tiene por objeto la venta del 100 % del paquete accionario de las sociedades concesionarias que operan cada una de las centrales.
El proceso generó un alto interés: durante el período de consultas de los pliegos se recibieron más de 300 presentaciones técnicas y administrativas por parte de potenciales oferentes.
El diseño de la licitación se elaboró en coordinación con los gobiernos de Neuquén y Río Negro.
En esta nueva etapa, el proceso continuará con el análisis de los antecedentes técnicos y luego con la apertura y análisis del sobre con la propuesta económica de aquellos que resulten precalificados.
“Con esta medida, el Gobierno continúa con la transformación del sector energético, retirando al Estado del rol de operador para dejar que el capital privado lidere las inversiones”, se destacó.
En un contexto de alta volatilidad, el foco puesto en Vaca Muerta, la búsqueda de eficiencias permanentes y el manejo activo del portafolio de negocios permitieron a YPF alcanzar sólidos resultados operativos y financieros durante el tercer trimestre del año, indicó la compañía al difundir resultados.
La producción de crudo shale alcanzó 170 mil barriles día, lo que representa un crecimiento del 43 por ciento interanual, incluso luego de deducir la venta de la participación del 49 % en Aguada del Chañar.
En octubre, la producción shale continuo en aumento hasta llegar a los 190 mil barriles día, marcando un nuevo récord que permitió alcanzar de manera anticipada el objetivo previsto para fin de año.
El shale oil representa el 70 % de la producción total de petróleo de la compañía y permite compensar los efectos de la salida de los campos maduros. Esta estrategia, que combina el aumento de la producción shale y la salida de dichos campos, permitió mejorar los costos y EBITDA (resultados antes de intereses, impuestos y amortizaciones) en aproximadamente 1.300 millones de dólares anuales respecto de hace dos años.
Por el lado del Downstream, las ventas de combustibles se incrementaron 3 % respecto al trimestre anterior y las refinerías alcanzaron el nivel de procesamiento más alto de los últimos 15 años, se destacó.
En el plano financiero, el EBITDA ajustado ascendió a u$s 1.357 millones, un 21 % más que en el trimestre anterior gracias al crecimiento de la producción de petróleo shale y la significativa reducción – de casi 30 % – del costo de extracción debido a la menor exposición a campos maduros.
Las inversiones en el período totalizaron los u$s 1.017 millones, de los cuales el 70 % se destinó a los desarrollos no convencionales, donde YPF continúa batiendo récords operativos. Durante el trimestre, YPF completó el pozo más largo de la historia en Vaca Muerta, con una longitud de 8.200 metros. Además, a principios de octubre, YPF logró perforar un pozo shale de casi 6.000 metros en un tiempo récord de 11 días. En el marco del Plan 4×4, YPF avanza con sus principales proyectos estratégicos:
VMOS: La obra registra un avance del 35 %. En los primeros días de noviembre, se completaron los trabajos de soldadura del oleoducto que posee una longitud de alrededor 440 kilómetros.
Argentina LNG: A comienzos de octubre, YPF y Eni firmaron el Technical FID (Decisión Final Técnica de Inversión) para el desarrollo de un proyecto integrado de GNL de una capacidad de 12 MTPA ampliable a 18 MTPA. La semana pasada, YPF y ENI firmaron un acuerdo preliminar con la firma XRG, el brazo internacional de ADNOC (Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dhabi) para avanzar en su incorporación al proyecto.
En el plano financiero, YPF obtuvo financiamiento por 1.200 millones de dólares a través de un préstamo sindicado con 10 bancos internacionales por 700 millones de dólares y la reapertura de un bono internacional a 2031 por 500 millones de dólares a una tasa del 8.25 %, la más baja de los últimos 8 años.
Como era de esperar, la decisión de postergar por 15 días (hasta después de las elecciones) la presentación de ofertas en la compulsa para reconcesionar las cuatro represas del Comahue —comunicada sobre la hora apenas un día antes de la fecha de presentación de ofertas original del 23 de octubre— terminó contribuyendo a mejorar la calidad del proceso licitatorio.
Este viernes se confirmó que más jugadores locales —cuya participación estaba en duda antes de los comicios legislativos por el alto riesgo país que existía en ese momento— decidieron finalmente participar del concurso. En total, fueron nueve las ofertas que se presentaron hoy al mediodía a través de la plataforma Contrat.Ar, el portal digital de compras del Estado. Es la primera vez que una licitación de este calibre se realiza a través de un sistema digital y no por medio de sobres lacrados.
Entre las novedades que se despejaron este viernes se destaca la asociación entre dos pesos pasados del mercado local: Genneia, el mayor jugador del sector de energías renovables, que es presidido por Jorge Brito, accionista principal del Banco Macro, y Aluar, el único fabricante de aluminio del país, que es propiedad de Javier Madanes Quintanilla, que conformaron una UTE para presentar ofertas por al menos dos de las cuatro centrales hidroeléctricas de Neuquén y Río Negro (Piedra del Águila, El Chocón, Alicurá y Planicie Banderitas).
Una imagen de El Chocón, una de las dos principales represas que se reprivatizarán.
Jugadores
También se confirmó la participación de MSU Green Energy, propiedad del empresario Manuel Santos Uribelarrea, que adquirió la firma Cerros Colorados SA que estaba en manos de la firma Aconcagua Energía Generación (de los accionistas Diego Trabucco y Javier Basso) y de ese modo, obtuvo la licencia técnica necesaria para presentar ofertas en la licitación. MSU Green Energy es controlante de BML Inversora SAU, que habría compulsado por otras dos centrales, según pudo reconstruir EconoJournal en base a fuentes privadas.
Una tercera novedad fue la participación de IPS Renewal SA, subsidiaria de IPS Energy, de empresarios fondeados en Guatemala, que estarían participando del proceso asociados con una compañía constructora local. Sin embargo, fuentes cercanas a la licitación indicaron que IPS Renewal tendría problemas para cumplir con uno de los requisitos técnicos de la licitación, que exigía que los oferentes tengan experiencia en operar al menos 100 megawatt (MW) de potencia hidroeléctrica en una sola represa.
Los detalles se las propuestas técnicas se conocerán recién el lunes cuando inicie una vista de ofertas durante tres días. Luego, cada oferente tendrá unos días más para observar e impugnar aspectos técnicos y legales de otros competidores.
El resto de los jugadores que se presentaron en el concurso son conocidos: la italiana Enel (que opera el Chocón), Central Puerto, el mayor generador de energía de la Argentina, que tiene como principal accionista a Guillermo Reca y desagregó sus ofertas en dos subsidiarias: la firma homónima y Central Costanera; Pampa Energía, el holding que encabeza Marcelo Mindlin; AES Argentina, que opera la central Alicurá; y Edison Energía, un nuevo holding de energía liderado por empresarios locales que presentó oferta bajo el nombre de fantasía Poseidón en honor al Dios griego del mar. El grupo está integrado por Rubén Cherñajovsky, Luis Galli; los socios de Inverlat, Guillermo Stanley y Federico Salvai (ex PRO), Carlos Giovanelli y Damián Pozzoli; y los hermanos Patricio y Juan Neuss.
EconoJournal pudo confirmar que la mayoría de los actores presentó propuestas técnico-económicas por más de una central (el pliego autoriza a adquirir la concesión de hasta dos represas), por lo que se descuenta una disputa muy competitiva entre los jugadores están en carrera. Un escenario de este tipo era impensado dos semanas atrás, antes de que se conocieran los resultados de la elección.
Postergación
La presentación de ofertas que se realizó hoy apunta a reconcesionar por 30 años de las represas del Comahue, que representan en conjunto un 14% de la generación de energía del país.
Las represas están ubicadas en las provincias de Río Negro y Neuquén y habían sido privatizadas en 1993 por 30 años. En la licitación por las nuevas concesiones el gobierno espera ofertas por más de US$ 700 millones.
La apertura de sobres estaba prevista para el jueves 23 de octubre, antes de las elecciones legislativas. Sin embargo, a menos de 24 horas de la fecha límite prevista en el pliego finalmente el gobierno postergó de apuro el proceso para este viernes. La decisión se tomó luego de que EconoJournal revelara que la posición oficial estaba conspirando contra la presentación de más ofertas, acrecentando las chances de unos pocos jugadores.
Un aspecto particular del proceso es que por primera vez una licitación millonaria en el sector energético se realizará en la plataforma digital Contrat.Ar, el portal de compras creado por la Oficina Nacional de Contrataciones, y no mediante un sobre físico y lacrado, el mecanismo tradicional de las compulsas del Estado.
Una fuente consultada por EconoJournal destacó que «no entiendo por qué, al menos en la oferta económica, no se aceptó el proceso de entrega de sobres sellados y lacrados que se abrieran en proceso público frente a escribano con los finalmente calificados. Ahí no tenés riesgos ni sospechas de ningún tipo. Aquí, una vez que subís la oferta al sistema ni tenés idea qué pasa ni quién o quienes la pueden ver«.
El gobernador Alberto Weretilneck anunció que el 18 de noviembre llegará al puerto de San Antonio Este el barco con materiales destinados al proyecto que permitirá la exportación de Gas Natural Licuado (GNL) desde las costas rionegrinas. El nuevo embarque generará más trabajo portuario y marca otro paso histórico en el desarrollo energético de Río Negro.
El anuncio se realizó tras una reunión que el gobernador mantuvo con representantes del Sindicato de Obreros Portuarios de San Antonio Oeste (SOPSAO), con quienes analizó los avances del proyecto y coordinó la próxima operación de descarga.
Se trata del buque CS Fortune, que transporta 10.000 toneladas de caños de acero (2.209 unidades en total) cargados en Shanghái, China. El material será utilizado para el desarrollo de la primera parte del proyecto Argentina FLNG, impulsado por el consorcio Southern Energy, integrado por Pan American Energy (PAE) y la noruega Golar, que prevé el montaje de un barco factoría frente a la costa rionegrina.
“Con los compañeros del SOPSAO estuvimos hablando de lo que se hizo y con la esperanza fuerte de lo que vamos a hacer. El 18 llega el barco destinado a seguir las obras de petróleo y gas en nuestro puerto, así que estamos analizando cómo los trabajadores del puerto van a llevar adelante su operación”, señaló Weretilneck.
El Secretario General del SOPSAO, Osvaldo Mendoza, explicó que “este barco traerá los caños para el proyecto de GNL, en una operación que se realizará en el puerto de San Antonio Este, con participación directa de los trabajadores portuarios”.
Weretilneck destacó que “es una gran noticia para San Antonio Este y para los trabajadores del puerto, porque cada embarque significa más empleo local y más movimiento para toda la región. Nuestro puerto es clave en el desarrollo energético del país y en el crecimiento de Río Negro”.
Con este nuevo arribo, Río Negro afianza su protagonismo en la logística y construcción de los grandes proyectos energéticos del país. El primero de los tres desarrollos en marcha es el de Southern Energy, que sumará dos barcos factoría (el Hilli Episeyo en 2027 y el MK2 en 2028), capaces de procesar en conjunto 6 millones de toneladas métricas de GNL por año.
En paralelo, avanzan las etapas 2 (YPF y Shell) y 3 (YPF y ENI) del plan Argentina LNG, ampliando considerablemente la capacidad de producción y exportación. Estos desarrollos consolidan a Río Negro como eje estratégico de la nueva matriz energética nacional y punto clave en la salida del gas argentino al mundo.
La compañía Saudi Aramco —considerada la petrolera más grande del mundo— publicó en su sitio oficial y en plataformas como LinkedIn una serie de vacantes dirigidas a profesionales para desempeñarse en la provincia de Neuquén. El anuncio incluye siete posiciones con dedicación plena en territorio argentino y despertó sorpresa en el sector energético local.
Las búsquedas contemplan perfiles variados: ingenieros de operaciones, especialistas en análisis de datos, expertos en mercados de carbono, roles de comunicaciones, analistas de mercado, y funciones vinculadas a refinerías, productos químicos y gas natural licuado (GNL).
El plazo de aplicación se extiende hasta fin de año, lo cual abre la posibilidad de que la empresa esté evaluando un desembarco mayor o una alianza en la cuenca de Vaca Muerta, aunque hasta ahora no hay anuncios oficiales que confirmen inversión o asociación local.
La convocatoria coincide con la reciente visita a Argentina del CEO global de Aramco, Amin Nasser, quien participó junto a ejecutivos del sector y autoridades locales de un encuentro organizado por JP Morgan Chase en Buenos Aires.
Este tipo de movimientos en el mercado argentino generan expectativa en un contexto donde otras grandes compañías energéticas anunciaron proyectos sin que estos siempre se concreten efectivamente.
En sus últimos resultados, Aramco registró una ganancia de 106.246 millones de dólares, una cifra que multiplica por siete el valor de mercado de la estatal argentina YPF.
Este poder financiero permite interpretar que su interés en Argentina podría ir más allá de un mero reclutamiento laboral y podría formar parte de una estrategia de expansión o participación en el mercado argentino de hidrocarburos.
La oferta exige presencia física completa en Neuquén, lo que refuerza la hipótesis de que no se trata solo de empleos remotos o vinculados a tareas administrativas. Sin embargo, hasta que exista una confirmación oficial de Aramco o avances concretos en materia de inversión, los analistas se mantienen cautos.
La Facultad de Ciencias Económicas, una de las nueve unidades académicas de la Universidad Nacional de Entre Ríos (UNER), se constituyó en la primera facultad entrerriana en generar energía solar conectada a red.
“Nuestra Facultad se convirtió en la primera institución académica de la provincia en contar con un sistema de energía renovable oficialmente declarado y conectado a la red eléctrica”, destacaron desde Económicas.
Semanas atrás quedó inaugurado el sistema de paneles solares instalado en la sede de Paraná, que ya comenzó a generar energía limpia para abastecer parte del consumo del edificio. Cuando la producción es mayor a la demanda interna, el excedente se vuelca a la red eléctrica, contribuyendo también al sistema general, señalaron desde la unidad académica.
A poco más de un mes de su puesta en marcha, el sistema fotovoltaico muestra una excelente performance técnica y una reducción significativa en el costo del servicio eléctrico, explicaron.
Desde Económicas señalaron que la iniciativa “refleja una apuesta estratégica y un compromiso sostenido con la sostenibilidad ambiental. Con recursos propios, la Facultad invirtió en un proyecto que contribuye a reducir la huella de carbono institucional, optimizar el uso de la energía y promover una gestión eficiente y responsable de los recursos públicos».
El decano Sebastián Pérez destacó al respecto: “Este avance no solo significa una reducción de costos y un aporte a la eficiencia energética, sino también un compromiso real con el cuidado del ambiente y la responsabilidad social universitaria. Apostamos a que nuestras decisiones institucionales estén alineadas con los desafíos del desarrollo sostenible, dando el ejemplo desde la universidad pública”.
Y aportó que el compromiso con la sustentabilidad no se agota en el uso de energías limpias. Desde hace años, la Facultad viene consolidando una agenda institucional que integra la responsabilidad social, la inclusión y la sostenibilidad ambiental como ejes transversales de su gestión.
El Gobierno nacional puso en marcha el proceso de privatización parcial de Nucleoeléctrica Argentina Sociedad Anónima (NASA), la empresa que controla las centrales nucleares. La decisión se oficializó con la resolución 1751, publicada este jueves en el Boletín Oficial y fijó que el pase a privados tendrá un plazo máximo de un año.
De esta manera, se implementara un “programa de propiedad participada” por el 5% del capital accionario de NASA, que quedará en manos de los trabajadores, y la venta del 44% de las acciones en bloque de la empresa mediante una licitación pública de alcance nacional e internacional, mientras que el 51% se lo quedará el Estado.
El Poder Ejecutivo estableció en la Resolución que lleva la firma del ministro de Economía, Luis Caputo, que, a fin de garantizar el proceso de privatización, la Secretaría de Energía deberá contar con la intervención previa de la Unidad Ejecutora Especial Temporaria “Agencia de Transformación de Empresas Públicas”. Además, tendrá que realizar un inventario de bienes tangibles e intangibles que puedan impactar sobre la valuación de las acciones
Por otra parte, la unidad ejecutora deberá coordinar las medidas necesarias para que la privatización de Nucleoeléctrica Argentina esté finalizada en el lapso de un año a partir de la publicación de la resolución.
Qué es Nucleoeléctrica Argentina S.A
La empresa Nucleoeléctrica Argentina Sociedad Anónima (NASA) es la encargada de operar las tres centrales nucleares que tiene el país: Atucha I, Atucha II y Embalse. Entre todas suman una potencia instalada de 1763 MW y aportan el 7% de la energía eléctrica del país. Los accionistas de la compañía son el Ministerio de Economía (79%), la Comisión Nacional de Energía Atómica (20%) y Energía Argentina (Enarsa).
En 2024, la empresa que controla las centrales nucleares del país alcanzó un récord de generación con más de 10,4 millones de MWh netos y un factor de carga del 73,3%. De acuerdo a estimaciones preliminares de analistas del sector, podría tener una valuación total de entre US$560 millones y US$1000 millones.
A finales de septiembre, cuando el Gobierno autorizó el proceso, señaló que con este esquema el objetivo es “nivelar las reglas de juego respecto a la actividad de generación proveniente de otras fuentes”. En tanto, destacó que transferir la actividad de la empresa al sector privado resulta una “conveniencia”.
“La intervención estatal a través del desarrollo de actividades que pueden ser efectuadas por el sector privado no ha dado los resultados esperados y ha sido incapaz de brindar una solución eficiente y rentable para el Estado. Desde el inicio de la gestión, este gobierno ha impulsado una política de reducción del déficit fiscal y del sobredimensionamiento estatal, con el objetivo de mantener el equilibrio de las cuentas públicas”, indicó.
Al anunciar el proceso de privatización, el Gobierno informó que durante 2023 la empresa recibió transferencias de capital no reintegrables por parte del Estado por un valor de $700 millones (aproximadamente 2 millones de dólares a noviembre de ese año).
La Comisión de Servicios Públicos de la Cámara de Diputados de la provincia de Buenos Aires aprobó este jueves el dictamen para su tratamiento posterior de un proyecto de ley para obligar a las empresas petroleras a comunicar las subas de precios de combustibles al menos con 72 horas de anticipación.
El proyecto fue presentado por la diputada Ayelén Rasquetti quien señaló que su objetivo es “garantizar la transparencia en la comunicación de los precios en los combustibles líquidos”. Es una evidente respuesta a la decisión de YPF de dejar de informar los aumentos de precios en las estaciones de servicio.
Si aumenta la luz… debe ser informado… Si aumenta el gas, también … Si aumenta el agua, hay que comunicarlo… Si sube el bondi, se avisa… Y LA NAFTA NO?? POR QUÉ??
También se obligaría a colocar un cartel en cada surtidor e informar en medios digitales 48 horas antes de la modificación de los valores. El no cumplimiento de la disposición implicaría multas de entre 5000 y 150.000 litros de nafta súper.
El proyecto ya levantó críticas de empresas petroleras, las que argumentan que una medida de ese tipo podría provocar desabastecimiento y no favorecería a la competencia.
Un grupo de empresas privadas avanza en la puesta en marcha de un corredor logístico integral que unirá el puerto entrerriano de Ibicuy, Entre Ríos, con distintas localidades de Buenos Aires y Río Negro, con el propósito de transportar arena de fractura destinada a Vaca Muerta y otros yacimientos de hidrocarburos no convencionales.
El proyecto busca resolver uno de los principales cuellos de botella del desarrollo energético argentino: el costo del transporte de arena. Actualmente, más del 70% del valor final del insumo corresponde a la logística, lo que afecta la competitividad de la industria.
La propuesta contempla un sistema multimodal que combinará transporte marítimo, fluvial y terrestre, aprovechando las ventajas de cada modalidad para abaratar costos y reducir el impacto ambiental.
“El desafío no es la arena, que la tenemos y de excelente calidad, sino la logística”, explicó Eduardo Ramírez, CEO del Grupo Fátima, que lidera la iniciativa. “Queremos que el transporte deje de ser un obstáculo y se convierta en una ventaja competitiva para el desarrollo energético argentino”, señaló.
Según Ramírez, el nuevo esquema no solo apunta a mejorar la eficiencia operativa, sino también a impulsar un modelo logístico más sustentable, en línea con los estándares ambientales internacionales.
A diferencia de experiencias previas, este emprendimiento es completamente privado. Las empresas participantes ya iniciaron inversiones en infraestructura y estudios técnicos de viabilidad, además de mantener negociaciones con entes portuarios y autoridades locales para consolidar alianzas estratégicas.
La iniciativa prevé la construcción y adecuación de terminales de acopio y transferencia, así como la incorporación de tecnología de trazabilidad para seguir la ruta del insumo desde su extracción hasta su destino final.
Con este plan, los impulsores del corredor buscan acompañar el crecimiento de la producción energética nacional y promover una logística federal más eficiente.
“La energía del futuro no solo depende de la producción, sino de cómo la conectamos con el territorio. Por eso apostamos a una logística trazable y eficiente”, concluyó Ramírez.
La Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (CECHA) manifiesta su rechazo al proyecto de ley presentado en la Cámara de Diputados de Buenos Aires que busca obligar a los expendedores de combustibles a informar con 72 horas de anticipación cualquier modificación en los precios, y a publicitarlos con 48 horas de antelación.
La iniciativa, impulsada por la diputada Ayelén Rasquetti (Unión por la Patria), cuenta ya con dictamen de mayoría de la Comisión de Servicios Públicos de la Legislatura bonaerense y será tratada en los próximos días en la Comisión de Legislación General, con posibilidad de llegar al recinto en las próximas dos semanas.
Los empresarios nucleados en CECHA comunicaron que la entidad “comparte la preocupación manifestada por diversos actores del sector productivo bonaerense”, y entre los principales argumentos que sustentan esta posición se destacan:
-Riesgo de desabastecimiento: la publicidad anticipada de cambios de precios generaría picos de demanda artificiales, llevando a situaciones de quiebre de stock en las estaciones de servicio.
-Confusión operativa y legal: el proyecto obligaría a exhibir precios futuros, mientras la normativa vigente exige mostrar los valores actuales, lo que generaría confusión entre clientes y empleados.
-Inviabilidad de esquemas dinámicos de precios: muchas petroleras implementan ajustes variables a lo largo del día para optimizar la demanda, una práctica que resultaría incompatible con la obligación de anunciar cambios con 72 horas de antelación.
-Duplicación normativa: la iniciativa genera una superposición innecesaria con regulaciones nacionales ya vigentes que garantizan la protección al consumidor, el acceso a la información y la competencia en el mercado.
CECHA hizo un “llamado a los legisladores a reconsiderar los impactos negativos que esta ley podría tener sobre la actividad y la población bonaerense”.
La compañía de midstream Oleoductos del Valle (Oldelval) y Trafigura, uno de los mayores traders de combustibles del mundo, inauguraron este martes un oleoducto de derivación hacia la refinería de Bahía Blanca. El nuevo ducto tiene 11 kilómetros de extensión y suma una nueva alternativa de exportación por el Océano Atlántico para la producción de Vaca Muerta. La obra demandó una inversión de más de US$ 25 millones. El oleoducto tiene 14 pulgadas de diámetro y conecta el sistema troncal Allen–Puerto Rosales de Oldelval con la refinería de Trafigura en Bahía Blanca.
“Es una obra estratégica para el sistema de transporte de crudo del país que mejora la flexibilidad operativa y la capacidad exportadora de la cuenca Neuquina”, afirmaron las compañías en un comunicado. Y añadieron que “fue ejecutada cumpliendo los más altos estándares de seguridad y medio ambiente”.
Durante la inauguración el CEO de Oldelval, Ricardo Hosel, destacó que “esta obra comenzó a gestarse en 2020 y hoy es una realidad gracias al compromiso, la planificación y el trabajo conjunto entre el sector privado y el Estado”. También subrayó que la iniciativa “refuerza el compromiso con una cuenca integrada, competitiva y eficiente en la evacuación de crudo hacia el Atlántico”.
Por su parte, el director Comercial de Trafigura, Gerardo Zmijak, resaltó la importancia que tuvo esta obra tanto para la industria como para Bahía Blanca y subrayó el trabajo de todos los trabajadores que la hicieron posible pese a las adversidades que generó la inundación del pasado 7 de marzo.
El acto de inauguración se realizó en la Unidad de Almacenamiento y Medición (UAM) de Oldelval. Además de además de Zmijak, por parte de Trafigura estuvieron presentes la gerente de Proyectos y Estructuración de Negocios, Cecilia Díaz de Souza, y el gerente de Gestión y Proyectos de Refinería, Paulo Carozzi.
En representación de Oldelval también participaron el gerente de Proyectos, Federico Zárate, y el Gerente de Construcciones, Mauro Cabrera. Además, participó el presidente del Consorcio de Gestión del puerto de Bahía Blanca, Santiago Mandolesi Burgos, y el secretario de Producción, Gustavo Lari, en representación del municipio.
Bomberos voluntarios de nueve partidos del sur del conurbano bonaerense participaron este año de un programa de formación organizado por MetroGAS en alianza con Fundación Bomberos Argentina, para fortalecer las capacidades de respuesta ante emergencia y promover una comunidad más segura.
El programa de formación para bomberos voluntarios ya reunió en los últimos tres años a más de 630 participantes y la alianza con la fundación permite ampliar el alcance del personal para capacitar.
En lo que va del año, ya participaron de la formación más de 120 bomberos de los partidos de Lanús, Avellaneda, Quilmes, Berazategui, Florencio Varela, Ezeiza, Almirante Brown, Esteban Echeverría y Lomas de Zamora, y se prevén otros dos encuentros para alcanzar casi 200 bomberos capacitados.
El director de Asuntos Corporativos y Comunicación de MetroGAS, Alejandro Di Lázzaro destacó que “Nuestra prioridad es la seguridad y la prevención. Por eso, acompañar la formación de los bomberos voluntarios es clave para fortalecer la respuesta ante eventuales incidentes y cuidar a la comunidad. Este trabajo conjunto con la Fundación Bomberos reafirma nuestro compromiso con la educación técnica y el desarrollo territorial”.
Desde hace más de 20 años, MetroGAS desarrolla y coordina programas de capacitación destinado a diferentes fuerzas vivas de su zona de distribución en materia de prevención, actuación y control de contingencias relacionadas con el gas natural.
Este tipo de programas se llevan a cabo en el Centro de Entrenamiento Técnico (CET) que MetroGAS posee en la localidad bonaerense de Llavallol, el único en su tipo dentro del sector de la distribución de gas, el cual está equipado para brindar experiencias prácticas en escenarios simulados de emergencia.
Allí, los bomberos participantes adquieren conocimientos teóricos y operativos sobre el funcionamiento del sistema de distribución, los tipos de materiales, presiones y longitudes de las redes, así como las contingencias más frecuentes y los parámetros de riesgo asociados.
El temario de las jornadas incluye módulos sobre introducción a la industria del gas, indicadores de gases combustibles y lucha contra incendios, abarcando desde el reconocimiento de los rangos de explosividad hasta el uso de equipos detectores, agentes extintores y técnicas de intervención ante escapes con o sin fuego.
Las prácticas se realizan en un simulador que reproduce distintos escenarios, como fuego de trinchera, jet fire y escapes laterales.
La Fundación Bomberos Argentina centra sus actividades en apoyar la labor de bomberos, fortalecer su rol social y promover su desarrollo personal y profesional. Además, trabaja fuertemente en contribuir a la construcción de una sociedad más segura y que actúe como agente de difusión de buenas prácticas en prevención de riesgos.
El desfase entre la veloz curva de avance de la Inteligencia Artificial (IA) y el ritmo de adopción de esta tecnología en la industria no convencional de la Argentina, especialmente en Vaca Muerta, fue el eje del encuentro de especialistas en tecnología e hidrocarburos sobre “Eficiencia Aplicada al Oil & Gas” organizado por la empresa de servicios especiales Calfrac, las tecnológicas AWS e Inisoft y la consultora especializada Trossero & Co.
El primer panel denominado “Innovar con datos para incrementar eficiencia en operaciones” contó con especialistas de AWS, Inisoft Global, Grondplek y Aleph Energy. La panelistas contarán los casos reales sobre modelos predictivos, IA generativa y estrategia de datos aplicada a operaciones en la industria. Un segundo abordó “Casos de Innovación & Tecnología Aplicada a Oil & Gas – Dual Fuel” con referentes de Tecpetrol, Calfrac, Eku Power Drives y QM.
Chernoff (izq), Orrico, Cocco y Dreizzen del panel de IA en Oil & Gas. Foto: Daniela Damelio.
La coincidencia general de los expositores subraya que si bien la IA es una herramienta clave, la curva de avance tecnológico es significativamente más rápida que la curva de adopción del sector del Oil & Gas, ya que este requiere adaptar procesos y acercar mundos entre la producción y la tecnología. En ese sentido, coincidieron en que los equipos de trabajo deben ser mixtos y que la IA funciona mejor como un copiloto o apoyo al experto, no como una solución técnica autónoma.
Extender la IA en Vaca Muerta
El objetivo central es reducir esa brecha para lograr ganancias sustanciales de eficiencia e impacto real en el negocio, para lo cual los expertos recalcaron que la IA debe apoyar los procesos de cada una de las empresas, sin proponer una solución única para toda la industria. Una de las propuestas del debate fue desarrollar un agente especializado en energía (como Gemini o Chat GPT, pero de exclusivo procesamiento con IA generativa para la industria) que requiere un proceso detallado de facilitarle información, darle instrucciones y enseñarle el entorno en el cual se va a mover, para poder generar un modelo.
Pero el debate tecnológico se da en un contexto geopolítico y económico de alta exigencia global. Daniel Dreizzen, managing director de Aleph Energy, destacó que la demanda energética no para de crecer y se está acelerando -creciendo más del 2% en 2024- con Estados Unidos como principal productor mundial tras la revolución del shale. Dreizzen alertó que la demanda eléctrica mundial crece al doble del promedio de otras energías, un 4,2%, y que la propia IA es un motor de ese aumento de consumo, cuya necesidad energética “pareciera ser casi infinita”.
“Ser exportadores de energía exige una eficiencia superlativa no solo en el upstream sino en toda la cadena de valor”, dijo el analista que identificó el capital como una de las principales restricciones en esa competencia de recursos y enfatizó la necesidad de una adopción sistémica de la IA para lograr la competitividad necesaria en proyectos que se miden a escala global.
Los expositores aportaron casos de implementación de IA en Vaca Muerta. Foto: Daniela Damelio.
Matías Orrico, Data and IA Specialist de AWS, enfatizó que la IA generativa requiere una base sólida de información para ser efectiva, ya que “si el dato no está bien, la respuesta es exponencialmente peor que un machine learning tradicional”. Por ello, subrayó que lo esencial es el buen gobierno de datos y la fundación de datos para asegurar que el sector pueda acceder a ellos de manera confiable para la toma de decisiones.
El especialista explicó que el caso de uso impulsa las soluciones de AWS, y que un proyecto de IA es exitoso por su repago y el beneficio para la compañía. Como ejemplo, mencionó la carga de datos de pozos para que la IA responda con lenguaje natural sus características, lo que reduce drásticamente el tiempo de análisis humano. Además, destacó la visión de la IA como asistente: “El mejor uso de la IA es de copiloto, acompañante del experto, que le permite acceder y procesar más rápido la información”. Para la implementación, recomendó contar con una plataforma de datos gobernada y un framework para abordar todos los proyectos de IA generativa.
Ganar eficiencia, impactar en el negocio
Desde la perspectiva del desarrollo e implementación, Mauro Cocco, Data Scientist de Inisoft Global, señaló que muchas empresas no iniciaron aún el camino digital y que el paso inicial es crucial para convencer a la estructura corporativa de los beneficios. “El principal desafío es romper la inercia a través de proyectos de corto alcance y grandes ganancias, donde la calidad de los datos iniciales puede ser baja, pero que permiten implementar modelos sencillos con resultados transformadores”, consideró.
El experto de Inisoft identificó que la industria petrolera está «un paso atrás» de otros sectores productivos por la amplitud de sus áreas técnicas y porque la calidad y el tipo de datos están fuertemente ligados a condiciones físicas. Enfatizó que es fundamental entender el problema en profundidad: “Mucha veces la solución basada en datos no tiene que irse necesariamente a lo complejo sino atacar de forma incremental esa solución”. Citó como caso de éxito la optimización del monitoreo en la etapa de flowbacks para la detección temprana de alarmas en la degradación de orificios, un incidente poco usual pero “carísimo” en pérdidas económicas y operativas.
El auditorio estuvo conformado por empresas operadoras y de servicios. Foto: Daniela Damelio.
Por su parte, Tomás Chernoff, CTO & Co-founder de Grandplek, abordó el concepto desde la tecnología de manufactura avanzada, en particular la impresión 3D metálica. Chernoff explicó que “la industria está integrando soluciones de IA en el diseño de piezas de alta criticidad, lo que se conoce como diseño paramétrico o diseño orgánico generativo. Esta metodología utiliza el análisis de datos e IA para generar modelos de fabricación con eficiencias que no parecen mecánicas”.
El especialista de Grandplek destacó que “el potencial de esta fusión para la industria es hackear la forma que se pueden obtener las piezas” y permite abordar el proceso interactivo de diseño sin producción local. La implementación requiere superar las barreras de ensayos y calidad, aprovechando la analogía de datos de otros mercados más maduros. Finalmente, proyectó el mediano y largo plazo del sector: “El futuro es encontrar una manera de calidad y procesos bajo estándares y pasar las barreras de ensayos y de datos válidos”.
El gobierno de los Estados Unidos rechazó en inusuales y duros términos la propuesta de Gunvor de comprar los activos que la petrolera rusa Lukoil posee fuera de Rusia. Gunvor, uno de los principales traders de commodities del mundo con asiento en Suiza, esperaba obtener el aval regulatorio estadounidense, pero se encontró en la tarde de este jueves con la negativa del Departamento del Tesoro, que inclusive calificó a la empresa suiza de ser un «títere del Kremlin».
Gunvor había alcanzado la semana pasada un acuerdo con Lukoil para adquirir sus activos fuera de Rusia, que incluyen principalmente operaciones de upstream, refinerías y estaciones de servicio.
En Latinoamérica, Lukoil solamente tiene activos en upstream en México, sector en donde también tienen presencia empresas con asiento en la Argentina como Pan American Energy (PAE) y Vista. Gunvor había sugerido que podría desprenderse de los activos de Lukoil en exploración y producción, que en México incluyen hidrocarburos offshore y un proyecto noconvencional.
Lukoil, la segunda petrolera más importante de Rusia, había puesto a la venta sus activos en el extranjero pocos días después de que la administración de Donald Trump anunciara sanciones económicas contra ella y contra Rosneft.
Sin embargo, en la tarde de este jueves, el Departamento del Tesoro sepultó con unos términos inusualmente duros cualquier posibilidad de aprobar la operación y vinculó directamente a la empresa suiza con el esquema de poder del presidente de Rusia, Vladimir Putin.
Gunvor, un «títere de Putin»
«El presidente Trump ha sido claro en que la guerra debe terminar de inmediato. Mientras Putin continúe con los asesinatos sin sentido, el títere del Kremlin, Gunvor, nunca obtendrá una licencia para operar y obtener ganancias», publicó el Tesoro en su cuenta oficial en la red X.
Desde Gunvor rechazaron esa calificación y anunciaron que retiraban la oferta. «La declaración del Departamento del Tesoro es fundamentalmente errónea y falsa», declaró Seth Pietras, portavoz de Gunvor, al medio estadounidense Politico.
Historial con Rusia
En la decisión del gobierno estadounidense probablemente haya pesado el historial particular entre Gunvor y Rusia. La compañía suiza especializada en la comercialización de commodities es uno de los principales comercializadores de petróleo crudo y combustibles originados en Rusia.
Gunvor Group fue fundado en el 2000 por el empresario suizo Torbjörn Törnqvist y por el empresario ruso Gennady Timchenko. El empresario ruso vendió el 43% de las acciones que tenía en Gunvor en 2014, pocos días antes de ser sancionado por el gobierno estadounidense tras la anexión de Crimea por parte de Rusia y debido a su ascendencia en el sector energético ruso y sus vínculos con Putin.
Törnqvist, el CEO y propietario del 85% de las acciones de Gunvor, había asegurado esta semana que el acuerdo con Lukoil no incluía ninguna claúsula de eventual reventa de los activos a la empresa rusa.
La operación hubiera representado un salto significativo para Gunvor en el negocio del comercio global de hidrocarburos. A diferencia de sus rivales como Trafigura y Vitol, el negocio de la empresa suiza es casi exclusivamente de compra, venta y transporte de commodities. Lukoil produce petróleo crudo fuera de Rusia equivalente a la producción de un país como Ecuador, que está cercana a los 500.000 barriles por día.
Lukoil en México
Lukoil es un jugador con operaciones relevantes en Europa del Este, Asia Central e inclusive en los EE.UU. Su presencia en Latinoamérica es comparativamente inferior: solo posee activos en upstream offshore y un proyecto no convencional en México. Antes del rechazo de EE.UU., el líder de Gunvor había sugerido que se desprendería de algunos de los activos de Lukoil en exploración y producción de hidrocarburos, ya que el interés central estaba en los activos relacionados con la comercialización en las áreas de refinación y distribución de combustibles.
La empresa rusa posee el 75% de Petrolera de Amatitlán, que tiene firmado con la petrolera estatal PEMEX un Contrato Integral de Exploración y Producción (CIEP) para desarrollar un bloque en Amatitlán, un campo de petróleo no convencional ubicado en los estados de Veracruz y Puebla.
Pero la principal presencia de Lukoil en México está en el offshore. Lukoil es propietaria del 50% y operadora del bloque 4 en los campos de aguas someras Ichalkil y Pokoch, en donde está produciendo 8000 barriles de petróleo y 15 millones de pies cúbicos de gas natural asociado diarios. El restante 50% pertenece a Petrobal, petrolera adquirida el año pasado por el grupo Carso del empresario Carlos Slim.
La petrolera rusa también participa en bloques en fase de exploración en aguas someras. Junto a la petrolera italiana Eni son propietarias del bloque 12, teniendo Lukoil el 60% de la participación y siendo la operadora del mismo. En 2021 anunció el descubrimiento de aproximadamente 250 millones de barriles en la estructura Yoti West del bloque. Lukoil además posee una participación del 20% en el bloque 10 y del 25% en el bloque 28, ambos operados por Eni. Eni ha realizado varios descubrimientos en el bloque 10.
Petróleo y gas en México
Los contratos CIEP tienen origen en la reforma energética del ex presidente Enrique Peña Nieto que habilitó el ingreso del capital privado en la exploración y producción de hidrocarburos en México, terminando con el monopolio de PEMEX. Fue a raíz de esta reforma que Lukoil y demás petroleras extranjeras como PAE ingresaron en el upstream mexicano.
PEMEX subrayó en su plan estratégico 2025-2035 que la última estimación oficial arroja un volumen de 113 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente de recursos prospectivos. De ese total, el 57% se encuentra en plays no convencionales y el 21% en el Golfo de México. Durante el periodo 2019-2023, la producción de líquidos y gas fue ascendente, resultado de la incorporación de nuevos desarrollos productivos que revirtieron años de declinación previa.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos de México estima que solo el campo Amatitlán, que integra la formación no convencional Chicontepec, posee 4200 millones de barriles de petróleo crudo y 3,33 mil millones de pies cúbicos de gas natural.
Queda sólo una semana para la presentación de ofertas de la Licitación de Suministro 2025/01 de Chile. El próximo viernes 14 de noviembre se entregarán las propuestas del proceso que subastará 1680 GWh para abastecer las necesidades de los clientes regulados a partir de 2027 y solamente por un período de sólo cuatro años (hasta el 31 de diciembre de 2030 inclusive).
La convocatoria está segmentada en cuatro bloques zonales, y cada uno 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.
Sin embargo, una de las claves es que se trata de una licitación de corto plazo, por lo que desde el sector se anticipa que los PPAs no estarán apalancados en nueva infraestructura, sino en excedentes de energía o energía des-contratada de portafolios existentes.
“Los players naturales serán comercializadoras y proyectos utilities de gran escala, habituadas a operar contratos de mediano plazo y que tienen portafolios que colocan contratos de 4, 6 u 8 años de horizonte”, aseguraron fuentes cercanas a Energía Estratégica.
Y si bien en esta oportunidad no hay estímulo económico para las ofertas que tuvieran respaldadas parcial o totalmente con almacenamiento o generación renovable no variable, la industria energética no descarta que haya proyectos BESS que compitan por los 1680 MWh, especialmente en el caso de empresas que buscan securitizar ingresos futuros mediante contratos PPA o que disponen de portafolios de proyectos listos para materializar.
“Son dos tipos de jugadores participarán ahora, sobre todo considerando que el riesgo de una sobre instalación de batería está a la vuelta de la esquina”, apuntaron.
Todas estas orientaciones convierten al costo marginal en el principal punto de referencia para estructurar las ofertas, reemplazando al CAPEX (gastos de capital) como señal de precio.
“Dependerá de la perspectiva de riesgo que tenga un jugador, de lo que espera del precio mayorista del mercado, que ha tendido a estabilizarse en los últimos meses”, analizaron desde la industria eléctrica.
El antecedente más directo de precios en el mercado regulado es el resultado de la licitación de suministro 2023, en la que Enel se adjudicó la los 3600 GWh/año subastados (1500 GWh en el bloque N°1 y 2100 GWh en el bloque N°2 – la totalidad de la convocatoria) en los tres sistemas zonales contemplados y en todos los sub-bloques horarios, a un precio de USD 56,679 MWh.
A partir de esa cifra, el mercado proyecta precios iguales o superiores a ese umbral de casi USD 56 MWh. Si bien no se descarta que surjan ofertas más agresivas, las condiciones actuales reducen el espacio para maniobras arriesgadas.
“Puede haber precios más bajos, pero es complicado porque la licitación cuenta con poco volumen a subastar, sumado a que se deben considerar los indicadores del precio medio de oferta y el de adjudicación”, plantearon desde el sector.
“En los últimos procesos hubo players que hicieron una jugada arriesgada fuera del mercado, con precios muy agresivos e insostenibles, y quedaron después del mercado con precios promedios, aunque fuera de la adjudicación. Eso podría pasar acá si alguien toma mucho riesgo”, agregaron con este portal de noticias.
En paralelo, el escenario regulatorio añade un factor de incertidumbre difícil de ignorar. Tras el error en el cálculo de tarifa por parte de la CNE, se activó un “frenesí legislativo” que incluye propuestas con poco respaldo parlamentario pero potencial de impacto, como eventuales mecanismos de Precios Estabilizados al Cliente (PEC).
A esto se suma la incertidumbre por la definición del Decreto Supremo 125, considerado la última pieza pendiente para establecer las reglas operativas del almacenamiento, lo que también podría repercutir en la cantidad de oferentes como en que el mercado traspase esos riesgos de manera implícita con un precio más elevado
Es decir que el escenario competitivo de la Licitación de Suministro 2025/01 se diferencia claramente de los años más activos del mercado eléctrico chileno (hubo ciclos con decenas de oferentes y hasta precios récord) pero que también podría marcar una referencia clave para las renegociaciones previstas hacia 2026.
“El próximo viene con renovación de contratos de los jugadores restantes, que mirarán el precio de esta licitación como señal de precio”, proyectan. Por eso, más allá del volumen adjudicado, el llamado actual funcionará como un termómetro de apetito inversor y de posicionamiento estratégico.
“Las convocatorias de la CNE siempre son una buena señal para medir el interés del mercado”, concluyen desde el sector, que observan con atención lo que ocurra el próximo viernes. En juego no solo está la adjudicación de energía, sino también el rumbo que tomará el mercado eléctrico chileno en los próximos años.
Costa Rica reforzó su posición como líder regional en energías limpias con una estrategia integral que combina nuevas licitaciones, proyectos emblemáticos y reformas regulatorias. Coincidiendo con el inicio de la COP30, la nación centroamericana se presenta con una matriz eléctrica que supera el 98% de generación renovable y un plan robusto para sostener ese liderazgo en el mediano y largo plazo.
“Costa Rica mantiene una de las matrices eléctricas más limpias del mundo”, afirmó Ana Lucía Alfaro Murillo, Projects Director y asesora senior en energía y sostenibilidad en Biomatec, al destacar el reto de sostener esa ventaja competitiva frente al crecimiento de la demanda y los impactos climáticos.
Entre 2026 y 2034, el país desplegará nuevas plantas solares, repotenciará parques eólicos y sumará más de 100 MW de geotermia firme. En concreto, se prevé la entrada en operación de cinco plantas solares privadas y tres públicas a partir de 2027, así como la repotenciación del parque eólico Tejona en enero del mismo año.
A su vez, el proyecto Borinquen I (55 MW) ya se encuentra en construcción, y Borinquen II y PLB-01, también geotérmicos, apuntan a estar listos hacia 2032.
“La consolidación de la geotermia permitirá incrementar la oferta de energía firme y gestionable en la matriz”, destacó Alfaro Murillo.
Para cubrir la demanda durante esta transición, el ICE contempla la contratación temporal de 240 MW de generación térmica entre 2026 y 2028, asegurando confiabilidad mientras avanzan los nuevos proyectos y se moderniza la infraestructura hidroeléctrica existente.
El inicio de la COP30, que se desarrolla desde hoy, encuentra a Costa Rica en una posición activa en la agenda climática internacional. El país buscará ampliar su acceso a financiamiento climático, apelando a su compromiso ambiental, a pesar de su reciente clasificación como país de renta media-alta.
“La cumbre puede fortalecer la movilización de recursos internacionales, facilitar el acceso a tecnología y consolidar una cartera de proyectos bancables”, planteó la ejecutiva, quien resaltó el potencial de instrumentos como los canjes de deuda por clima y el blended finance para financiar geotermia, almacenamiento y eficiencia energética.
Sin embargo, el avance técnico no ha sido acompañado aún por una modernización normativa suficiente. Costa Rica carece de un mercado formal para servicios como regulación secundaria, respaldo de capacidad firme o flexibilidad. En este marco, Alfaro Murillo advirtió: “Se vuelve indispensable definir reglas que valoren la flexibilidad y el almacenamiento”, citando la necesidad de reconocer tecnologías como BESS, hidroeléctricas con embalse y geotermia modulable.
A pesar de que la Ley 10086 (2022) abrió el camino para el autoconsumo y las comunidades energéticas, persisten trabas tarifarias, de interconexión y administrativas. “Aunque se han abierto caminos, aún existen barreras tarifarias, de interconexión y procesos”, señaló la directora de Biomatec, quien propuso un reglamento operativo unificado entre ARESEP, ICE y las distribuidoras.
En paralelo, Costa Rica apunta a incorporar 120 MW de almacenamiento energético con duración de 4 horas entre 2031 y 2034, aunque aún no cuenta con un marco tarifario que reconozca su operación, interconexión y retribución.
Uno de los ejes técnicos del plan nacional es la ejecución del Plan de Expansión de la Transmisión (PET 2024–2034). Esta hoja de ruta contempla nuevas líneas y subestaciones para evacuar la generación variable prevista en Guanacaste, Puntarenas y la Zona Norte, así como el fortalecimiento de la interconexión con el Mercado Eléctrico Regional (MER).
“Es clave integrar el PET con el Plan Nacional de Energía 2025–2035 y los compromisos climáticos”, remarcó Alfaro Murillo, subrayando la importancia del planeamiento energético a largo plazo con criterios de sostenibilidad ambiental y social.
No obstante, la burocracia sigue siendo uno de los mayores obstáculos para el despliegue renovable, afectando incluso a proyectos estratégicos. “Muchos enfrentan demoras por trámites superpuestos entre MINAE, SETENA, CFIA, municipalidades y el propio ICE”, indicó la entrevistada, quien sugirió una ventanilla única energética o un fast-track verde para dinamizar la inversión nacional y extranjera.
“Estas medidas fortalecerán la competitividad del sistema eléctrico costarricense y facilitarán el acceso a financiamiento climático internacional”, concluyó Ana Lucía Alfaro Murillo.
Con más del 40% del market share en Perú, JA Solar fortalece su liderazgo en el segmento fotovoltaico, con presencia consolidada tanto en proyectos utility scale como en generación distribuida. Desde la compañía aseguran que esta posición privilegiada responde a una estrategia de largo plazo basada en productos con tecnología probada, bajo riesgo financiero y fuerte adaptación al territorio.
“La solución específica que estamos ofreciendo hoy en día es el módulo fotovoltaico, con foco en aquellos que tienen más track record de mercado, que son robustos”, manifestó Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM de JA Solar, en el marco de una entrevista exclusiva en Future Energy Summit (FES) Perú.
Donzino explicó que uno de los objetivos principales de la compañía es reducir el riesgo del cliente al mínimo posible, especialmente en proyectos donde el componente financiero es determinante. “La forma de hacerlo es ofreciendo productos que están probados, que tienen un track record, que sabes que van a cumplir lo que prometen”, destacó.
Mire la entrevista completa con Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM de JA Solar: https://youtu.be/YAbYfR-XhuA
En este sentido, el módulo JAM66D45 se convierte en el producto insignia de la firma en el mercado local. “Es uno de nuestros módulos más probados en distintos ecosistemas. Está funcionando en condiciones como las del Perú: zonas desérticas, de altura con lluvia y otras con humedad”, detalló el ejecutivo. El portafolio se complementa con otras variedades de módulos, todos validados previamente en escenarios complejos.
Además del soporte tecnológico, JA Solar mantiene una presencia local integral, tanto comercial como técnica, que le ha permitido afianzarse en proyectos de gran escala. Entre los más emblemáticos se encuentra la adjudicación de CSF Illa en Arequipa de 472 MW, que será el parque solar más grande de Perú, en el segmento utility, así como el proyecto de generación distribuida más grande de agroindustria y otros desarrollos vinculados al autoconsumo.
“Tenemos presencia con distribuidores, con proyectos grandes, tanto Infinity como agroindustria. La presencia en el mercado peruano es fuerte”, aseguró.
Desde su visión regional, Donzino considera que Perú está en la antesala de un crecimiento acelerado, impulsado por reformas regulatorias que destraben el desarrollo solar en autoconsumo. “Cuando esté habilitada la inyección a red, va a impulsar el mercado de generación distribuida en Perú”, sostuvo.
La firma viene trabajando con dos distribuidores clave en el país y cree que su experiencia previa en ecosistemas similares, como el proyecto minero en Catamarca, Argentina, será clave para el crecimiento peruano. “Ya tenemos casos de aplicación reales y podemos trasladar esa experiencia al mercado peruano”, detalló Donzino, destacando cómo los aprendizajes regionales se transforman en ventajas competitivas.
En cuanto a los desafíos, el ejecutivo identificó en la normativa uno de los principales puntos de atención. Si bien el país cuenta con un entorno geográfico ideal para el desarrollo fotovoltaico —con zonas de alta radiación solar y condiciones térmicas favorables—, la falta de reglamentación clara sobre inyección a red y compensación de excedentes ralentiza el crecimiento de la generación distribuida.
Aun así, desde JA Solar creen que el avance es inevitable. “Nos estamos posicionando en la antesala de lo que es el boom, tanto en utility scale como en generación distribuida, con los nuevos reglamentos”, remarcóDonzino.
La compañía, fundada en 2005 y con sede en Shanghái, opera hoy con doce bases de producción y una red comercial global. Produce obleas, celdas, módulos y plantas fotovoltaicas, y ya ha suministrado más de 300 GW de potencia acumulada a nivel mundial. En 2023, se consolidó como el mayor proveedor global de módulos solares por volumen, según datos de InfoLink y PV Tech.
Con esta base, JA Solar ve a Perú como un mercado estratégico a mediano y largo plazo. “Contar con presencia local, una red consolidada de distribución, experiencia técnica y productos adaptados al entorno nos deja muy bien posicionados para acompañar el crecimiento que se viene”, concluyó el referente de la compañía.
La Embajada de Canadá en Argentina y la Cámara de Comercio Argentino Canadiense (CCAC) realizarán del seminario internacional “De Alberta a Mendoza, Gestionando la Complejidad de los Campos Maduros”. La jornada se llevará a cabo el lunes 17 de noviembre a las 9 horas en el Diplomatic Hotel, en la ciudad de Mendoza, y estará destinado a operadoras y proveedores del sector energético.
El encuentro reunirá a especialistas y compañías líderes de la provincia canadiense de Alberta, una de las regiones más avanzadas del mundo en gestión de campos maduros y tecnologías para la optimización de producción. Durante la jornada de la mañana se desarrollará el seminario técnico, mientras que por la tarde se llevará a cabo una ronda de negocios entre empresas locales y la delegación canadiense.
Seminario
La misión empresarial está integrada por compañías innovadoras interesadas en explorar oportunidades de asociación, transferencia tecnológica, provisión de servicios, capacitación y desarrollo conjunto con actores de la industria argentina.
Entre las empresas participantes se destacan:
Adaga Solutions: soluciones para perforación, completamiento y análisis en tiempo real (ePerform, eReport, eStream, eSteering).
Brace Tool: fabricante de herramientas de control de flujo, presión y accesorios wireline/slickline para operaciones de fondo de pozo.
Cognitive Systems: monitoreo de condición, automatización y control de maquinaria eléctrica rotativa.
Computer Modelling Group (CMG): líder mundial en simulación avanzada de yacimientos y análisis geocientífico.
DataCan Services: diseño, fabricación y servicio de herramientas de medición de presión y temperatura para fondo de pozo y superficie.
Lateral Completions: especialista en tecnologías solubles para terminación de pozos, como dissolvable frac plugs.
SAIT (Southern Alberta Institute of Technology): instituto politécnico con programas de capacitación técnica a medida para la industria energética.
SSI Artificial Lift: equipos inteligentes de artificial lifting para optimizar la producción sin detener la operación.
Team Snubbing: operador global de equipos de snubbing y control de presión para reacondicionamiento seguro y eficiente de pozos.
Validere: plataforma tecnológica para gestión de datos, calidad de fluidos y monitoreo ambiental, incluyendo emisiones de alcance 1, 2 y 3.
El encuentro representa una oportunidad estratégica para fortalecer los lazos entre Canadá y Argentina en materia de energía, innovación y sostenibilidad, y promover la colaboración entre ambos ecosistemas industriales.
Nordex Group ve en Colombia una oportunidad estratégica para el crecimiento eólico en Latinoamérica. Con más de 80 GW contratados a nivel global, la compañía considera que el recurso en La Guajira es uno de los más competitivos del continente por su alto rendimiento y la posibilidad de generar energía estable durante todo el día.
Sin embargo, José Esteva, Technical Sales Engineer Latam de la compañía afirmó: “No hay forma de que ningún proyecto eólico aquí sea viable si no resolvemos la transmisión”, durante su participación en el Future Energy Summit Colombia.
El ejecutivo remarcó que, si bien existe un interés claro de inversión en el país, la infraestructura de transmisión representa el principal obstáculo para el desarrollo de nuevos parques y la entrada en operación de los ya adjudicados.
La falta de avance en la línea colectora no sólo retrasa el cronograma de los desarrolladores, sino que también incrementa los costos por equipos inmovilizados y afecta la confianza de los inversionistas internacionales.
La desactualización arrastra una compleja combinación de factores. El tramo adjudicado en 2019 debía entrar en operación el 30 de noviembre de 2022, pero se ha visto sujeto a extensos retrasos por más de 9 000 dias adicionales, según el consorcio ejecutor.
Entre las causas se han declarado: consultas previas con más de 200 comunidades étnicas que se extendieron debido a la pandemia; trámites de licencia ambiental aún pendientes; y concesión de servidumbres en zonas de difícil acceso.
En concreto, más de 1.5 GW de capacidad eólica adjudicada permanecen parados por esta obra. Según la compañía, la señal del mercado es clara: si se habilita la evacuación de energía, el capital podría activarse de forma inmediata para completar las obras y expandir la capacidad renovable del país.
“Las voces están elevadas. Lo que hay que hacer es escucharlas y poner en ejecución los cambios”, remarcó el representante de Nordex.
Además de la transmisión, existen otros desafíos que impactan la materialización del pipeline eólico colombiano. Entre ellos, la transportabilidad de equipos en ciertas regiones del país, donde puentes y accesos limitan el traslado de componentes de gran escala.
A su vez, se mencionó en el panel la importancia del vínculo con las comunidades como un factor clave para el desarrollo sostenible de los proyectos, una variable que —indicó el vocero— requiere tiempo, diálogo permanente y una comprensión precisa de cada territorio.
Superar estas limitaciones permitirá que el recurso eólico más competitivo de Latinoamérica —ubicado en la costa Caribe colombiana— pase del potencial a la operación, consolidando nuevas inversiones y aportando energía firme al sistema eléctrico nacional.
Adaptarse al mercado colombiano
En la lista de proyectos en los que Nordex está involucrada se señalaron aquellos que trabajan con la modalidad de contratación, donde se ofrece al mercado dos esquemas según la experiencia y necesidades del desarrollador.
“Para clientes con menos experiencia trabajamos con un modelo llave en mano, donde asumimos obra civil, eléctrica y montaje del aerogenerador”, explicó Esteva.
Por otra parte, para operadores con mayor trayectoria y control sobre el proyecto, la propuesta más común es el modelo Turbine Supply Agreement (TSA), que garantiza el suministro, montaje y comisionamiento del aerogenerador con fechas acotadas, permitiendo optimizar costos y eficiencia en la ejecución.
En este marco, Nordex considera que el país se encuentra frente a un punto de inflexión: con decisiones rápidas sobre infraestructura y gestión territorial, Colombia podría recuperar el ritmo de ejecución y posicionarse como un hub eólico de referencia en la región andina.
Guatemala atraviesa una crisis energética causada por el crecimiento desordenado de la generación renovable, sin infraestructura de respaldo ni mecanismos de flexibilidad. A pocos días del inicio de la zafra 2025-2026, el sistema eléctrico ya registra vertimientos en plantas como Chixoy y Aguacapa, con excedentes de entre 100 y 250 MW. Los precios spot han caído a 0,63 USD/MWh, en un contexto de inestabilidad regional creciente.
“Tal como había predicho, el exceso renovable está empujando al sistema eléctrico al límite”, señaló Ottoniel Isaías Alfaro, presidente de la Asociación de Autoproductores con Energías Renovables de Guatemala (AAERG).
La sobreoferta afecta especialmente a los autoproductores, que hoy enfrentan restricciones operativas, dificultades para comercializar su energía y pérdidas económicas por no poder vender lo generado.
“Estos precios spot bajos crean un espejismo que podría inducir decisiones erróneas, como evitar invertir o reinvertir en sistemas de autoproducción”, advirtió. El precio promedio bajó más del 40% en un año: de US$214/MWh en mayo de 2024 a US$124/MWh en el mismo mes de 2025.
“Los vertimientos forzados implican un desperdicio de energía generada, sin ingresos por exportación o venta”, agregó. Las pérdidas en este escenario podrían superar los millones de dólares para un sector que recientemente instaló más de 200 MW entre autoproductores y generación distribuida.
El entrevistado apuntó a la raíz del problema: la ausencia de planificación. “Guatemala lleva más de cinco años sin una licitación ni un plan integral para el crecimiento en energía y su transporte”, afirmó. La reciente PEG-5-2025 fue lanzada para ofrecer contratos a 15 años, pero llega tarde y no responde a los desafíos actuales.
La licitación PEG-5-2025, publicada por el Administrador del Mercado Mayorista (AMM), contempla la adjudicación de hasta 235 MW de potencia firme y energía asociada para nuevos proyectos con inicio de suministro a partir de 2027. Sin embargo, diversos actores del sector cuestionan que su alcance es insuficiente frente a la magnitud del crecimiento renovable y la falta de infraestructura de respaldo como el almacenamiento.
Además, cuestionó los límites de la Política Energética 2019-2050: “No contempla el derecho a consumir la energía y luego venderla; solo lo renovable tiene ese privilegio, lo que restringe el campo de acción”.
Desde la Asociación, proponen habilitar almacenamiento con baterías como solución prioritaria y activar el mercado minorista para los autoproductores para un mayor sentido económico a la inversión, tomando como referencia el financiamiento por US$250 millones del BID en 2025 para minirredes rurales con baterías.
El marco normativo actual tampoco facilita las inversiones. “El gobierno debería implementar un plan de educación sobre energías renovables e incentivos para quienes realicen estas inversiones”, planteó, proponiendo incorporar créditos fiscales para baterías, como en proyectos regionales que alcanzan hasta 30% de penetración renovable con respaldo.
Frente al inicio inminente de la zafra, la ventana de tiempo para corregir es mínima. “A menos de dos semanas de la zafra, sería conveniente evaluar los parámetros de operación seguros de los cogeneradores”, propuso. Con proyecciones hidrológicas poco favorables, reconoció que “es casi inevitable evitar estos vertimientos sin comprometer a la agroindustria”.
En ese marco, AAERG exige actualizar la Estrategia para la Transición Energética, propuesta por AGER, que busca evitar desequilibrios como los registrados en mayo de 2025. También llaman a establecer alianzas público-privadas para almacenamiento y diversificación, con inversiones superiores a US$8.000 millones y capacidad de llevar el sistema al 88% de generación renovable integrada.
“Queda mucho camino por recorrer”, concluyó Alfaro. Pidió a las autoridades abrir espacios de diálogo técnico-financiero con los distintos sectores. “Superamos los 200 MW instalados y evitamos cortes en los dos últimos veranos”, recordó. A su juicio, sin una acción estructural e inmediata, el sistema volverá a tropezar con los mismos errores que hoy generan pérdidas, ineficiencia y desconfianza en las inversiones renovables.
La construcción de granjas solares de 1 MW de capacidad se perfila como uno de los segmentos más dinámicos de la transición energética en Colombia. Una historia detrás de esta realidad es la de Acema Ingeniería, compañía que en tres años pasó de ser contratista en obras eléctricas a convertirse en una de las principales desarrolladoras de generación distribuida del país, con 20 plantas en ejecución y una meta de 300 proyectos en los próximos años.
“El mercado colombiano ofrece una oportunidad única: un entorno regulatorio que facilita los permisos, estabilidad climática y alta radiación solar durante todo el año”, explicó Alejandro Zapata Ferraro, CEO de Acema Ingeniería.
En diálogo con Energía Estratégica, el ejecutivo afirmó que la Resolución CREG 174 fue clave para habilitar proyectos de pequeña escala con trámites de conexión más ágiles —en algunos casos, de hasta 90 días—, lo que atrajo a nuevos inversionistas y generó una ola de desarrollo local.
Las granjas de 1 MW, con una inversión promedio de un millón de dólares, se convirtieron en un modelo replicable y financieramente atractivo.
“Encontramos este espacio donde el retorno está asegurado por la estabilidad del recurso solar y la demanda constante de energía”, destacó Zapata, quien adelantó que Acema ya trabaja con clientes como ERCO, Sun Colombia y la estatal Urrá, además de iniciar su expansión internacional en República Dominicana, Ecuador, Argentina y Paraguay.
El crecimiento de la compañía refleja la maduración del segmento: en 2024, Acema aumentó sus ingresos un 367%. Su meta para 2025 es construir una granja solar de generación distribuida en un máximo de 120 días, cumpliendo con los estándares de seguridad y normatividad nacional e internacional.
De acuerdo con datos del sector, entre 2018 y 2023 se instalaron alrededor de 150 MW de energía solar de pequeña escala y generación distribuida en Colombia, pero el crecimiento se aceleró notablemente a partir de 2024. Ese año, el país sumó más de 215 MW adicionales y alcanzó una capacidad acumulada cercana a los 450 MW en autogeneración y mini-granjas solares,
Zapata enfatizó, sin embargo, que el desafío para un mayor despegue de estas tecnologías no sólo es técnico sino institucional, ya que «son necesarias garantías jurídicas y acceso a financiamiento estable». De esta manera señaló que aunque los incentivos tributarios ayudan, el país debe ofrecer más seguridad a los inversionistas con el respaldo de deuda.
Asimismo, de cara a un 2026 con elecciones, manifestó la importancia de que la próxima administración priorice una visión de largo plazo para evitar riesgos de racionamiento o apagones y consolidar la confianza del sector privado.
La expansión de las granjas solares de 1 MW marca un cambio de escala en la transición energética colombiana: una generación más descentralizada, accesible y con impacto directo en comunidades y empresas. En ese escenario, Acema Ingeniería emerge como ejemplo del potencial que puede alcanzar la generación distribuida cuando la innovación técnica se combina con visión empresarial.
La reducción de peso, la preservación estructural y la eficiencia operativa son los pilares de la solución que S-5! propone para el montaje de sistemas fotovoltaicos sobre cubiertas metálicas. Su producto estrella, el PVKIT®, es el primer sistema del mundo que elimina el uso de rieles en la fijación de módulos solares, optimizando recursos tanto en la logística como en el terreno.
El PVKIT® permite una instalación directa sin perforaciones, una ventaja crítica para la industria solar que busca evitar filtraciones y conservar las garantías estructurales de las cubiertas. Su diseño está orientado a lograr una fijación resistente, rápida y duradera, compatible con una amplia variedad de techos metálicos, incluyendo superficies curvas, trapezoidales y onduladas.
“El sistema preserva la integridad del techo, manteniendo la garantía gracias a su instalación sin perforaciones”, destacan desde S-5! en el PVBook 2025, el catálogo digital internacional elaborado por Energía Estratégica que reúne fichas técnicas, fortalezas de marca y experiencias internacionales que muestran cómo la innovación se traduce en proyectos reales.
El sistema de S-5! se entrega con piezas pre-ensambladas, lo que facilita el transporte, reduce el volumen total —a solo el 10% del que requieren las estructuras con rieles— y disminuye la huella de carbono de forma significativa.
Esta característica reduce los tiempos de instalación en al menos un 30%, permite un montaje más limpio, minimiza la cantidad de personal requerido en obra y reduce la huella de carbono en un 85%.
Con apenas tres componentes, el PVKIT® es 85% más liviano que los sistemas tradicionales y distribuye la carga estructural un 25% mejor, lo que lo convierte en una solución ideal para proyectos con restricciones de peso o con limitaciones estructurales, como sucede en naves industriales o cubiertas sin soporte intermedio.
Un ejemplo contundente de su aplicabilidad se concretó en San Pedro Sula, Honduras, donde se desarrolló la instalación solar sobre techo curvo más grande de Centroamérica: un sistema de 2.46 MW distribuido sobre 27 techos engargolados autosoportantes dentro de un parque industrial. El proyecto fue ejecutado por SEL Energía, división solar de Dicoma Corporación.
La instalación se realizó bajo condiciones técnicas exigentes: sin posibilidad de colocar estructuras de soporte adicionales, con estrictas restricciones de carga y sin permitir más de tres operarios simultáneamente sobre cada techo.
La solución combinó el sistema PVKIT® con la abrazadera S-5-H™ Mini, logrando una fijación directa y segura sin afectar la curvatura ni la estanqueidad de las cubiertas. Esta solución no solo cumplió con los requerimientos estructurales y estéticos del cliente, sino que también permitió reducir significativamente los tiempos y costos de instalación.
“Al representar solo el 10% del volumen de sistemas tradicionales, también es más fácil de transportar al sitio de instalación”, detallan desde S-5!.
En cuanto a certificaciones, el sistema cuenta con homologación UL, pruebas de carga validadas por laboratorios independientes y está 100% fabricado en Estados Unidos, garantizando estándares de calidad industrial para aplicaciones en mercados exigentes. Además, S-5! ofrece una garantía de por vida sobre sus componentes.
Por lo que en un contexto donde los proyectos fotovoltaicos requieren máxima eficiencia sin comprometer la seguridad, S-5! entrega una solución probada que responde con innovación a los desafíos técnicos y logísticos del sector solar. Y gracias al PVKIT®, los desarrolladores pueden avanzar en sus instalaciones con mayor agilidad, menores riesgos y un ahorro tangible en costos de instalación y transporte.
El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 17/11/2025 al 30/11/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se formularon 38 ofertas por un volumen total de 41,100 millones de metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de u$s 1,94 el millón de BTU en el PIST, y de u$s 2,58 el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.
Los precios en el PIST fueron desde u$s 0,51 hasta u$s 2,53 el MBTU, en tanto que los precios del gas puesto en el GBA fueron desde u$s 0,92 hasta u$s 3,42 el MBTU.
Desde Neuquén llegaron 12 ofertas por un total de 15,3 MMm3/día. Desde Santa Cruz 7 ofertas por un total de 5,4 MMm3/día. Desde Tierra del Fuego 8 ofertas por un total de 10,8 MMm3/día. Desde Chubut 5 ofertas por un volumen total de 5,3 MMm3/día. Y desde la cuenca Noroeste 6 ofertas por un total de 4,3 MMm3/día.
El ministerio de Economía dispuso iniciar el proceso de privatización parcial de Nucleoeléctrica Argentina Sociedad Anónima (NASA), operadora de las centrales nucleares del país, “en los términos del artículo 8° de la Ley Bases 27.742, y del decreto 695/2025”, que implica la venta de acciones al capital privado y el destino de otra porción accionaria a un Programa de Propiedad Participada (PPP) .
A través de la Resolución 1751/2025 publicada en el Boletín Oficial, la cartera a cargo de Luis Caputo instruyó a la Secretaría de Energía para encarar y concretar “en el plazo de doce (12) meses” contados desde la entrada en vigencia de la R-1751, la venta del cuarenta y cuatro por ciento (44 %) del paquete accionario de NASA. Otro 5 por ciento se destinará al PPP, y el 51 % quedará en manos del Estado Nacional (Secretaría de Energía – Comisión Nacional de Energía Atómica).
Con estos objetivos planteados, Economía determinó que la S.E. efectúe las siguientes acciones:
a. Realizar el inventario de los bienes tangibles e intangibles que hagan al valor de las acciones de dicha sociedad. b. Elaborar y tramitar la documentación licitatoria, técnica, societaria y contractual, respectiva del proceso de privatización de Nucleoeléctrica Argentina Sociedad Anónima, la que deberá contar con la intervención previa de la Unidad Ejecutora Especial Temporaria “Agencia de Transformación de Empresas Públicas”.
Energía podrá requerir la colaboración de la Unidad Ejecutora Especial Temporaria “Agencia de Transformación de Empresas Públicas” y de Nucleoeléctrica (NASA).
En este sentido, la Resolución instruye a la Unidad Ejecutora para que:
a. Coordine las acciones necesarias para privatizar parcialmente Nucleoeléctrica mediante una licitación pública de alcance nacional e internacional con base, conforme los términos de la ley 23.696 (Reforma del Estado-1989) y sus modificatorias, en el plazo señalado de doce (12) meses (Hasta noviembre de 2026).
b. Solicite a una entidad bancaria perteneciente al Sector Público Nacional la valuación del paquete accionario de NASA.
El artículo 4 de la R-1751 establece que el procedimiento de venta del paquete accionario (44 %) de Nucleoeléctrica será llevado a cabo a través de la plataforma CONTRAT.AR., conforme lo dispuesto en el decreto 416 de junio de 2025.
Asimismo, el artículo 5 instruye a la Dirección Nacional de Normalización Patrimonial dependiente de la Secretaría Legal y Administrativa del Ministerio de Economía, a coordinar las acciones para la “instrumentación y administración del Programa de Propiedad Participada de NASA, debiendo contar con la intervención de la Secretaría de Trabajo, Empleo y Seguridad Social del Ministerio de Capital Humano”.
Antecedentes
En los considerandos de la nueva resolución se describe que en 1994 se constituyó NASA con la finalidad de reorganizar las funciones a cargo -hasta ese momento- de la Comisión Nacional de Energía Atómica.
NASA desarrolló la actividad de generación nucleoeléctrica vinculada a la Central Nuclear ATUCHA I, a la Central Nuclear EMBALSE de Río Tercero, y la de construcción, puesta en marcha y operación de la Central Nuclear ATUCHA II, respetando las normas vigentes en materia de seguridad nuclear y radiológica.
Asimismo, se dispuso la transferencia a NASA de los activos y contratos de titularidad de la CNEA vinculados al desarrollo de la actividad de generación nucleoeléctrica, así como los correspondientes a la Central ATUCHA II, entonces en construcción, con excepción de los Convenios de Préstamo Internacional que se hubieren otorgado con tal destino, los que permanecieron en el Estado Nacional.
En la actualidad, el capital social de NASA se encuentra integrado del siguiente modo: un 1 %correspondiente a ENARSA; un 20 % correspondiente a la CNEA y un 79 % correspondiente al Estado Nacional, a través de la S.E. del Ministerio de Economía.
El Gobierno de Javier Milei argumenta para justificar la privatización “Que la intervención estatal a través del desarrollo de actividades que pueden ser efectuadas por el sector privado no ha dado los resultados esperados y ha sido incapaz de brindar una solución eficiente y rentable para el Estado Nacional”.
Y señala que “conforme surge de los estados contables de NASA, para financiar los proyectos de inversión se han recibido transferencias de capital no reintegrables de parte del Estado Nacional por un valor de $ 700.000.000 correspondientes a devengamientos del Ejercicio 2023”.
Especialistas del sector, detractores de este argumento, señalan que NASA no da pérdidas, y destacan el carácter estratégico del fuerte desarrollo alcanzado por la energía nuclear en el país, impulsado por el Estado argentino desde la década del 50 del siglo XX.
La Administración Milei, en tanto, hace hincapié en que “desde el inicio de la gestión este Gobierno ha impulsado una política de reducción del déficit fiscal y del sobredimensionamiento estatal, con el objetivo de mantener el equilibrio de las cuentas públicas”.
Y consideró que “con el fin de asegurar la continuidad de las operaciones de la empresa de manera eficiente y competitiva, resulta imprescindible promover e incrementar la incorporación de inversores privados, considerándose la privatización parcial de NASA como el medio más idóneo para alcanzar tal fin”.
Mientras tanto, el gobierno prácticamente ha paralizado los trabajos de construcción del reactor nuclear CAREM, de diseño argentino, y que presenta muy importantes grados de avance.
También frenó el proyecto de construcción de una cuarta central nuclear (con tecnología CANDU) cuyo financiamiento estuvo gestionando el gobierno anterior, con China. Estados Unidos venía observando estos proyectos.
NASA requiere financiamiento complementario para proyectos como la Extensión de Vida de la Central Nuclear Atucha I -está en curso y su reingreso al mercado eléctrico se prevé para el año 2027- y para una planta de Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados II (ASECG II), necesaria para continuar con normalidad la operación de la Central Nuclear Atucha II, cuya finalización fue realizada por ingenieros y técnicos de NASA.
En los considerandos de la R-1751 se reconoce que Nucleoeléctrica Argentina ha alcanzado, en el año 2024, un récord histórico de generación de energía de DIEZ MILLONES CUATROCIENTOS CUARENTA Y NUEVE MIL QUINCE (10.449.015) MWh netos, y un factor de carga del SETENTA Y TRES COMA TRES POR CIENTO (73,3 %), “evidenciando capacidad operativa y técnica, bajo estándares internacionales de seguridad”.
El gobierno publicó el lunes la resolución 434/25 donde se establecen una serie de pautas sobre como se comenzará a aplicar la reforma eléctrica, que se puso en marcha a comienzos de mes. Pese a que se había adelantado que los hogares pagarían el costo de generación real de la energía, el gobierno incorporó un subsidio que abarata ese monto un 12%. Además, la norma establece que las industrias (Grandes Usuarios de la Distribución -GUDIs-) abonarán la energía un 15% más barata que los hogares durante el verano, mientras que en el invierno tendrán que desembolsar un monto mayor.
La resolución de la Secretaría de Energía aprueba la Programación Estacional de Verano Definitiva para el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que tendrá vigencia entre el 1° de noviembre y el 30 de abril de 2026. Es la primera medida que publica la cartera a cargo de María Tettamanti después de la resolución 400, que es la que puso proa hacia la reforma del mercado eléctrico mayorista.
En rigor, los lineamientos de la reforma eléctrica que fijó la resolución publicada el 21 de octubre preveía que los usuarios residenciales empiecen a pagar a partir del 1° de noviembre el precio de la energía promedio que se desprende de todos los contratos PPA (Power Purchase Agreement) que tienen las generadoras con Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrica mayorista.
Se trata de los proyectos de generación bajo las resoluciones 21, 287, 220, las plantas de energía renovable del Programa RenovAr, los complejos hidroeléctricos nacionales (represas del Comahue, entre otras) y binacionales (Yacyretá y Salto Grande) y las plantas de energía nuclear. El precio mayorista promedio que surge de esta generación es de 66.374 pesos por MW por hora ($/MWh) en el horario pico.
Sin embargo, para amortiguar el impacto en las facturas, el gobierno decidió no aplicar el precio previsto por la reforma eléctrica, que hubiera implicado un aumento de más de 10% en las tarifas finales, y establecer que los hogares abonen 58.231 $/MWh. Este monto implica una reducción de 8.143 pesos (12%) en el Precio Estabilizado de la Energía y fue establecido por la cartera energética de manera discrecional ya que no corresponde a ningún costo de generación real.
Tarifas
El Anexo IV de la resolución 434/25 establece los precio de referencia de la energía sin subsidio, tal como prevé la reforma eléctrica. Sin embargo, el Anexo I tiene los precios con subsidios las empresas deben cargar en los cuadros tarifarios. Esa diferencia surge porque el gobierno decidió finalmente evitar un salto brusco en las tarifas y aplicar una suba más lenta de las facturas eléctricas. En otras palabras, la reforma eléctrica implicaba una quita de subsidios mayor a la que el propio gobierno estaba dispuesto a aplicar a partir de noviembre.
La Secretaría de Energía continuará estableciendo subas mensuales menores, que están previstas por la resolución 36, que establece un sendero decreciente en los subsidios hasta que en diciembre un hogar N2 (ingresos bajos) tenga un descuento en la factura de un 65% y un usuario N3 (ingresos medios) tenga un 50% de subsidios sobre el precio estacional de la energía. Lo más probable es que en febrero el gobierno establezca un nuevo sendero de quita gradual de subsidios para el 2026.
Industrias
La resolución 434/25 también fijó el precio de la electricidad para las industrias y grandes comercios, que se denominan GUDIs. La decisión del gobierno generó que la energía sea más barata para los Grandes Usuarios de Distribución que para los hogares, cuando siempre ocurrió lo contrario. En los hechos, si los usuarios residenciales pagarán durante el próximo verano 58.281 $/MWh, la resolución establece que las industrias paguen en el mismo período 49.496 $/MWh. Es decir, un precio 15% más bajo.
Esto es así porque los GUDIs se abastecen con la energía generada por máquinas viejas (como se conoce en la jerga) del mercado spot. Estas máquinas en el verano funcionan con gas natural, que es más barato porque hay mucha más oferta entre diciembre y abril por la estacionalidad en el consumo que tiene el país. En el invierno esta relación de precios se invertirá y va a ser más barata la energía para los hogares.
En el parque de generación de energía están las plantas que tienen contratos en dólares, que son inversiones que se hicieron en los últimos 10 años y las compañías las tienen que repagar también con un precio en dólares. También hay centrales de generación que tienen más de 15 o 20 años y el Estado las remunera con un esquema que se llama Costo Plus, que también se la conoce como potencia viaja.
Pedido de las empresas
Las distribuidoras advirtieron que un aspecto clave sobre el precio de la energía y el nivel de subsidios para los hogares estaba redactado de manera ambigua en la resolución 434/25. Fuentes del sector confirmaron a EconoJournal que, luego de una reunión con funcionarios de la cartera energética y las distribuidoras eléctricas, el gobierno emitirá una nota para aclarar la redacción.
Las distribuidoras objetaron el párrafo del Anexo I que afirma que “los Precios Estacionales de la Energía aquí consignados incluyen las bonificaciones determinadas por la Secretaría de Energía, como Autoridad de Aplicación del Decreto N° 465/24 y normas reglamentarias y complementarias”.
Los abogados de las empresas de distribución afirman que la redacción da a entender que el precio estacional de 58.281 $/MWh ya incluye las bonificaciones para los N2 y N3. Por lo tanto, ese sería el valor que también deberían pagar los sectores de ingresos medios y bajos. Sin embargo, en el gobierno dejaron claro que eso no es así y que a ese monto se le aplicará la bonificación. Eso es lo que van a precisar en la nota aclaratoria.
Cerro Vanguardia comenzó a producir oro y plata en 1998. El plan original proyectaba para la mina una vida útil de alrededor de 10 años porque en la etapa de factibilidad se conocía un número limitado de vetas auríferas. Sin embargo, las campañas de exploración permitieron identificar nuevas vetas y extensiones y las mejoras tecnológicas incrementaron la productividad. Esa situación llevó a recalcular las reservas y extender varias veces la vida útil del emprendimiento. La mina ya lleva 27 años en producción –en junio de 1998 comenzó a producir y en septiembre realizó la primera colada– y AngloGold Ashanti trabaja para extender de nuevo su vida útil con el proyecto Michelle, mientras avanza con el plan de cierre.
Cerro Vanguardia está ubicada en el norte de Santa Cruz, a 150 kilómetros de San Julián. Desde sus inicios lleva acumulados 130 pits, tal como se conoce en la jerga al tajo o excavación a cielo abierto desde donde se extrae el mineral. En la actualidad tiene 10 pits activos y 9 minas subterráneas en operación.
El record de producción se registró en 2017/2018 cuando la mina alcanzó 300 mil onzas de oro y cerca de 7 millones de onzas de plata. En esos años la ley promedio de oro, como se denomina en la jerga a la concentración de metal en la roca, estuvo en torno a los 6,5 gramos por tonelada y ahora ese valor cayó a unos 3 gramos.
La ley baja no significa que la mina esté agotada, sino que ya se extrajeron las zonas con mayor concentración de oro y ahora la operación se sostiene a partir del descubrimiento de nuevas vetas, mejoras en recuperación metalúrgica –el proceso que permite extraer el oro de la piedra– y minería subterránea más selectiva.
Proyecto Michelle
La vida útil de Cerro Vanguardia está prevista actualmente hasta 2028, pero la empresa busca extender ese horizonte con el proyecto Michelle, un nuevo sector del mismo distrito minero. No es una mina nueva separada, sino una ampliación de zonas mineralizadas que se planea incorporar a la mina subterránea.
Si bien Michelle está dentro del mismo distrito geológico –el Macizo del Deseado— no era originalmente propiedad de la empresa Cerro Vanguardia. A fines de 2024 se lo adquirieron a la minera Don Nicolás. “En septiembre comenzamos los trabajos de exploración y en función de los resultados que dé la geología vamos a determinar cuál es el volumen, cuánta ley tiene y cuánto podremos llegar a extender a la vida útil de Cerro Vanguardia”, destacó a EconoJournal Agustín Del Castillo, gerente de Relaciones Institucionales de la compañía.
La vida útil de Cerro Vanguardia está prevista actualmente hasta 2028.
Cierre de mina
Al mismo tiempo que busca extender su vida útil, Cerro Vanguardia avanza con el plan de cierre de la mina. Aunque parezca contradictorio, los dos procesos ocurren en paralelo en la minería moderna. La ley exige que toda mina tenga un plan de cierre desde el día que inicia. Es decir, aunque la empresa siga operando, debe tener previsto cómo desarmar, remediar y restaurar el sitio cuando concluya su actividad. El plan de cierre se va actualizando en cada etapa, justamente para que la remediación no quede improvisada al final.
“Santa Cruz es la única provincia que tiene una ley de cierre de minas. Lo que se debe ir haciendo son presentaciones parciales cada dos años. Nosotros fuimos dando todos los pasos para que nos aprueben la quinta versión y empezamos a trabajar en la sexta. La ley te ordena y te da un norte para seguir”, señaló Del Castillo.
Como parte del plan de cierre, se va trabajando en distintos objetivos como reforestar determinadas áreas o armar un talud alrededor de un pit para que no pasen los animales.
La Agencia de Desarrollo de Puerto San Julián también cumple un rol clave porque se ocupa de promover el desarrollo económico local y diversificar la matriz productiva de la zona, que depende fuertemente de la minería. Es una entidad mixta financiada por Cerro Vanguardia que realiza cursos de capacitación y formación, otorga créditos para emprendedores y financia proyectos dentro de la comunidad, en infraestructura, salud, educación, deporte y cultura. “Continuamos trabajando para que la gente se forme y empiece a pensar en un escenario de posminería. Atado a esto, también están los créditos que otorga la agencia para los emprendedores que presenten un proyecto”, concluyó Del Castillo.
Pluspetrol, la petrolera independiente argentina, llevó a cabo el Foro de Contratistas de Argentina en la ciudad de Neuquén, con el objetivo de fortalecer la gestión conjunta. Se trata de un espacio de reflexión, alineación y trabajo conjunto.
Este evento forma parte de una serie de Foros que la compañía organiza periódicamente con sus contratistas, con una versión local que esperamos repetir anualmente en la Argentina.
Foro de Contratistas de Argentina, organizado por Pluspetrol el pasado 4 de noviembre en la ciudad de Neuquén
Participación y objetivos del foro
En esta edición, se invitó a 15 principales contratistas de las áreas de Operación, Mantenimiento, Drilling & Completion y Facilities que brindan servicios en sus activos.
El propósito de esta jornada fue generar diálogos constructivos en torno a la seguridad de las operaciones, identificado los principales desafíos, fortalezas y oportunidades de mejora, y finalmente estableciendo líneas de acción vinculadas a temas clave como el Liderazgo para la Gestión de Riesgos, la Disciplina Operacional y las Competencias de los equipos de trabajo.
“Este espacio refleja el compromiso de la compañía con la de Seguridad de Procesos. Más de 60 personas, incluido el Country Manager de Pluspetrol Argentina, unidos por un objetivo común: alcanzar, garantizar y construir juntos un crecimiento seguro y sostenible a largo plazo”, indicaron desde la empresa.
Producción
Pluspetrol tiene presencia en la Argentina –donde es el cuarto productor de gas y de petróleo-, en Perú, lugar en el que se ubica como el primer productor de gas y de petróleo–, en Ecuador, Estados Unidos, Países Bajos, y Uruguay.
Este año se convirtió en el principal exportador de gas hacia Uruguay a partir de la comercialización de gas extraído en Vaca Muerta. La compañía controlada por accionistas locales es la nueva proveedora de la Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Pórtland (Ancap), la empresa pública uruguaya que se encarga de la provisión de gas natural a la totalidad de los usuarios del país vecino.
La Ciudad de Buenos Aires comenzó a probar el Trambus eléctrico, el nuevo sistema de transporte que busca unir distintos barrios con un recorrido transversal, moderno y completamente sostenible. Las pruebas iniciales se realizan sobre la Línea 34, con la capacitación de choferes, chequeos técnicos y recorridos experimentales previos a su puesta en marcha definitiva.
El primer tramo, denominado T1, unirá la Costanera Norte, a la altura del Aeroparque Jorge Newbery, con el Centro de Trasbordo Sáenz, en Nueva Pompeya. A lo largo de 12,5 kilómetros, atravesará Palermo, Villa Crespo, Caballito, Almagro, Parque Chacabuco, Boedo, Parque Patricios y Nueva Pompeya, integrando los principales corredores de la ciudad.
Según explicó el ministro de Infraestructura porteño, Pablo Bereciartua, el Trambus será “una especie de subte en superficie, similar al Metrobus, pero más moderno, 100 % sostenible, adaptado a personas con discapacidad y silencioso, lo que reducirá también la contaminación sonora”.
El Trambus eléctrico está compuesto por unidades de nueva generación, con motores 100 % eléctricos, autonomía de 170 kilómetros y una velocidad máxima de 60 km/h. Cada vehículo tiene capacidad para 30 pasajeros —13 de ellos sentados—, cuenta con accesibilidad universal y fue diseñado para operar en carriles exclusivos, lo que optimizará los tiempos de viaje.
Su desarrollo responde a la necesidad de reducir la huella ambiental del transporte urbano. Al no emitir gases contaminantes ni ruido, los Trambus se suman a la política porteña de movilidad sustentable, que ya incluye colectivos eléctricos en prueba y una red de ciclovías que supera los 300 kilómetros.
Además, el sistema busca integrarse al entramado metropolitano, garantizando un acceso más eficiente a los distintos modos de transporte y facilitando los traslados diarios de miles de usuarios.
Recorridos y conexiones con subtes y trenes
El T1 se enlazará con cinco líneas de subte:
D (Palermo)
B (Dorrego)
A (Acoyte / Río de Janeiro)
E (Av. La Plata)
H (Hospitales)
Y también con cuatro líneas de tren:
Belgrano Sur (Sáenz)
Sarmiento (Caballito)
San Martín (Villa Crespo y Palermo)
Mitre (Tres de Febrero)
Esta integración permitirá una conectividad transversal inédita en la Ciudad, combinando distintos medios de transporte en un solo trayecto fluido. Las estaciones modernas y los carriles exclusivos serán parte de la infraestructura de apoyo para garantizar la eficiencia del sistema.
¿Cuándo comenzará a funcionar el Trambus?
El primer ramal, denominado Trambus 1 (T1), se pondrá en funcionamiento en 2026, conectando la Costanera Norte, a la altura de Aeroparque, con el Centro de Trasbordo Sáenz, en Nueva Pompeya. El recorrido atravesará algunos de los barrios más densamente poblados de la Ciudad, como Palermo, Caballito, Almagro y Parque Patricios, favoreciendo una conexión transversal entre norte y sur.
Un año más tarde, en 2027, comenzará a operar el Trambus 2 (T2), que recorrerá el oeste porteño uniendo Belgrano C (tren Mitre) con San Pedrito (línea A), atravesando Flores, Villa del Parque, Agronomía y Villa Urquiza, entre otros barrios.
El ministro de Infraestructura y Movilidad de la Ciudad precisó que el nuevo sistema contará con estaciones modernas, carriles exclusivos y vehículos completamente eléctricos. “El TRAMBUS muy pronto también dejará su huella en la Avenida Juan B. Justo. El T1 conectará Nueva Pompeya con el Aeropuerto a lo largo de 12,5 km, con estaciones modernas, vehículos 100% eléctricos y carriles exclusivos”, afirmó.
Según replicó la agencia Noticias Argentinas, durante una nueva audiencia en Nueva York, los demandantes y beneficiarios del fallo que ordena pagar US$ 16.000 millones por la nacionalización de YPF denunciaron “el incumplimiento total” de la orden de Preska.
La jueza había pedido estas comunicaciones porque desea determinar la relación entre la petrolera y el Estado argentino para de esta forma luego intentar embargar activos del país y de esta forma sustanciar el pago de su sentencia.
Esta causa es una derivación del juicio original y no está vinculada directamente a la apelación directa del fallo que tuvo lugar la semana pasada. El juicio que comenzó en 2015.
Defensa Argentina en el caso YPF
Según fuentes vinculadas a la causa, en la audiencia que se realizó ayer en Nueva York la defensa de la Argentina señaló que está solicitando la “cooperación” de los involucrados pero advirtió que no puede garantizar la preservación de esas comunicaciones.
Argentina se comprometió a informar antes del 10 de noviembre quienes presentarán los chats y comenzará a producir documentos antes del 21 de noviembre.
Preska amplió su pedido para que se incluyan los contactos en plataformas como WhatsApp, Signal, redes sociales, etc. Los demandantes solicitaron que, si no hay cumplimiento al 21 de noviembre, se convoque una audiencia por desacato.
Enersa y el Gobierno de Entre Ríos inauguraron un nuevo parque fotovoltaico en el Autódromo Ciudad de Paraná, con una capacidad instalada de 300 kilovatios, generados a partir de energía solar. La obra se integra al sistema eléctrico provincial como un punto de generación limpia que mejora la calidad del servicio y fortalece la red en la zona.
“Instalamos 300 kW de potencia”, destacó el gerente general de Enersa, Jorge Tarchini, durante la inauguración. “Nos permite generar energía de forma local, limpia, y reforzar el sistema en horarios de mayor demanda. Y cuando no hay picos de consumo, seguimos inyectando energía a la red para mejorar el servicio general”, explicó.
La planta es el segundo parque solar desarrollado por Enersa y forma parte de una estrategia de expansión de infraestructura basada en energías renovables. La ubicación del parque —dentro del predio del Autódromo Ciudad de Paraná— permite optimizar el uso del recurso solar en un punto estratégico para el sistema eléctrico local.
El gobernador de Entre Ríos, Rogelio Frigerio, acompañó la puesta en funcionamiento de la nueva instalación junto a autoridades provinciales, municipales y representantes de Enersa.
Con esta obra, Enersa consolida su rol como empresa pública que invierte en tecnología, infraestructura y generación sustentable para acompañar el desarrollo energético de la provincia.
El gobernador Alberto Weretilneck calificó como “un paso clave” el acuerdo preliminar que impulsa la incorporación al proyecto Argentina LNG de la empresa XRG, el brazo internacional de inversiones de ADNOC, la compañía nacional de petróleo de Abu Dhabi. “Se consolida al país como exportador global de gas natural licuado, con las costas rionegrinas como punto estratégico de salida”, dijo.
El entendimiento fue firmado por las empresas YPF, la italiana ENI y XRG en Abu Dhabi, en el marco de la feria ADIPEC 2025, y constituye un nuevo impulso que fortalece el proyecto. “Este acuerdo representa un hecho político y estratégico de enorme relevancia. Refleja la confianza del mundo en la capacidad de desarrollo de la Argentina y abre una nueva etapa de inversión, empleo y crecimiento”, afirmó Weretilneck en sus redes sociales.
El gobernador subrayó que Río Negro será protagonista de ese proceso, con el Golfo San Matías como eje del desarrollo energético nacional. “Nuestra provincia acompañará este avance con trabajo local, participación de la industria rionegrina y formación de mano de obra para la nueva etapa que se abre”, agregó.
El proyecto, impulsado por YPF, prevé una capacidad inicial de 12 millones de toneladas anuales de gas natural licuado a través de dos buques, expandible a 18 millones, mediante tecnología flotante (FLNG) que permitirá exportar el gas de Vaca Muerta al mundo desde la costa rionegrina.
Finalmente, el gobernador felicitó al presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y a todo el equipo de la empresa estatal argentina por este logro.
La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático convoca a una Audiencia Pública presencial para el 18 de diciembre destinada a promover la participación ciudadana en el marco del proyecto “Oleoducto Duplicar Norte”, con el que se busca ampliar la capacidad de transporte de crudo entre Puesto Hernández (Neuquén) y la estación de bombeo en Allen mediante la construcción de un ducto de 147 kilómetros en el territorio rionegrino.
La audiencia tendrá lugar el 18 de diciembre del 2025 a las 9.00 en la sede de la Secretaría de Energía y Ambiente de Cipolletti ubicada en Los Sauces y Los Arrayanes.
El encuentro tiene por objetivo promover la participación ciudadana en el marco del procedimiento de Evaluación de Impacto Ambiental del proyecto “Oleoducto Duplicar Norte”, propuesto por la empresa Oleoductos del Valle S.A. (Oldelval), destinado a ampliar la capacidad de transporte de crudo mediante la construcción de un nuevo ducto de 24 pulgadas y una longitud aproximada de 147 kilómetros dentro del territorio provincial.
El Estudio de Impacto Ambiental, elaborado por la consultora Confluencia Ambiente & Seguridad S.A., detalla las medidas de prevención, mitigación y control previstas en el Plan de Gestión Ambiental, que busca garantizar el cumplimiento de las normas ambientales provinciales y nacionales.
La convocatoria se enmarca en lo dispuesto por las Leyes Provinciales M 3.266 y J 3.284, que establecen la instancia de audiencia pública como un espacio de diálogo y consulta no vinculante, donde podrán expresarse ciudadanos, instituciones, organizaciones y actores sociales con interés en la temática ambiental del proyecto.
Las publicaciones oficiales se realizarán conforme a lo establecido por la normativa vigente, garantizando la máxima difusión y transparencia del proceso.
La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático controlará la correcta ejecución de las obras conforme a los estándares de sostenibilidad ambiental.
El 26 y 27 de noviembre, el Hotel Intercontinental de Santiago será sede de la cuarta edición de Future Energy Summit (FES Chile), consolidando su posición como el mayor encuentro estratégico de la región para el sector de energías renovables.
Durante dos jornadas de sesiones de alto nivel, los principales referentes empresariales y gubernamentales debatirán las tendencias clave para acelerar la transición energética en la región.
El evento contará con transmisión en vivo a través del canal oficial de YouTube de Future Energy Summit (FES) y será una nueva oportunidad para ampliar la cooperación entre el sector público y privado, con énfasis en tecnologías que permitan escalar el despliegue de renovables en contextos de alta penetración y congestión de redes.
El segundo día del evento – jueves 27 de noviembre – estará completamente enfocado en el desarrollo de soluciones de almacenamiento de energía, bajo el marco de la BESS Session, un bloque temático que abordará los retos de corto, mediano y largo plazo para integrar almacenamiento como componente estructural del nuevo paradigma energético regional.
La jornada se abrirá con un Desayuno de Networking VIP, encabezado por el Subsecretario de Energía de Chile, Luis Felipe Ramos Barrera, junto a altos ejecutivos de compañías tecnológicas, desarrolladoras, entidades financieras y organismos multilaterales.
Posteriormente, se desarrollarán paneles enfocados en el rol estratégico del almacenamiento como catalizador para la expansión renovable, la optimización del despacho eléctrico y la descarbonización efectiva de las matrices energéticas.
La BESS Session contará con la participación de referentes institucionales como Mauricio Bejarano, viceministro de Minas y Energía de Paraguay, y Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).
A ellos se sumarán referentes como José Tomás Ewing Soffia, senior sales manager de JA Solar, Vicente Walker, head of Trina Storage LAC de Trina Storage, Carlos Cabrera, managing partner de Sphera Energy, representantes de Sungrow, Nextracker y Clou Energy, además de Ricardo Garro, director comercial Latinoamérica de CATL, firma que será Storage Elite Partner de FES, reforzando su liderazgo en soluciones avanzadas de almacenamiento a gran escala.
La elección del enfoque responde al contexto de fuerte dinamismo en el mercado chileno, donde el almacenamiento ha ganado centralidad tanto en la planificación energética como en las decisiones de inversión.
Actualmente, el 58% de la capacidad en construcción en Chile corresponde a sistemas BESS, superando los 10000 MW en desarrollo y anticipando objetivos que, oficialmente, se habían proyectado para una década más adelante.
Según datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Chile podría superar los 2 GW operativos en almacenamiento para enero de 2026, mientras que la capacidad instalada proyectada alcanzaría los 8,6 GW en 2027, por encima de la meta de 6 GW al año 2050.
La incorporación de baterías ya está generando impactos concretos en los costos marginales del sistema. Autoridades del gobierno han destacado que, gracias al almacenamiento, se ha logrado reducir en casi USD 100/MWh el costo marginal solar en determinadas subestaciones, mejorando la rentabilidad de los desarrollos solares y la eficiencia del sistema eléctrico.
En línea con otras ediciones regionales de FES, la edición chilena de 2025 proyecta una mirada estratégica desde el Cono Sur, integrando visiones regulatorias, técnicas y de negocio que permitan escalar soluciones de almacenamiento con impacto regional.
Como en cada encuentro, se prevé una fuerte participación de actores del sector privado, organismos multilaterales, gobiernos y proveedores tecnológicos de primer nivel. Y además de los contenidos técnicos, FES Chile se destacará por ofrecer espacios de networking de alto valor, donde se promoverán alianzas y acuerdos clave para la ejecución de proyectos que fomenten la transición energética a nivel regional.
La integración del almacenamiento energético al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de México comenzó a tomar forma con proyectos liderados por la Comisión Federal de Electricidad (CFE), mientras el sector privado impulsa soluciones híbridas asociadas a generación solar. Sin embargo, aún persisten desafíos clave en materia regulatoria y de monetización.
En diálogo con Energía Estratégica,Ricardo Fonseca Cornejo, ingeniero y analista independiente del sector, explicó que “CFE impulsó el almacenamiento como una herramienta de política pública para reforzar la confiabilidad del SEN, mientras que los privados lo ven como una solución estratégica para esquemas híbridos y aplicaciones industriales”.
Uno de los principales casos de esta política es Puerto Peñasco en Sonora. Un proyecto estatal que ya cuenta con 72 MW de baterías operativas en sus dos primeras fases, y su tercera etapa —actualmente en contratación— contempla 103 MW adicionales de tres horas de duración.“Este proyecto alcanzará 1.000 MWac de capacidad fotovoltaica y hasta 271 MW de almacenamiento entre todas sus etapas”, detalló Fonseca.
Del lado privado, las iniciativas se concentran en parques industriales y centros de datos en estados como Campeche, Hidalgo y Tamaulipas. En estos entornos, los desarrolladores integran baterías desde el diseño para aprovechar arbitraje energético, mitigar picos de demanda y garantizar resiliencia. “Hoy, los modelos más viables son el arbitraje energético y la resiliencia corporativa, especialmente en sectores con alta sensibilidad al suministro eléctrico”, señaló el especialista.
A nivel normativo, el Acuerdo A/113/2024, publicado en marzo de 2025, representó un avance decisivo al reconocer formalmente a los sistemas de almacenamiento dentro del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). No obstante, su implementación está supeditada a que el CENACE finalice, antes de marzo de 2026, la adecuación de los procedimientos de interconexión, despacho, operación y facturación.
Mientras tanto, existen todavía factores estructurales que dificultan el cierre financiero de nuevos proyectos. “Persisten vacíos que afectan la confianza de los inversionistas, en particular la ausencia de esquemas claros de remuneración para servicios auxiliares”, advirtió Fonseca.
Monetización pendiente y lecciones desde la región
En la actualidad, el costo nivelado del almacenamiento (LCOE) en México ronda los 120 dólares por MWh, dependiendo de la duración, configuración y servicios prestados por el sistema. Según representantes del sector, esta cifra acentúa la necesidad de contar con mecanismos de ingresos estables para garantizar la viabilidad económica de las inversiones.
La monetización de los servicios auxiliares sigue siendo una tarea pendiente. Fonseca sostuvo que “la evolución natural será pasar de esquemas implícitos a mecanismos de pago por desempeño, donde se reconozca la rapidez y precisión con que los sistemas de almacenamiento pueden responder en frecuencia, tensión o arranque en negro”. Para ello, será clave que las autoridades definan productos específicos, metodologías de medición claras y reglas operativas adaptadas a las capacidades de los SAE.
“Se necesitan reglas transparentes para seguir la energía cargada desde la red y garantizar que los ingresos estén bien calculados”, planteó el ingeniero, y advirtió que, sin ingresos predecibles y bancables, el almacenamiento no podrá consolidarse como actor estratégico en la operación del sistema.
En ese sentido Fonseca destacó las experiencias de Chile y Brasil como lecciones claras. “En el mercado chileno los proyectos escalaron cuando se crearon productos específicos como la capacidad firme o el desplazamiento solar, con ingresos explícitos y señales claras de mercado. En el caso de Brasil, el marco normativo favoreció la flexibilidad para que usuarios residenciales, comerciales e industriales integraran baterías en esquemas de generación distribuida y microrredes”, apuntó.
Gigafactorías, litio y T-MEC: una oportunidad industrial para México
Más allá de la dimensión técnica y de mercado, México cuenta con una oportunidad industrial clave en el contexto de la transición energética global. Fonseca considera que el país podría jugar un rol relevante en la cadena de valor de las baterías si articula algunos frentes como el acceso a minerales estratégicos como el litio en Sonora, su capacidad industrial y manufacturera consolidada y su posición geopolítica favorable bajo el T-MEC.
“El aprovechamiento del litio dependerá de resolver retos legales, tecnológicos y de financiamiento. En la parte industrial el país tiene experiencia en cadenas automotrices y electrónicas que pueden escalar hacia el ensamble de módulos, packs y sistemas BESS. La tercera es la tecnológica y de reciclaje, con potencial para capturar valor en procesos de reutilización y en la integración de nuevas químicas de baterías.
“Si México logra articular estas tres vertientes con certidumbre regulatoria e incentivos claros, podrá trascender la simple extracción de materias primas y consolidarse como un hub regional de producción y almacenamiento energético en la próxima década”, concluyó.
Las micro y pequeñas empresas (MYPE) de Perú podrán acceder al mercado libre de electricidad para contratar directamente su suministro, reduciendo así sus costos energéticos y mejorando su competitividad. La norma fue aprobada por insistencia en el Congreso, luego de que el Ejecutivo observara su impacto en el sistema eléctrico. La medida establece condiciones claras y un cronograma progresivo para su implementación hasta 2030.
El dictamen de insistencia aprobado en octubre de 2025 reúne cuatro iniciativas legislativas de distintas bancadas y tiene como fin fortalecer la productividad de las MYPE y promover la reactivación económica nacional. La norma dispone que aquellas empresas que cumplan con ciertos requisitos puedan negociar en el mercado libre en lugar de estar sujetas a tarifas reguladas.
“El objeto de esta ley es permitir a las MYPE reducir sus costos energéticos accediendo al mercado libre de electricidad, contribuyendo a su productividad y competitividad”, plantea la autógrafa aprobada por el Congreso. Esta decisión parte del reconocimiento de que el costo de la energía representa una carga estructural crítica para este segmento empresarial, que representa más del 99% de las unidades productivas del país y genera la mayor parte del empleo.
Para acceder al mercado libre, las empresas deben estar inscritas en el Registro Nacional de la Micro y Pequeña Empresa (REMYPE) y contar con una demanda anual mínima, que se irá reduciendo de forma progresiva. Entre 2026 y 2027 se exigirá una demanda mayor a 150 kW, entre 2028 y 2029 bajará a 100 kW, y desde 2030 será suficiente con superar los 50 kW, sin sobrepasar los 2500 kW.
“Esta transición gradual ofrece previsibilidad a los actores del mercado y asegura una adaptación ordenada del sistema eléctrico”, sostiene el dictamen del Congreso, que subraya que la medida se alinea con el marco normativo de la Ley 28832, orientada a garantizar un suministro eficiente.
La norma también define parámetros técnicos como la “máxima demanda anual” y la “máxima demanda mensual”, en base a los cuales se calcula la elegibilidad para ingresar al mercado libre. “El promedio de los valores más altos de demanda de los últimos doce meses será el criterio de acceso”, establece el artículo 3 de la ley.
Un punto central de la norma es la asociatividad entre MYPE, a través de consorcios o agrupaciones que compartan el mismo circuito eléctrico y que puedan sumar una demanda conjunta superior a los 2500 kW. Esta figura permitirá que empresas que por sí solas no alcanzarían el umbral puedan ingresar al mercado libre.
“El Estado promoverá la asociatividad entre MYPE para consolidar su demanda y facilitar su acceso al mercado libre, priorizando aquellas ubicadas en la misma zona o circuito eléctrico”, indica la ley. Estas asociaciones, si están legalmente constituidas, serán reconocidas como sujetos habilitados para contratar energía de forma conjunta.
Frente a la preocupación del Ejecutivo por los posibles riesgos financieros de esta figura, el Congreso subraya que la asociatividad ya está contemplada en la legislación nacional como una herramienta válida para mejorar la competitividad empresarial. Además, advierte que el reglamento podrá definir garantías y mecanismos de pago compartido para mitigar riesgos.
Otro componente clave de la norma es la capacitación. El Ministerio de la Producción y el Ministerio de Energía y Minas estarán encargados de diseñar programas formativos para explicar a las MYPE cómo funciona el mercado libre, cuáles son sus beneficios y qué requisitos deben cumplir.
“Las capacitaciones tendrán enfoque territorial y deberán ser técnicas pero accesibles, para que las empresas puedan tomar decisiones informadas”, señala el artículo 5 de la norma. Las acciones se realizarán en coordinación con gobiernos regionales, locales y entidades privadas, con el objetivo de asegurar una implementación efectiva.
La autógrafa también recibió observaciones del Poder Ejecutivo, que expresó preocupación por los efectos regulatorios y contractuales que podría generar la migración masiva de usuarios al mercado libre. Señaló posibles impactos en la cadena de pago, riesgos de sobrecontratación en las empresas distribuidoras y falta de justificación técnica.
“El nuevo umbral podría ser visto como discriminatorio hacia los usuarios con demanda menor a 50 kW”, advertía el Ejecutivo en el Oficio 176-2025-PR. También señaló que la reforma podría vulnerar la predictibilidad del sistema eléctrico.
Sin embargo, la Comisión de Energía y Minas rechazó estas observaciones y defendió la constitucionalidad y viabilidad de la medida. “La progresividad del cronograma garantiza seguridad jurídica, y existen mecanismos regulatorios ya vigentes para afrontar riesgos como la sobrecontratación”, argumenta el dictamen aprobado.
La insistencia fue respaldada por una mayoría del Congreso, incluyendo a los congresistas Wilson Soto Palacios, Ilich Fredy López Ureña, Hernando Guerra García Campos y Jorge Luis Flores Ancachi, autores de los proyectos legislativos que dieron origen a esta norma.
“Negar esta posibilidad bajo el argumento de riesgo perpetúa la desigualdad frente a los grandes consumidores que ya pueden negociar directamente sus tarifas”, manifiestan los impulsores de la ley.
Desde el Congreso se destacó además que la medida responde a experiencias regionales, como las promovidas por la CEPAL y la OCDE, que impulsan el acceso a servicios energéticos competitivos como estrategia de desarrollo productivo. El caso de Uruguay fue citado como referencia positiva.
Con esta decisión, el Perú avanza en una reforma que apunta a democratizar el mercado eléctrico, generar condiciones de competencia y fortalecer la base productiva de sus MYPE, en línea con los principios constitucionales de equidad, eficiencia y sostenibilidad.
