PCR, empresa argentina con más de 100 años de historia que opera en los sectores de petróleo y gas, energías renovables y cemento, y ArcelorMittal Acindar, empresa líder en Argentina en la producción de aceros, seleccionaron a Vestas, líder global en soluciones de energía eólica, presente en Argentina desde hace más de 30 años, como socio estratégico para el desarrollo del parque eólico Olavarría, el primer parque eólico aprobado bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones(RIGI) en Argentina.
El parque eólico Olavarría estará ubicado en provincia de Buenos Aires y tendrá una capacidad instalada total de 186 MW – lo que equivale al abastecimiento de electricidad de 340.000 viviendas por año. El complejo eólico estará emplazado en 4500 has ubicadas a 24 kilómetros de Olavarría y que se conectará con la estación transformadora de esa localidad a través de una línea de alta tensión que también construirá la empresa
Para su desarrollo, Vestas se encargará de la provisión e instalación de 29 aerogeneradores modelo EnVentus V162 6.4MW, con una altura de buje de 125 metros. Este modelo se destaca por tener el mayor tamaño de rotor en el portafolio de Vestas, con un área de barrido de más de 20.000 m², lo que permite una producción energética líder en la industria y un alto factor de capacidad, incluso en sitios con vientos bajos a medios.
Este nuevo proyecto renovable contribuirá con el país al reducir 300.000 toneladas de CO₂ por año, lo que equivale a la capacidad de absorción de 14 millones de árboles, promoviendo una economía más verde y competitiva.
Además fue diseñado para maximizar la producción energética y oferecer métricas de sostenibilidad líderes en la industria:
Huella de carbono: solo 6.2 g CO₂e/kWh
Retorno energético: 6.5 meses
Reciclabilidad: 84%
Retorno energético de por vida: 37 veces
Tal como mencionó Federico Amos, CEO de ArcelorMittal Acindar, “el PE Olavarría permitirá abastecer con energía renovable más del 65% de las operaciones de Acindar en Argentina, evitando la emisión de 300.000 toneladas de CO₂ anuales, equivalente a lo que absorberían 14 millones de árboles.
Martín Federico Brandi, CEO de PCR señaló que “ese parque fortalece nuestro compromiso y protagonismo con la transición energética del país para constituir una matriz eléctrica más confiable, limpia y competitiva para las industrias, y al mismo tiempo, presenta a PCR como una solución disponible y sustentable ante la demanda de electricidad que está registrando el país a partir del crecimiento de la economía”.
Está previsto que los componentes principales del parque eólico se encuentren instalados durante el primer trimestre de 2026, mientras que el proceso de puesta en marcha de las turbinas se llevaría a cabo en el tercer trimestre de ese mismo año.
Una vez finalizada la instalación de las turbinas, Vestas también se encargará de la operación y mantenimiento bajo un contrato AOM 5000 de alcance total por 25 años, que garantiza los más altos niveles de disponibilidad, seguridad y rendimiento operacional.
“Nos enorgullece ser, una vez más, aliados de PCR para, junto a ArcelorMittal Acindar, desarrollar proyectos clave para la descarbonización de nuestro país. Nuestro know how global, sumado al profundo conocimiento y experiencia de nuestro equipo local, y nuestro foco en la calidad y seguridad, nos permiten acompañar a nuestros clientes en sus desafíos y objetivos estratégicos”, señaló Andres Gismondi, Country Head de Vestas Argentina y vicepresidente de Negocios de Vestas para el Cono Sur y el Norte de Latinoamérica.
“Desde Vestas, vemos con mucha expectativa como el RIGI está creando las condiciones necesarias para que los proyectos se materialicen impulsando la transición energética y todo lo que esa evolución conlleva – y el parque eólico Olavarría es un ejemplo de esto”, concluyó Gismondi.
Ampliación del complejo eólico Mataco
PCR también ha confiado en Vestas para la ampliación del complejo eólico Mataco, ubicado en Tornquist, provincia de Buenos Aires. Vestas será responsable de la provisión e instalación de 5 turbinas eólicas modelo EnVentus V162-6.2 MW, con una altura de buje de 125 metros. Esta tecnología de última generación aportará una capacidad instalada eólica de 31 MW que, sumada a los 239.44 MW que ya tiene el proyecto, alcanzará los 270.4 MW. Se prevé que los principales componentes eólicos estén en sitio en el primer trimestre de 2026 y que la puesta en marcha de las turbinas (commissioning) se realice en el primer trimestre de 2027.
Vestas también se encargará de la operación y mantenimiento del PE Mataco III bajo un contrato AOM 5000 de alcance total por 25 años, que garantiza los más altos niveles de disponibilidad, seguridad y rendimiento operacional.
La Semana Internacional de la Electrificación y la Descarbonización, que supondrá la celebración conjunta de GENERA y MATELEC, ha confirmado el dinamismo de dos sectores estratégicos en el proceso de la transición energética. Así, estas dos ferias ya cuentan con más de 800 empresas expositorasconfirmadas procedentes de 26 países diferentes, en una superficie que alcanza los 34000metros cuadrados.
La unión de estas dos convocatorias significará la celebración de la mayor plataforma comercial y de innovación del sur de Europa en energías renovables, electrificación y soluciones tecnológicas para la industria eléctrica.
En total, las ferias congregarán a más de 800 expositores directos, de los cuales el 61% son españoles y el 39% internacionales. Un reparto que refleja tanto la fortaleza del tejido empresarial nacional como el creciente interés de los mercadosexteriores en participar en este escaparate de referencia para la industria energética y eléctrica.
Un programa de actividades al servicio de la transición energética
La programación de actividades refuerza el papel de ambas ferias como espacios de encuentro profesional y de debate en torno a la descarbonización, la digitalización y la electrificación. Entre los contenidos más relevantes destaca dentro del I Congreso de la Semana de la Electrificación y la Descarbonización, la participación del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE).
En el programa tambiénseincluiránlas jornadas de APPA Renovables sobre eólica, fotovoltaica, almacenamiento, gases renovables y electrificación. A ello se suma una jornada sobre el sistema eléctrico, bajo el título“¿Qué red eléctrica necesitamos? Reflexiones de los agentes del sector”, en la que participan las principales asociaciones e instituciones sectoriales.
También tendrán lugar una jornada del vehículo eléctrico,impulsada porAEDIVE, así como la mesa de debate sobre rehabilitación eléctrica en la vivienda en la que se presentará el InformeOREVE 2025 liderado por AFME y ADIME.
Además, GENERA y MATELEC reunirán una amplia variedad de foros y encuentros sectoriales como el Foro Genera Solar de UNEF, el espacio El mundo del instalador de FENIE o el Foro CAE’S, impulsado por ANESE y A3E que se celebrarán entre los pabellones 3, 4, 6, 8 y 10 junto con el Centro de Convenciones Norte, donde se realizarán actividades con temáticas como la Cogeneración, el Hidrógeno, Energía Eólica, Flexibilidad en los mercados, entre otros.
Todas estas actividades confirman el valor de las ferias como puntos de convergencia de conocimiento, innovación y colaboración empresarial.
Galería de Innovación en GENERA y MATELEC
La Galería de Innovación vuelve en una nueva edición, la undécima para GENERA y la primera en el caso de MATELEC, en la que se reconocerán los avances más relevantes en eficiencia energética, energías renovables e instalación eléctrica y mostrará propuestas de equipos y proyectos punteros en eficiencia energética, energías renovables e instalación eléctrica. En este espacio se podrán presentar no solo proyectos de investigación, sino también equipos tecnológicos innovadores en eficiencia energética, energías renovables e instalación eléctrica.
Las inscripciones están abiertas hasta el 15 de octubre de 2025:
Organizadas por IFEMA MADRID, GENERA y MATELEC se consolidan como un hub estratégico para el avance de la sostenibilidad, la eficiencia energética y la electrificación. Su capacidad para atraer empresas nacionales e internacionales, así como su papel en la generación de debate y transferencia de conocimiento, sitúan a estas ferias como referentes indiscutibles para los sectores eléctrico y energético.
Descubre todas las novedades de GENERA y MATELEC en sus páginas web.
La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación adjudicó, a través de la Resolución 384/2025, nuevos contratos dentro del programa Alma GBA, destinado al almacenamiento de energía eléctrica para reforzar la confiabilidad del Sistema en el AMBA.
Con esta adjudicación se incorporan dos nuevos oferentes (que aceptaron un precio de U$S 12.591 por MW-mes, menor al de su oferta inicial) y la potencia total del programa se eleva a 713 MW, ampliando en 213 MW el objetivo inicial de 500 MW.
Las empresas adjudicatarias son: Sullair y Rowing para los nodos de conexión con Edesur en Chingolo y Brown en 132 kV. La potencia contratada es de 24 y 22 MW, respectivamente.
Además, se creó el Registro Nacional de Proyectos de Almacenamiento de Energía Eléctrica (RENPALMA), donde deberán inscribirse todos los proyectos de almacenamiento de energía eléctrica que se desarrollen con conexión al SADI (Sistema Argentino de Interconexión).
La medida forma parte del plan de modernización y fortalecimiento del sistema eléctrico impulsado por el Gobierno Nacional, se argumentó.
En agosto de 2025 la producción de petróleo aumentó 14,7 % i.a. y 12,2 % en los últimos 12 meses.
La producción de petróleo convencional se redujo 5,4 % i.a. y cayó 4 % en los últimos 12 meses. La producción no convencional (58 % del total) se incrementó 29,9 % i.a y 26,5 % en 12 meses impulsada por el Shale reveló el informe periódico del IAE General Mosconi. La cuenca neuquina impulsa el crecimiento anual.
En agosto de 2025 la producción de gas aumentó 2,6 % i.a y 4,6 % 12m. La producción convencional se incrementó 0,9 % i.a. y 1,2 % en últimos 12 meses. En tanto, la producción no convencional (63 % del total) se incrementó 3,5 % i.a. y aumentó 6 % en los últimos doce meses.
Las cuencas Neuquina y Austral impulsan el crecimiento de la producción gasífera anualmente.
Combustibles
En agosto de 2025 las ventas de naftas y gasoil tuvieron un aumento del 2,8 % i.a. y del 0,7 % en 12 meses, respectivamente.
Durante los últimos doce meses, las ventas de naftas fueron 1,3 % mayores respecto a igual periodo anterior, mientras que las ventas de gasoil fueron 0,2 % superiores.
Electricidad La demanda total de Energía Eléctrica se redujo 3,7 % i.a. en agosto de 2025. El consumo anual de electricidad presenta una reducción acumulada del 0,5 % en doce meses.
El gas natural entregado por redes de distribución se redujo 4,5 % i.a. en julio de 2025 (último dato disponible) y 2,4 % en los últimos doce meses corridos respecto a igual periodo del año anterior.
Subsidios energéticos
Según el IIEP-UBA los subsidios energéticos acumulados a septiembre se redujeron 44 % en el acumulado del año 2025 respecto a igual periodo del año anterior y sumaron $ 2.865.291 millones. La partida más importante fue para CAMMESA con $ 1.934.625 millones.
La construcción del Oleoducto Vaca Muerta Sur sostiene más de 5.000 puestos de trabajo entre empleos directos e indirectos y dispara la actividad económica en Sierra Grande, San Antonio y Las Grutas.
El Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) se transformó en el principal motor laboral privado de Río Negro. Según registros oficiales, hoy genera 2.550 empleos directos —130 de ellos ocupados por mujeres— y concentra otros 300 operarios en la obra portuaria de Sierra Grande. Al sumar empleo indirecto, la onda expansiva supera los 5.000 puestos en toda la región, dinamizando el consumo de bienes y servicios.
Los cuatro bloques clave de la construcción
La obra avanza en cuatro frentes estratégicos: la soldadura de ductos entre el sur del río y Sierra Grande, la cabecera de bombeo en Allen, la estación intermedia en Chelforó y la terminal portuaria de Punta Colorada. La meta es que el sistema esté operativo a finales del próximo año, en paralelo a la definición de YPF sobre la posible construcción de un segundo oleoducto que aumente la capacidad exportadora.
Sierra Grande, epicentro del impacto económico
La localidad serrana es el núcleo más transformado por el proyecto. La llegada de trabajadores multiplicó la demanda habitacional, con más de 150 alquileres activos y 237 plazas ocupadas, cifra que podría llegar a 1.000 en el corto plazo. El efecto se extiende a toda la costa atlántica: en Las Grutas, el 60% de la ocupación hotelera se explica por el VMOS, y en San Antonio Oeste el índice trepó al 90% en plena temporada.
El boom comercial y la expansión de servicios
En Sierra Grande se habilitaron 65 nuevos comercios en 2025, superando las 51 del año anterior. En San Antonio y Las Grutas, las habilitaciones ya suman 110 en lo que va del año. Los rubros de mayor crecimiento son gastronomía, transporte, inmobiliarias, alojamiento y servicios complementarios como lavanderías y limpieza. Además, más de 70 emprendedores participaron en capacitaciones para incorporarse como proveedores de la obra y siete nuevas empresas ya se radicaron en la región.
Así lo consideró su presidente y CEO, Horacio Marín. Si bien el presupuesto está en armado, es la proyección para el shale.
En una entrevista para Diario RÍO NEGRO y Radio RÍO NEGRO, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, brindó detalles de las obras para exportar, en particular acerca del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), donde consideró que quizás se necesite un segundo ducto.
Esto se explica debido a las iniciativas de incremento de la actividad que tienen las distintas compañías inversoras en Vaca Muerta, lo que se apunta como “Hub Norte” para el shale y los objetivos de mediano plazo de la propia YPF.
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En el diálogo con la radio, Marín apuntó que el objetivo de YPF es robustecer el parque de equipos de perforación para Vaca Muerta, un asunto que es crítico debido a las restricciones a las importaciones del pasado y las limitaciones en la capacidad de transporte.
“Si bien no tenemos el presupuesto aprobado todavía, creo que es muy posible que terminemos a fin del año que viene en el orden de los 19 equipos de perforación”, afirmó Marín. “Ya tenemos contratos, seguramente vamos a importar de alta tecnología”, añadió el titular de la empresa hidrocarburífera bajo control del Estado nacional.
El director de Minería, Jerónimo Shantal, detalló a Los Andes el estado de cada proyecto respecto a la llegada del verano y los trabajos que se vienen.
Mendoza se prepara para una campaña minera 2026 con fuerte actividad en el sur provincial. Según explicó a Los Andes el director de Minería, Jerónimo Shantal, son numerosos los proyectos que ya garantizaron algún tipo de trabajo o avance en explotación aprovechando la temporada de verano.
Los primeros que nombró Shantal respecto a que aseguraron operaciones exploratorias para la próxima temporada son El Burrero, Las Choicas y La Adriana, los tres pertenecientes a Geometales SA, parte del Grupo Pampa Energía.
Por su parte, “Cerro Amarillo se encuentra realizando trabajos de análisis de reperfilamiento, destinados a reubicar algunos pozos exploratorios”, detalló el funcionario, y agregó: “En tanto, la empresa canadiense Kobrea Exploration se perfila como la más avanzada, con estudios de geofísica y geoquímica en su proyecto El Perdido, y con una inversión proyectada para esta campaña exploratoria cercana a los 6 millones de dólares. La temporada se estima que comience en noviembre, dependiendo de la finalización de las nevadas que suelen dificultar el ingreso a las zonas de exploración”.
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“Impulsa Mendoza Sostenible es otro proyecto destacado. Ya completó la actualización del informe de impacto ambiental en el Malargüe Distrito Minero Occidental (MDMO) 1, y junto a El Perdido ha presentado documentación respecto a la apertura de caminos”, señaló Shantal.
Por su parte, Don Luis – El Diamante, de Amper Litio, amplió recientemente sus derechos mineros desde San Rafael hacia Malargüe, lo que obligó a reenviar la documentación de impacto ambiental a los organismos correspondientes, retrasando la evaluación. “Si todo marcha bien, se convocará a audiencia pública para incorporar la nueva información. De aprobarse, podrían avanzar durante todo el año”, agregó.
Shantal también mencionó los proyectos de Argentina Potash en Malargüe, cuatro iniciativas que se encuentran finalizando los informes de evaluación de impacto ambiental y que próximamente podrían convocar a audiencia pública. Estas iniciativas se ubican al oeste de Potasio Río Colorado, consolidando la región como un polo estratégico para la minería.
Inversiones y proyecciones
En materia de inversiones, el funcionario detalló que la primera etapa del Plan Pilares, que abarca cuatro proyectos de explotación, Potasio Río Colorado y más de 100 proyectos de exploración, podría generar un OPEX anual de aproximadamente 100 millones de dólares solo en exploración, mientras que la explotación conjunta de todos estos proyectos podría superar los 20.000 millones de dólares.
Shantal destacó que en los próximos dos o tres años podrían entrar en operación dos minas de cobre, las primeras en Argentina tras el cierre de Bajo la Lumbrera. Además, la provincia cuenta con exploraciones en uranio, litio y tierras raras, minerales que posicionan a Mendoza como un polo de recursos críticos para la transición energética.
Un ejemplo concreto es el proyecto PSJ Cobre Mendocino, que prevé una inversión de más de 600 millones de dólares y la creación de 3.900 empleos directos e indirectos durante la construcción, más 900 puestos aproximados durante la operación. “Estas iniciativas no solo generan inversión, sino también desarrollo territorial y empleo”, explicó Shantal.
En el plano internacional, Mendoza mira con atención el modelo peruano, particularmente la experiencia de Tía María, destacando la relevancia de la relación con las comunidades y la academia. “Principalmente, estamos tomando el ejemplo de Perú sobre el trabajo que ha hecho en las comunidades y en proyectos importantes. La academia es muy importante y queremos seguir creciendo”, señaló.
Avance y cantidad de proyectos en la provincia
Actualmente, Mendoza cuenta con 38 proyectos mineros aprobados, los cuales generan alrededor de 50 empleos directos e indirectos por máquina en fase exploratoria. Este dato refleja la consolidación de la provincia como destino atractivo para la inversión minera.
Shantal remarcó cómo la provincia pasó de ser catalogada como “antiminera” hace una década a un destino confiable gracias a políticas de transparencia, sostenibilidad y seguridad jurídica. “Hoy Mendoza se posiciona como una provincia pujante en minería. Hemos modificado el plexo normativo para garantizar a las empresas que se respetan las instituciones y que las reglas del juego no se cambian”, afirmó.
El funcionario concluyó señalando que la transición energética demanda minerales críticos, y que “decir sí a la minería es decir sí al desarrollo sostenible”, sintetizando la visión estratégica de la provincia.
Kobrea, el proyecto más avanzado
Entre los proyectos en el sur provincial, Kobrea Exploration lidera la exploración con los proyectos El Perdido y Mantos de Cobre, ubicados en el MDMO I de Malargüe. Apenas las condiciones climáticas lo permitan, la empresa comenzará a trazar una huella de 14 kilómetros para permitir el acceso de equipos de perforación al sitio.
Mario Castelli, presidente de Kobrea Exploraciones Argentina, detalló a Los Andes a fines de agosto que los estudios preliminares, incluyendo magnetometría aérea y prospecciones iniciales, arrojaron datos alentadores que podrían indicar la existencia de un gran yacimiento de pórfidos de cobre en El Perdido. Sin embargo, aclaró que solo la perforación podrá confirmar la presencia del mineral.
Shantal confirmó estos avances y añadió que Kobrea posee derechos mineros en Malargüe que abarcan entre 12 y 14 pórfidos de cobre, masas de roca con depósitos diseminados de mineral a cierta profundidad, diferenciándose de las vetas tradicionales, donde el mineral se concentra en forma más homogénea.
Además, la empresa espera la aprobación de la segunda tanda de proyectos dentro del MDMO, que incluye El Perdido y Cuprum, este último con perspectivas muy interesantes. Según Castelli, Cuprum “va a ser una gran revelación”, consolidando a la compañía canadiense como un actor clave en la próxima campaña minera.
La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos alertó sobre el declino operativo de las cuencas maduras y pidió incentivos fiscales, regulatorios y laborales para sostener una actividad clave para el abastecimiento energético, el empleo y la recaudación provincial.
La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) presentó un informe técnico en el que plantea la creación de un Régimen de Reactivación de la Producción Convencional, con el objetivo de frenar el acelerado declino de las cuencas maduras de petróleo y gas en Argentina.
La propuesta busca preservar el empleo, sostener la recaudación fiscal y garantizar el abastecimiento energético nacional.
A pesar del crecimiento del sector no convencional, la explotación convencional aún representa una porción significativa de la producción total: en 2024, el 46% del crudo y el 37% del gas natural provinieron de este tipo de yacimientos.
Además, esta actividad concentra el 48% de las reservas probadas de petróleo y el 29% de las de gas, lo que evidencia su importancia estratégica.
Sin embargo, el diagnóstico de la CEPH es crítico: altos costos operativos, caída sostenida del precio de venta, subutilización de infraestructura, baja rentabilidad y un marcado retroceso de las inversiones están dejando a muchas áreas al borde de la inactividad.
En promedio, el lifting cost se ubica entre 35 y 45 U$S/barril, mientras que el precio de venta descendió en 2025 a 62 U$S/barril, lo que ha generado márgenes operativos insostenibles.
La propuesta para frenar el declino
La CEPH plantea un régimen permanente que incluya una batería de medidas fiscales, regulatorias, cambiarias y operativas para incentivar la inversión, reducir los costos y prolongar la vida útil de los campos convencionales. Entre los principales ejes propuestos se destacan:
Reducción de regalías al 6% o implementación de un régimen variable según rentabilidad. Eliminación de derechos de exportación y otros impuestos distorsivos. Estabilidad fiscal, cambiaria y normativa por 30 años. Deducciones aceleradas en el impuesto a las ganancias por inversiones en recuperación mejorada (EOR). Régimen cambiario especial para exportaciones e inversiones. Exención de Ingresos Brutos por 5 años y tope del 3% en adelante. Digitalización de trámites con respuesta en 10 días mediante una Ventanilla Única.
El informe subraya que el derrumbe de la actividad convencional podría tener un fuerte impacto en la recaudación provincial, ya que gran parte de los ingresos por regalías provienen aún de yacimientos convencionales.
En 2024, Chubut, Santa Cruz, Neuquén y Mendoza recaudaron más de U$S 1.000 millones en conjunto por esta vía.
Además, el informe destaca que el crudo convencional sigue siendo esencial para el parque refinador nacional, mientras que el gas extraído en el sur del país es clave para la demanda interna, sobre todo en épocas de alta demanda.
La industria nacional llegó a los 831 mil barriles diarios, el nivel más alto desde comienzos del siglo XXI, consolidando al país como uno de los productores más relevantes de Sudamérica y Centroamérica.
La industria hidrocarburífera local alcanzó en agosto un registro que marca un antes y un después: 831 mil barriles diarios (kbbl/d) de petróleo, el nivel más alto desde comienzos del siglo XXI. Este desempeño coloca al país como uno de los productores más relevantes de América del Sur y Central, con una participación del 15% en la oferta regional.
De acuerdo con el último relevamiento de Economía & Energía (E&E), entre 2019 y 2024 la producción nacional avanzó a un ritmo de 11% anual acumulativo, apalancada por el desarrollo de Vaca Muerta y la incorporación de mejoras tecnológicas e infraestructura en las fases de exploración y extracción.
Ese crecimiento ubica a Argentina en un grupo reducido de naciones de la región que expanden de manera consistente su producción, junto con Brasil y Guyana.
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Aunque América del Sur y Central solo explican el 8% de la producción global y el 8,5% de las exportaciones, su expansión sostenida las vuelve cada vez más estratégicas.
El repunte local se produce en un escenario internacional marcado por un crecimiento más acotado. En 2024, la producción mundial de crudo alcanzó un récord de 97 millones de barriles por día (MMbbl/d), lo que representó un incremento interanual del 0,6%.
El mayor aporte provino de Estados Unidos, que sumó 702 mil barriles diarios adicionales a su producción. América del Sur y Central, por su parte, incorporaron 440 mil barriles diarios, consolidando su presencia en el mercado mundial.
Aunque la región solo explica el 8% de la producción global y el 8,5% de las exportaciones, su expansión sostenida la vuelve cada vez más estratégica.
El 31% de la oferta internacional todavía proviene del Medio Oriente, mientras que América del Norte concentra el 29%. En materia de exportaciones, Medio Oriente conserva el liderazgo con el 42% del total, seguido por América del Norte con 21%.
Demanda y refinación mundial
La demanda global de petróleo también mostró dinamismo. En 2024, el consumo alcanzó los 101 MMbbl/d, un 0,7% más que en el año previo.
El crecimiento se explicó principalmente por Asia Pacífico (+251 kbbl/d), Medio Oriente (+159 kbbl/d), Europa (+118 kbbl/d) y África (+109 kbbl/d).
Entre 2019 y 2024 la producción nacional avanzó a un ritmo de 11% anual acumulativo, apalancada por el desarrollo de Vaca Muerta. En este marco, China e India mantuvieron su rol protagónico como grandes consumidores, aunque el gigante asiático moderó levemente su ritmo frente al máximo alcanzado en 2023.
En paralelo, la capacidad de refinación mundial se expandió en 1,1 MMbbl/d en 2024. China lideró esa tendencia con un agregado de 2.315 kbbl/d en los últimos cinco años, lo que la convirtió en el país con mayor capacidad instalada a nivel global.
La utilización de las refinerías se mantuvo estable en torno al 79%, con Asia Pacífico y América del Norte por encima del 80%.
Las importaciones de productos refinados también recuperaron dinamismo (+1,1% interanual), con Europa a la cabeza (+5,4%), seguida por América del Sur y Central (+2,9%) y Asia Pacífico (+3,3%). En contrapartida, Medio Oriente y América del Norte redujeron sus compras externas.
Volatilidad de precios y perspectivas
El mercado internacional mostró una fuerte inestabilidad durante los primeros ocho meses de 2025. Factores geopolíticos —entre ellos, el conflicto entre Israel e Irán—, sumados al incremento de producción de la OPEP+ (+4,3% interanual en agosto) y a cambios en la política energética estadounidense, marcaron la evolución de los precios.
De cara a 2026, los pronósticos son diversos. La Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) proyecta que el Brent promediará 51 dólares por barril, por debajo de los 58 dólares estimados previamente. En tanto, Goldman Sachs espera un rango de entre 52 y 56 dólares.
Descubre cómo startups argentinas lideran soluciones innovadoras para energía y minería, fortaleciendo el ecosistema emprendedor regional.
En Latinoamérica, las startups científicas están demostrando su potencial para transformar sectores clave como la energía y la minería. Un ejemplo destacado es Ab Astra, una empresa de base tecnológica ubicada en Neuquén, Argentina, que está marcando la diferencia al desarrollar soluciones de análisis tanto para el subsuelo como para infraestructuras críticas.
Innovación científica aplicada al sector minero y energético
La propuesta de Ab Astra se apoya en el conocimiento científico aplicado para ofrecer herramientas tecnológicas que permiten entender mejor los recursos naturales y optimizar la gestión tanto en proyectos energéticos como de minería. Su tecnología facilita la toma de decisiones informadas, mejora los procesos de exploración y aporta mayor seguridad a las operaciones en terrenos complejos.
Este tipo de innovaciones son cada vez más valoradas dentro del ecosistema emprendedor latinoamericano, donde la colaboración entre ciencia y emprendimiento impulsa el desarrollo sostenible y competitivo del sector productivo.
El impacto en el ecosistema startup de Latinoamérica
El caso de Ab Astra refleja una tendencia creciente: científicos y equipos técnicos se animan a emprender y crear soluciones tecnológicas que responden a demandas específicas de la región. En un contexto donde Latinoamérica busca posicionarse globalmente en tecnología, estas experiencias demuestran que el talento local puede liderar la innovación no solo en Argentina, sino en todo el continente.
Para los emprendedores y startups de Latinoamérica, es crucial observar estos casos de éxito como inspiración y motivación. La intersección entre investigación, tecnología y espíritu emprendedor puede generar alto impacto y abrir nuevas oportunidades de negocio, no solo en minería y energía, sino en diversas industrias demandantes de innovación.
La empresa de logística y correo tiene un servicio especial para el sector de energía y minería que genera mucho interés entre los inversores de Vaca Muerta.
Andreani es reconocida por su liderazgo en el negocio del e-commerce, pero su actividad va mucho más allá de las compras online. La compañía gestiona casi el 70% de los medicamentos que circulan en el país y también participa en sectores estratégicos como telecomunicaciones y servicios financieros. En ese marco de diversificación, hace cinco años tomó la decisión de ingresar en la industria energética y minera, con un foco particular en Vaca Muerta.
“Los accionistas vieron de primera mano el potencial de desarrollo de la cuenca y definieron que era un vertical clave para nuestra estrategia”, explicó Gonzalo Cicilio, gerente de Energía y Minería de Andreani, en diálogo con EnergíaON en el stand de Diario RÍO NEGRO duranta la Argentina Oil & Gas 2025. La apuesta fue trasladar a la cadena de suministro de hidrocarburos la experiencia acumulada en salud y e-commerce, especialmente en trazabilidad y digitalización.
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El servicio apunta a resolver un problema recurrente en el sector: la fragmentación logística. Hoy, una empresa que necesita enviar materiales a Neuquén suele recurrir a múltiples operadores según el origen, el tipo de carga o el destino final. “Eso genera ineficiencias y áreas internas sobredimensionadas para coordinar traslados. Nosotros buscamos centralizar toda la operatoria: desde una carta documento hasta el movimiento de un equipo de perforación”, dijo.
Andreani se posiciona como operador 4PL, con capacidad para gestionar transporte nacional, internacional y de última milla. La empresa consolidó almacenes estratégicos en Neuquén capital y Añelo, lo que permite a las PyMEs proveedoras disponibilizar insumos cerca de los yacimientos sin tener que invertir en infraestructura propia. “Ellos se concentran en producir, nosotros en llevar sus productos donde se necesitan”, resumió Cicilio.
Ese diferencial impacta sobre todo en pequeñas y medianas empresas metalúrgicas, agroindustriales o de servicios, que buscan insertarse como proveedoras de Vaca Muerta o de proyectos mineros. Con la centralización logística, despachan mercadería desde Santa Fe, Córdoba o Buenos Aires con la certeza de contar con un operador que se encarga del resto.
La apuesta por la innovación se refuerza con la inversión en Bekeu, una start-up tecnológica enfocada en agilizar las compras de materiales no estratégicos. El proyecto ofrece un marketplace con trazabilidad y procesos digitales que complementa la red logística de Andreani. “Nuestra premisa es llevar el e-commerce a los yacimientos”, sostuvo Cicilio.
Desde 2022, se presentaron 7 leyes para reactivar la producción convencional. El freno de Nación para el debate parlamentario y la falta de gestión de los legisladores actuales para lograr consenso.
En los últimos tres años, el Congreso de la Nación recibió al menos siete proyectos de ley con un objetivo común: reactivar las cuencas maduras y frenar la caída de producción en el convencional. Sin embargo, ninguno logró avanzar en el tratamiento legislativo. Los documentos, impulsados desde distintas bancadas políticas y provincias productoras, quedaron cajoneados en comisiones. Ni siquiera se debatieron.
Este desinterés contrasta con la atención y el marco normativo que sí se ha construido para el desarrollo del shale en Vaca Muerta. Mientras la formación neuquina acumula beneficios, estabilidad fiscal y condiciones especiales de exportación, las cuencas del Golfo San Jorge, Austral y Cuyana languidecen con costos altos, baja inversión y pozos en declino.
Siete proyectos en tres años, cero avances
Entre los proyectos presentados se encuentran los expedientes “Régimen de Incentivos para Promover la Inversión y la Producción de Hidrocarburos en Cuencas Maduras de Explotación Convencional” y “Régimen de Incentivos para Promover la Inversión y la Producción De Hidrocarburos en Cuencas Maduras de Explotación Convencional”, que proponen un régimen de incentivos para la producción de hidrocarburos en cuencas maduras con estabilidad fiscal por 30 años, beneficios impositivos y exenciones aduaneras. Ambos proyectos, casi idénticos, llevan más de seis meses sin tratamiento.
Otro ejemplo es el proyecto “Régimen de incentivos a la inversión en actividades destinadas a incrementar la producción de hidrocarburos líquidos mediante explotaciones convencionales”, que establece un régimen de amortización acelerada, exención de derechos de exportación y libre disponibilidad de parte de las divisas para los productores convencionales. Aunque cuenta con medidas atractivas para pequeños y medianos operadores, no tuvo eco parlamentario.
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También está el expediente “Programa Especial de Promoción de las Inversiones para la Recuperación de la Producción y el Empleo en Cuencas Maduras Convencionales”, presentado por Ana Clara Romero. El texto es define los requisitos técnicos de los yacimientos en declino, fija metas de producción incremental, y incluso propone beneficios cambiarios. Pero tampoco logró ser debatido.
A ellos se suma el expediente “Régimen de Promoción de la Industria de Hidrocarburos”, con beneficios más amplios pero que incluyen también a los yacimientos convencionales. Este proyecto, presentado durante el gobierno anterior, también duerme en los despachos legislativos.
Asimismo, hay que sumar un proyecto clave: el “Régimen de Promoción de la Producción de Hidrocarburos mediante Explotación Convencional”, impulsado por el entonces ministro de Economía Sergio Massa durante su campaña presidencial. Tampoco fue tratado.
“Vaca Muerta sí, las cuencas maduras no”
La falta de tratamiento no es una cuestión técnica ni legislativa. Legisladores patagónicos de distintas fuerzas aseguran, en privado y en público, que existe una decisión política del Gobierno nacional de priorizar exclusivamente el desarrollo de Vaca Muerta.
En ese sentido, destacan que mientras las cuencas del Golfo San Jorge, Cuyana, Austral y Noroeste pierden producción y empleo, la única cuenca que creció en la última década fue la neuquina, traccionada por el shale. Los números del propio gobierno lo confirman: de las cinco cuencas hidrocarburíferas del país, cuatro están en retroceso.
Consecuencias del abandono
La falta de incentivos legislativos tiene consecuencias concretas: la caída de producción convencional, el cierre de pymes de servicios, el abandono de pozos y la pérdida de miles de empleos. También limita las posibilidades de exportación de petróleo convencional, que podría equilibrar el ingreso de divisas más allá del no convencional.
A su vez, impide el aprovechamiento de infraestructura ya instalada y de reservas aún disponibles en yacimientos maduros, cuya explotación requiere un marco específico que contemple los altos costos y el bajo rendimiento, tal como los proyectos de ley proponen.
Dueño de Continental Resources, fue pionero de la explotación no convencional. Expectativa en medio de la salida de multinacionales y la suba del riesgo país.
Harold Hamm, el petrolero pionero del fracking y exasesor de Donald Trump, estuvo con el presidente Javier Milei y dejó trascender que podría invertir en Vaca Muerta. Sería un revulsivo para el flujo inversor en la formación neuquina, donde grandes jugadores globales se alejan y las empresas locales ralentizaron programas por turbulencias económicas y el riesgo país.
Hamm visitó a Milei en la Quinta de Olivos acompañado por directivos de su compañía, Continental Resources. Con una fortuna personal de más de u$s 16.000 millones según Forbes, el empresario se mostró interesado en los recursos de Vaca Muerta, aunque evitó comprometer inversiones inmediatas.
La reunión, en la que se conversó sobre oportunidades en la cuenca neuquina, no fue acompañada de anuncios oficiales: la Secretaría de Energía y Minería, que coordina Daniel González, no brindó precisiones y el gobernador neuquino Rolando Figueroa tampoco fue notificado formalmente de la visita.
De Dakota a Neuquén: la marca Hamm
Hamm es considerado el “gurú del fracking”. En los años 90 apostó en Dakota del Norte por la entonces incipiente fractura hidráulica en un pequeño yacimiento que parecía marginal. El resultado fue revolucionario: su empresa se transformó en una de las mayores productoras de shale de Estados Unidos y cambió el tablero energético mundial.
Actualmente busca expandirse fuera de su país. Continental firmó recientemente un acuerdo con la petrolera estatal de Turquía (TPAO) para producir crudo y gas, y su visita a Milei se inscribe en esa estrategia de internacionalización.
El magnate no oculta su alineamiento político. Fue asesor de Trump en materia energética y uno de los donantes principales de sus campañas. Su influencia se hizo sentir en la agenda republicana contra las regulaciones ambientales de la administración demócrata.
Su desembarco en la Argentina, de concretarse, sería también un gesto político hacia un aliado ideológico como Milei.
Vaca Muerta: potencial y tensiones
La formación neuquina es la segunda reserva mundial de shale gas y la cuarta de shale oil. Desde hace más de una década aparece como la gran promesa energética argentina. Sin embargo, su desarrollo se da en un contexto complejo:
Grandes majors internacionales como ExxonMobil, Equinor, Petronas y Total Energies redujeron o vendieron activos. YPF y un puñado de compañías locales -Tecpetrol, Pluspetrol, Pampa Energía, CGC, Vista- sostienen la expansión. La producción sigue en niveles altos, pero con una desaceleración en el último semestre.
“Si viene Continental de Hamm a Vaca Muerta, aunque no es tan grande, es una buena noticia”, dijo a Letra P Víctor Bronstein, director del Centro de Estudios de Energía, Política y Sociedad (Ceepys).
Costos, Brasil y el dilema competitivo
El contraste con la región es evidente. Mientras en Brasil se anunciaron inversiones por u$s 120.000 millones hasta 2029, gracias a costos de equilibrio de u$s 30 por barril, en Vaca Muerta el mismo cálculo asciende a u$s 45 o u$s 50.
“En Argentina la competitividad está muy ajustada; por eso varias empresas ralentizan programas o postergan desembolsos”, explicó Bronstein. El riesgo país y la incertidumbre macroeconómica terminan de condicionar el financiamiento externo.
En este escenario, el gran jugador es YPF, que lidera junto a otras siete compañías el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). Se trata de un oleoducto hacia la costa atlántica de Río Negro con capacidad de exportar hasta 750.000 barriles diarios, en el marco del Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI). La inversión estimada ronda los u$s 2.900 millones.
El plan busca consolidar a Argentina como exportador neto de crudo, reduciendo la dependencia del mercado interno y ampliando la llegada a Asia y Europa.
Inversiones a fuerza de ventas
Las petroleras locales financian su crecimiento mediante ventas estratégicas de activos:
GeoPark Limited, colombiana con fuerte presencia regional, adquirió a Pluspetrol dos bloques en Vaca Muerta por u$s 115 millones. Pluspetrol, que en 2024 compró a ExxonMobil activos por u$s 1700 millones, avanza con desprendimientos para concentrarse en áreas estratégicas.
La brasileña Fluxus, parte del grupo JyF, desembolsó u$s 21,3 millones para recuperar pozos convencionales y explorar shale. Pampa Energía, de Marcelo Mindlin, redujo su participación en GeoPark para recomprar acciones y fortalecer liquidez.
La retirada de las majors
Fuentes del sector señalan que las grandes compañías globales reorientaron sus portafolios: Exxon volcó recursos a Guyana y al Permian en Estados Unidos; Total Energies redujo su exposición; Shell mantiene presencia acotada.
“Hay recursos probados en Argentina, pero las empresas tuvieron que financiar infraestructura como oleoductos, algo que no siempre están dispuestas a sostener en contextos de inestabilidad macro”, explicó a Letra P un ex directivo de Exxon.
Producción en tensión
Según el Instituto Mosconi, la producción de hidrocarburos sigue en niveles récord, pero la expansión se ralentizó. “Habrá que ver si es un fenómeno coyuntural o un freno de fondo”, advirtió su vicepresidente, Gerardo Rabinovich.
El experto también subrayó los problemas logísticos: cuellos de botella en transporte, demoras en la importación de equipos y la presión del tipo de cambio. “La estabilidad macro es decisiva en la toma de decisiones de inversión”, señaló.
La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) presentó un informe técnico en el que plantea la creación de un Régimen de Reactivación de la Producción Convencional , con el objetivo de frenar la aceleración del declive de las cuencas maduras de petróleo y gas en Argentina.
La propuesta busca preservar el empleo, sostener la recaudación fiscal y garantizar el abastecimiento energético nacional.
A pesar del crecimiento del sector no convencional, la explotación convencional aún representa una porción significativa de la producción total : en 2024, el 46% del crudo y el 37% del gas natural provinieron de este tipo de yacimientos.
Además, esta actividad concentra el 48% de las reservas probadas de petróleo y el 29% de las de gas , lo que evidencia su importancia estratégica.
Sin embargo, el diagnóstico de la CEPH es crítico: altos costos operativos , caída sostenida del precio de venta, subutilización de infraestructura , baja rentabilidad y un marcado retroceso de las inversiones están dejando muchas áreas al borde de la inactividad.
En promedio, el costo de elevación se ubica entre 35 y 45 U$S/barril , mientras que el precio de venta descendió en 2025 a 62 U$S/barril , lo que ha generado márgenes operativos insostenibles.
La propuesta para frenar el declive
El CEPH plantea un régimen permanente que incluye una batería de medidas fiscales, regulatorias, cambios y operativas para incentivar la inversión, reducir los costos y prolongar la vida útil de los campos convencionales. Entre los principales ejes propuestos se destacan:
Reducción de regalías al 6% o implementación de un régimen variable según la rentabilidad. Eliminación de derechos de exportación y otros impuestos distorsivos. Estabilidad fiscal, cambiaria y normativa por 30 años. Deducciones aceleradas en el impuesto a las ganancias por inversiones en recuperación mejorada (EOR). Régimen de cambio especial para exportaciones e inversiones. Exención de Ingresos Brutos por 5 años y tope del 3% en adelante. Digitalización de trámites con respuesta en 10 días mediante una Ventanilla Única. El informe subraya que el derrumbe de la actividad convencional podría tener un fuerte impacto en la recaudación provincial , ya que gran parte de los ingresos por regalías provienen aún de yacimientos convencionales.
En 2024, Chubut, Santa Cruz, Neuquén y Mendoza recaudaron más de U$S 1.000 millones en conjunto por esta vía.
Además, el informe destaca que el crudo convencional sigue siendo esencial para el parque refinador nacional , mientras que el gas extraído en el sur del país es clave para la demanda interna, sobre todo en épocas de alta demanda.
La Secretaría de Energía incrementó los precios de los biocombustibles requeridos para su mezcla obligatoria con naftas y gasoils para las operaciones que se realizan durante el mes de octubre y hasta la publicación de un nuevo precio que los reemplace, lo que podría ocurrir incluso antes de fin del mes en curso.
A través de la Ley 27.640 se aprobó el Marco Regulatorio de Biocombustibles, el que comprende todas las actividades de elaboración, almacenaje, comercialización y mezcla de biocombustibles, y establece como Autoridad de Aplicación de la ley a la S.E.
A través de la resolución 385/2025 Energía fijó en PESOS UN MILLÓN QUINIENTOS OCHO MIL SETECIENTOS CUATRO ($ 1.508.704) por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640, de biocombustibles.
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 puntualiza la R-385. Por otra parte, a través de la resolucion 386/2025 de la cartera a cargo de María Tettamanti, se fijó en PESOS OCHOCIENTOS NOVENTA Y UNO CON DOSCIENTAS OCHENTA Y SEIS MILÉSIMAS ($ 891,286) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640.
Asimismo fijó en PESOS OCHOCIENTOS DIECISÉIS CON OCHOCIENTAS OCHENTA Y SIETE MILÉSIMAS ($ 816,887) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley de Bicombustibles.
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.
La Resolución 373/23 de la S.E. estableció la posibilidad de efectuar modificaciones en los procedimientos de ajuste de precios comprendidos en dicha norma, tanto en los casos en que se detecten desfasajes entre los valores resultantes de su implementación y los costos reales de elaboración de los productos, o bien cuando dichos precios puedan generar distorsiones en los precios del combustible fósil en el pico del surtidor.
En los último meses los productores locales de biocombustibles reclamaron a Energía más ajustes en los precios de comercialización con las petroleras, y la prórroga de la Ley específica del sector, con varias modificaciones.
El nuevo marco normativo propuesto contempla un incremento progresivo en los cortes obligatorios de biodiesel y bioetanol, la habilitación de un mercado de libre comercialización por encima de las mezclas mínimas, así como la posibilidad de incorporar motores flex y kits de conversión que optimicen el uso de la materia prima nacional.
Además, reemplaza los cupos y precios fijados por el Estado por un esquema de licitaciones entre privados, promoviendo competitividad y previsibilidad en el sector, describió el sector productor.
Los precios de los biocombustibles, junto con la variación de la cotización internacional del petróleo (Brent), y de la carga impositiva que grava al rubro, y la variación que registra la devaluación del Peso en relación al Dólar inciden en los precios en surtidor de las naftas y gasoils que se comercializan en el mercado local. El mercado desregulado actual explica las variaciones periódicas que, incluso dentro de un mismo mes, se registran en las estaciones de servicio.
PECOM presentó su cuarto Reporte de Sustentabilidad, un reflejo del camino recorrido y de los compromisos sostenidos a lo largo de 2024.
En un contexto de grandes cambios para la compañía y para la industria energética en general, PECOM reafirmó su capacidad de transformación a la vez que profundizó su compromiso con la sustentabilidad como eje transversal de su estrategia. El reporte destaca los avances logrados en materia de excelencia operacional, cuidado del ambiente y foco en las personas y comunidades.
“La sustentabilidad no es un capítulo aislado: es parte de cómo concebimos el negocio. Este reporte muestra cómo seguimos evolucionando como compañía sin dejar de poner en el centro a las personas, el ambiente y la excelencia en todo lo que hacemos. Nuestro compromiso con la sustentabilidad y la excelencia operacional, apalancados en la mejora continua, son nuestra guía en cada proyecto, servicio o trabajo que realizamos.”, señaló Gretel D´Amico, Directora Ejecutiva de Sustentabilidad y Excelencia Operacional de PECOM.
El Reporte de Sustentabilidad, se presenta como una invitación al diálogo con todos los grupos de interés y como una expresión del compromiso de PECOM de seguir apostando al desarrollo energético responsable, con el propósito de acercar a las personas la energía que necesitan para avanzar.
El Gobierno de Santa Cruz avanza con hechos concretos en su plan de ampliación de redes de gas, cumpliendo compromisos asumidos con las comunidades y sectores productivos de la provincia. En las últimas horas se confirmó la llegada de materiales para la obra en la zona de invernaderos de Pico Truncado, y se anunció que el 15 de octubre comenzarán los trabajos en el barrio La Herradura de Los Antiguos, con una inversión de $260.284.495,65.
En Pico Truncado, los materiales ya se encuentran en la zona de invernaderos, donde se realizará la extensión de la red de gas natural. La obra beneficiará directamente a los productores locales, que por más de tres décadas trabajaron sin acceso a este servicio esencial. Además, se ejecutarán refuerzos en la zona sur de la localidad, cumpliendo el compromiso asumido por el gobernador Claudio Vidal durante el aniversario de la ciudad, el pasado 11 de julio.
“Todo esto es posible gracias a una decisión política del gobernador Claudio Vidal, que nos pidió avanzar con hechos concretos y llevar soluciones reales a cada rincón de Santa Cruz”, sostuvo el presidente de Distrigas, Marcelo De la Torre.
De la Torre también agradeció el acompañamiento del jefe de Gabinete, Daniel Álvarez, presidente del Fondo UNIRSE, y destacó el trabajo articulado con los municipios y el compromiso del intendente de Pico Truncado, Pablo Anabalón, junto al esfuerzo de todo el equipo de Distrigas, desde los sectores técnicos hasta los administrativos y la sucursal local.
El titular de Distrigas subrayó que el avance de las obras responde a un esquema de gestión con presencia territorial, que permite dar respuestas rápidas a reclamos históricos. “Con la mayoría de los municipios venimos trabajando de manera mancomunada”, indicó, al recordar que las licitaciones para Invernaderos y la zona sur fueron los pasos que aceleraron la concreción de lo prometido por el gobernador.
Los Antiguos: gas por red y una vida más digna para las familias
En Los Antiguos, la obra de gas natural en el barrio La Herradura alcanzará a 30 lotes, donde actualmente viven 15 familias, con un tendido total de 1.200 metros de red y un frente de obra estimado en dos semanas, sujeto a las condiciones climáticas.
El presidente de Distrigas, Marcelo De la Torre, aseguró que la llegada del gas “cambia la vida y el futuro de nuestras comunidades”. “Después de tantos años, hoy podemos decir con orgullo que el gas llega donde hacía falta. Es una obra que transforma la vida y que sólo fue posible gracias a una decisión política firme y un trabajo sostenido en todo el territorio”, afirmó.
El Gobierno Provincial impulsa un plan integral de obras de gas que ya se ejecuta en Pico Truncado, Los Antiguos, Caleta Olivia, Las Heras, Río Gallegos, Río Turbio y 28 de Noviembre, entre otras localidades.
Con una fuerte inversión pública y un trabajo conjunto entre el Estado provincial, Distrigas y los municipios, estas obras reparan décadas de abandono, mejoran la calidad de vida de las familias y fortalecen el desarrollo productivo en toda Santa Cruz.
El gobernador Alberto Weretilneck presentó en Cipolletti el nuevo Centro de Control Regional eléctrico de la red de alta tensión provincial, operado por la empresa estatal Transcomahue. Con tecnología de última generación, las instalaciones permiten supervisar y coordinar el sistema eléctrico regional, aportando autonomía, mejores condiciones de trabajo y mayor confiabilidad en gran parte de Río Negro.
El gobernador estuvo acompañado por el Presidente del Bloque de Legisladores de JSRN, Facundo López; el Jefe del Departamento Operaciones de Transcomahue, Guillermo Picón; la ex Secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini, principal impulsora de los proyectos energéticos en la provincia; y demás autoridades y referentes de la empresa.
El Centro de Operaciones de la Transportista por Distribución Troncal (COTDT) ya se encuentra operativo y cumple un rol clave en la supervisión y coordinación del sistema eléctrico regional. Hasta hace poco tiempo, las operaciones se realizaban en Neuquén en instalaciones compartidas con el EPEN, pero con esta obra se consolidó un espacio propio en territorio rionegrino.
“El traslado y modernización del Centro de Control Eléctrico enteramente en Río Negro nos permite ganar autonomía y dar un salto tecnológico que fortalece la seguridad eléctrica de toda la región”, señaló el gobernador Weretilneck durante la presentación. Una referencia a una de sus anteriores ubicaciones, ya que inicialmente funcionaba en Neuquén en instalaciones compartidas con el EPEN.
La sala cuenta con equipamiento de última generación que permite monitorear en tiempo real las líneas y estaciones transformadoras de alta tensión (132 kV). Además, allí se planifican mantenimientos y se anticipan riesgos que podrían afectar la calidad del servicio.
Por su parte, el Jefe del Departamento Operaciones de Transcomahue, Guillermo Picón, explicó: “Este centro es el corazón operativo de nuestra red. Aquí se toman decisiones minuto a minuto que aseguran estabilidad y previsión en el servicio eléctrico para miles de usuarios”.
En situaciones críticas, como cortes nacionales o regionales, el COTDT asume funciones estratégicas: puede iniciar arranques en negro locales para recuperar gradualmente la demanda y coordina, en nombre de CAMMESA, la restauración segura del suministro eléctrico.
Un edificio con compromiso ambiental
La sede técnica de Transcomahue en Cipolletti también se destaca por su perfil sustentable: parte de sus requerimientos energéticos son abastecidos a partir de fuentes renovables, gracias a un sistema de generación solar que refleja el compromiso de la empresa estatal con la eficiencia y el cuidado ambiental.
El centro también fortalece la articulación entre transportistas, generadores, distribuidores y organismos de control, garantizando transparencia y eficiencia en la operación del sistema.
El gobierno actualizó los nuevos precios para el biodiesel y bioetanaol que se utilizan para la mezcla obligatoria con combustibles fósiles. La Secretaría de Energía publicó las Resoluciones Nros. 385/2025 y 386/2025 en el Boletín Oficial de este lunes.
A través de la Resolución 385/2025, Energía fijó en $1.508.704 por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel. Este precio corresponde al biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil, en el marco de lo dispuesto por la Ley N° 27.640.
La normativa aclara que este valor regirá para las operaciones que se lleven a cabo durante el mes de octubre de 2025 y hasta que un nuevo precio lo reemplace.
En cuanto a las condiciones comerciales, el plazo de pago del biodiesel no podrá superar, en ningún caso, los siete días corridos a contar desde la fecha de la factura.
Mediante la Resolución 386/2025, la autoridad de aplicación estableció los precios mínimos para el bioetanol, un producto destinado a su mezcla obligatoria con nafta bajo la Ley N° 27.640.
Se fijaron dos precios, dependiendo de la materia prima:
1. El bioetanol elaborado a base de caña de azúcar se estableció en $ 891,286) por litro.
2. El bioetanol elaborado a base de maíz se fijó en $ 816,887) por litro.
Estos precios mínimos de adquisición regirán para las operaciones que se efectúen durante octubre de 2025.
El plazo de pago para el bioetanol se estableció en un máximo de treinta días corridos desde la fecha de la factura correspondiente.
Ambas resoluciones consideran la posibilidad de efectuar modificaciones en los procedimientos de determinación de precios en caso de detectar desfasajes entre los valores resultantes y los costos reales de elaboración, o si el precio puede generar distorsiones en los precios del combustible fósil en el surtidor.
La Secretaría de Energía adjudicó los Contratos de Generación de Almacenamiento con Distribuidores del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), programa con el que pretende paliar posibles cortes de luz durante los picos de demanda del verano.
La medida fue formalizada a través de la Resolución N° 384/2025 publicada este lunes en el Boletín Oficial.
La adjudicación se realiza en el marco de la Convocatoria Abierta Nacional e Internacional denominada “Almacenamiento “AlmaGBA”. Dicha convocatoria se autorizó inicialmente mediante la Resolución N° 67 de fecha 14 de febrero de 2025.
La potencia objetivo referencial de la convocatoria fue de Quinientos Megavatios (500 MW). En el proceso, el 15 de julio de 2025 se recibieron 27 Ofertas en sobres cerrados, sumando un total de 1.347 MW de potencia ofertada.
Posteriormente, la Secretaría de Energía determinó la adjudicación de una potencia adicional de 150 MW a la potencia objetivo total. Esto se decidió en función a la evaluación técnica y la posibilidad de mejora de la confiabilidad de funcionamiento del GBA y del SADI.
Los contratos se celebran con los Agentes Distribuidores del MEM EDENOR S.A. y EDESUR S.A., e instruyen a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) a suscribirlos como garante de pago de última instancia.
La Secretaría de Energía instruyó a CAMMESA a notificar la resolución a los oferentes y coordinar la firma de los contratos respectivos.
El gobierno nacional lanzó una convocatoria para importar 50.000 autos eléctricos e híbridos durante 2026 sin aranceles y las empresas con producción local y los importadores tienen hasta el 13 de octubre inclusive para acceder al cupo.
La medida se implementa a través de la Resolución 377/2025 de la Secretaría de Industria publicada hoy en el Boletín Oficial. El valor FOB de los vehículos importados debe ser de hasta US$ 16.000.
La medida incluye diferentes tipos de tecnologías de motorización. Se incluyen vehículos completamente eléctricos, híbridos, híbridos mild, e híbridos enchufables.
Los modelos compiten en todos los segmentos con los automóviles tradicionales con oferta ya existente en el mercado. Los primeros vehículos híbridos y eléctricos del llamado 2026 podrán ingresar al país en los primeros días de enero.
La presente convocatoria también incluye una opción para registrarse en lista de espera. Esta lista corresponde a la importación de vehículos del cupo 2025 que sean desistidos o cuyas condiciones hayan sido incumplidas por los oferentes originales.
Durante este año 50.000 vehículos fueron adjudicados en dos tandas a partir del decreto 49/25. Se espera que para enero de 2026 el total ingresado de las primeras dos convocatorias sea de más de 40.000 unidades.
El organismo de control nuclear de las Naciones Unidas, Rusia y Ucrania están discutiendo formas de restaurar el suministro eléctrico externo de la Planta de Energía Nuclear de Zaporiyia, que dependió de electricidad de respaldo durante 10 días, informó la agencia de la ONU.
“Ambas partes afirman estar preparadas para realizar las reparaciones necesarias en sus respectivos lados de la línea de frente. Pero para que esto ocurra, la situación de seguridad en el terreno debe mejorar para que los técnicos puedan llevar a cabo su labor vital sin poner en peligro sus vidas”, declaró Rafael Grossi, director general del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA).
Según un comunicado del OIEA, el 23 de septiembre se desconectó la única línea eléctrica de 750 kV operativa debido a daños en el frente de combate.
Esta pérdida de energía externa representa la interrupción más prolongada de las 10 que ha sufrido la planta durante el conflicto militar entre Rusia y Ucrania.
El organismo advirtió que un apagón total en la planta podría desencadenar un accidente con fusión de combustible y una potencial liberación de radiación al medio ambiente.
Aunque los generadores diésel de emergencia funcionan normalmente y existen amplias reservas de combustible, Grossi aseguró que se trata de una situación “sin precedentes” que debe resolverse “sin más demora”.
“Hago un llamado a ambas partes para que hagan lo necesario y eviten un mayor deterioro. Esto depende de la voluntad política, no de la viabilidad técnica, que existe”, subrayó el director del OIEA, de acuerdo con un cable de la agencia de noticias Xinhua.
La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) celebró la X Semana de la Energía en Santiago de Chile. El evento propuso un nuevo formato para mejorar el diálogo técnico y político en la región a lo largo de encuentros con actores estratégicos del sector productivo y resoluciones ministeriales que marcarán el rumbo técnico de la integración energética en LATAM.
Bajo ese contexto, el ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, conversó en exclusiva con Energía Estratégica y puso énfasis en el avance de los sistemas de almacenamiento BESS en el país y cómo el país se posicionó a la vanguardia en la materia.
“La baja en costos BESS fue una ventana que Chile supo aprovechar, ya que hubo avances tecnológicos y cambios en el ensamblaje que permitieron la baja del precio”, aseguró.
“Desde el gobierno nos pusimos el desafío en una agenda regulatoria para aprovechar esa ventana de oportunidad, y hoy día vemos que valió la pena este esfuerzo conjunto sector público y privado, por una agenda para movilizar este volumen de inversión”, agregó.
El funcionario confirmó que el país superará los 2 GW de almacenamiento operativo para enero de 2026, cifra que representa un adelanto de cuatro años sobre la meta oficial fijada para 2030.
Pero la expansión es aún más significativa si se contempla la cartera de proyectos en fase de construcción, ya que se proyecta que la capacidad instalada de almacenamiento en Chile podría alcanzar los 8,6 GW en 2027 y, por ende, también se anticipará la meta de 6 GW al 2050.
“Es una meta muy importante porque tiene efecto inmediato, de alguna manera en los precios mayoristas, que afectan la actividad económica. Cada gigavatio de almacenamiento supone un billón de dólares de inversiones; es decir que son sumas muy importantes de inversión privada y con mucho impacto positivo para las regiones del país”, señaló Pardow.
Y cabe recordar que fue el propio ministro de Energía quien reveló que la instalación de sistemas BESS redujo casi USD 100/MWh el costo marginal solar en algunas subestaciones del país, por lo que el hecho de estabilizar los ingresos en el mercado mayorista resulta un cambio en las reglas del juego para cualquiera que se dedique a desarrollar proyectos
Además, el titular de la cartera energética de Chile valoró la Semana de la Energía como un espacio clave para evaluar políticas de largo plazo, en colaboración entre el sector público y privado, organizaciones de la sociedad civil y entidades de varios países de LATAM.
“Esta semana es una manera de tratar de separarse de lo urgente para mirar cosas importantes como la integración y nuestras políticas públicas”, expresó en conversación con este portal de noticias.
Reajuste estratégico del Plan de Descarbonización
Durante la X Semana de la Energía, el gobierno chileno presentó la versión final del Plan de Descarbonización. El documento incluye 28 medidas estructuradas en cuatro ejes: rediseño del mercado mayorista, cambios normativos, nuevos modelos contractuales y herramientas fiscales.
Pardow aseguró que el plan refleja el espíritu de la política energética y climática del país, considerando que años atrás se asumió el compromiso de retirar todas las centrales termoeléctricas a carbón hacia 2040.
El proceso comenzó por las unidades más antiguas, pero luego el país debió cerrar centrales activas que prestaban servicios al sistema y, por tanto, ese cambio evidenció nuevos desafíos.
Pardow reconoció que el país subestimó el tamaño de la tarea. “A mitad de camino, nos dimos cuenta de que la otra mitad de la tarea era más difícil que la primera”, señaló.
Por tal motivo es que el ministro identificó tres dimensiones críticas en el proceso: el impacto en el empleo y en la economía local, la necesidad de coordinar los retiros con nuevas líneas de transmisión y la importancia de reutilizar la infraestructura ya existente.
“Como país, poníamos el mismo valor a la creación de nuevas infraestructuras que a la reutilización de la infraestructura existente, y eso no hacía sentido. Pero en vez de bajar los brazos, decidimos reimpulsar esto y nos queremos demorar menos”, afirmó el ministro.
El aumento sostenido de la demanda eléctrica en Perú está redefiniendo el mapa energético del país y plantea un nuevo ciclo de inversiones. Según Marco Fragale, CEO de Orygen, el crecimiento proyectado, impulsado principalmente por la actividad minera e infraestructura, obligará al sector a acelerar el desarrollo de nuevas plantas, especialmente de fuente renovable.
“Lo que estamos viendo es un incremento de demanda que se viene muy fuerte. Se habla de un 3,8% de incremento hacia 2026”, manifestó el directivo y estimó que la demanda podría superar los 12 TWh adicionales entre 2025 y 2030. Sin embargo, destacó que se trata de una previsión bastante conservadora, considerando la cantidad de proyectos mineros que podrían concretarse en los próximos tres a cinco años, lo que incrementaría aún más la demanda energética del país.
En el marco del Future Energy Summit (FES) Perú, donde más de 400 líderes del sector analizaron las estrategias para consolidar un nuevo modelo de transición energética, Fragale remarcó que el país necesita desarrollar tecnología competitiva y limpia. “Todas las plantas que vemos son renovables, porque efectivamente la tecnología renovable en este momento es la más competitiva”, afirmó.
Desde Orygen —antiguamente conocida como Electrolima, Edegel y luego Enel Generación Perú— apuestan por un portafolio diverso, con acceso a las cuatro tecnologías principales: hidráulica (13 plantas), térmica, solar y eólica. “Somos el líder en renovables en el Perú”, subrayó Fragale. Esa estrategia incluye una cartera priorizada de 3 GW de nuevos proyectos renovables, divididos en solar, eólica e híbridos. “Más o menos podría ser un 50 y 50. Puede ser un poco más de eólico que solar”, detalló.
Además de la diversificación, la compañía trabaja en mantener altos niveles de eficiencia en sus plantas. La confiabilidad, aseguró, se apoya en esa diversificación tecnológica, que permite responder a los desafíos operativos y de mercado.
Sin embargo, Fragale advirtió sobre los obstáculos normativos que podrían frenar esta transformación. “Hay cosas que no se pueden llevar adelante sin tener normas claras, transparentes y bien reglamentadas”, sostuvo. Y puso el foco en la falta de agilidad en los permisos, que afecta tanto a los proyectos de generación como de transmisión o distribución. “No podemos pensar en crecer a tasas de PBI más altas si no se da una agilidad de permisos. En este momento yo personalmente estoy viendo que tenemos problemas”, alertó.
Otro punto crítico para la transición energética en Perú es el desarrollo de servicios complementarios, fundamentales para incorporar almacenamiento en gran escala. “Es difícil que se pueda desarrollar storage de manera económica y sostenible en este momento”, consideró el CEO de Orygen. Pero también reconoció avances: “Se están dando los cambios, en particular en cuanto a este mercado de servicios complementarios”.
Para Fragale, la implementación de un marco claro que permita precios de referencia competitivos para los servicios complementarios será clave. “Eso tiene que ser el mercado. Tiene que ser neutral tecnológicamente, para que la tecnología mejor pueda dar el servicio que se necesita”, explicó. En ese sentido, las baterías emergen como una solución viable. “Las tecnologías de servicios complementarios y la batería en este caso son además muy competitivas”, destacó.
La seguridad energética, en su visión, dependerá de que el sistema pueda adaptarse a una creciente penetración renovable sin perder confiabilidad. “No hay geografías en el mundo donde la penetración renovable no se haya dado con todo un reglamento que garantice confiabilidad al sistema”, señala.
A esto se suma el rol clave del cliente en la transición energética. Orygen comenzó a entregar certificados verdes a sus clientes en 2019 y la evolución ha sido contundente. “En 2019 entregamos dos certificados verdes por 100 GWh. En 2024 entregamos 35 certificados por un tera y medio. En lo que va del 2025 ya hemos distribuido 40 y esperamos cerrar el año claramente con más de 40”, ejemplificó. Para Fragale, el cliente ya está liderando la transición: “Quiere acceso a energía competitiva, confiable, pero sostenible también”.
Además, considera que en el futuro cercano, los clientes serán protagonistas en la estabilidad del sistema. “Particularmente en los servicios complementarios, el cliente va a ser fundamental en ayudar a la confiabilidad del sistema”, afirmó.
Finalmente, el CEO de Orygen aseguró que el momento para actuar es ahora. Después de años de exceso de oferta y precios bajos, el mercado renovable peruano está mostrando signos de fuerte dinamismo. “Estamos viendo mucho más desarrollo en energía renovable, claramente por un tema también de demanda futura que se viene”, afirmó. Y concluye: “Es el momento de mirar bien al desarrollo renovable de un lado, pero también de tecnologías que puedan dar la confiabilidad al sistema del otro lado”.
La X Semana de la Energía concluyó en Santiago de Chile, consolidando su rol como el foro más influyente del sector energético en América Latina y el Caribe.
Organizada por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), el Ministerio de Energía de Chile, el BID, CAF, el Banco Mundial y GET.transform, la edición reunió a más de 2500 participantes de 49 países, con la participación de 220 panelistas y 160 organismos internacionales. Durante cuatro jornadas de trabajo, se desarrollaron 60 horas de debate sobre la agenda energética regional.
En este contexto, se celebró la Reunión Anual de Ministros y Ministras de Energía de los 27 países miembros de OLADE, donde se alcanzaron acuerdos clave para el futuro de la integración energética y se aprobaron Decisiones Ministeriales sobre cuatro ejes fundamentales: energía y trabajo, diálogo para la convergencia regulatoria regional, transición energética justa con las comunidades cercanas a proyectos, y almacenamiento de energía eléctrica.
También se acordó una meta común para alcanzar el 95% de cobertura en tecnologías de cocción limpia, respetando las rutas particulares de cada país.
En la misma reunión, se confirmó la reelección de Andrés Rebolledo Smitmans como Secretario Ejecutivo de OLADE para el período 2026-2029, y se oficializó el traspaso de la presidencia de OLADE de Belice a Barbados, manteniendo el liderazgo regional en el Caribe.
Al cierre del evento, Rebolledo comentó a Energía Estratégica la amplitud y profundidad de la convocatoria: “Fue una semana muy productiva, donde se discutió la agenda energética de América Latina y el Caribe, con temas fundamentales como la modernización de redes, el almacenamiento, la descarbonización de la demanda, el hidrógeno verde y los combustibles sintéticos”.
El titular de OLADE también remarcó que el sector renovable será protagonista en los próximos años. “La solar y la eólica serán más dinámicas que en años anteriores. (…) Sin duda, la energía renovable seguirá siendo el puntal del desarrollo energético de la región”, aseguró.
Chile lideró con almacenamiento y descarbonización
Uno de los temas más destacados durante la Semana fue el avance de los sistemas de almacenamiento BESS en Chile. En diálogo exclusivo con Energía Estratégica, el ministro de Energía, Diego Pardow, subrayó que el país supo anticiparse a la baja de precios en estos sistemas. “La baja en costos BESS fue una ventana que Chile supo aprovechar, ya que hubo avances tecnológicos y cambios en el ensamblaje que permitieron la baja del precio”, explicó.
Esa oportunidad fue acompañada por una agenda regulatoria que movilizó miles de millones de dólares en inversión privada. “Desde el gobierno nos pusimos el desafío en una agenda regulatoria para aprovechar esa ventana de oportunidad, y hoy día vemos que valió la pena este esfuerzo conjunto sector público y privado”, sostuvo el funcionario.
Pardow confirmó que el país superará los 2 GW de almacenamiento operativo para enero de 2026, anticipándose cuatro años a la meta oficial de 2030. Además, con los proyectos en construcción, se proyecta que la capacidad instalada alcance los 8,6 GW en 2027, superando ampliamente la meta de 6 GW para 2050. “Cada gigavatio de almacenamiento supone un billón de dólares de inversiones”, destacó.
Según el ministro, la instalación de sistemas BESS redujo hasta “USD 100/MWh el costo marginal solar en algunas subestaciones del país”, lo que representó un cambio estructural en el mercado.
Durante el evento también se presentó la versión final del Plan de Descarbonización de Chile, que incluye 28 medidas distribuidas en cuatro ejes: rediseño del mercado mayorista, cambios normativos, nuevos modelos contractuales y herramientas fiscales.
El gobierno identificó tres desafíos principales: el impacto económico y laboral, la coordinación con nuevas líneas de transmisión y la reutilización de infraestructura existente.
“Como país, poníamos el mismo valor a la creación de nuevas infraestructuras que a la reutilización, y eso no hacía sentido. Pero en vez de bajar los brazos, decidimos reimpulsar esto y nos queremos demorar menos”, expresó el ministro.
Por su parte, el Presidente de la Nación de Chile, Gabriel Boric, abrió la Semana con un discurso donde valoró la cooperación regional en materia energética. “La energía es al siglo XXI lo que los trenes fueron al XIX”, manifestó. El mandatario destacó que el 70% de la electricidad en Chile proviene de fuentes limpias y ratificó el objetivo de llegar al 100% en 2050.
Boric subrayó el impacto social de la transición energética, al destacar el caso del parque solar comunitario en Talagante, que permitió un ahorro de 200.000 pesos chilenos por hogar. “La transición energética tiene rostro ciudadano”, afirmó, al resaltar también el programa de eficiencia energética en escuelas rurales, que benefició a miles de estudiantes.
La diversidad de actores presentes —gobiernos, empresas, ONGs, universidades, sindicatos, jóvenes y mujeres— también fue resaltada por OLADE como uno de los activos más importantes del evento. “Creamos una red de mujeres por la energía para cerrar brechas y generar mayor cohesión social”, indicó Rebolledo.
Con el cierre de esta edición, OLADE anunció que la XI Semana de la Energía se celebrará en República Dominicana en octubre de 2026, proyectando la continuidad de este foro clave para la integración y cooperación energética regional. “La Semana de la Energía se convirtió en un verdadero laboratorio de ideas y una plataforma que proyecta el futuro energético de América Latina y el Caribe hacia un modelo más sostenible, inclusivo e integrado”, concluyó la organización.
La tercera licitación del Plan de Expansión de Transmisión (PET-3) en Guatemala atraviesa un momento crítico. Desde la Asociación Guatemalteca de Transportistas de Electricidad (AGTE), se advierte que el proceso actual despertó un escaso interés entre los actores del sector privado: únicamente tres oferentes adquirieron las bases de licitación, lo cual representa una participación muy reducida.
A pesar de que existe un gran interés por el desarrollo de proyectos de transmisión, los actores del sector se muestran escépticos a participar en la presente licitación. Según David Cabrera, Presidente de AGTE, los transportistas agremiados consideran que hoy predominan más los riesgos que las oportunidades percibidas, lo que explica la baja participación. El Directivo advierte que: “Si la próxima licitación PET-3 (segunda parte) o PET-4 no trae cambios estructurales que incentiven la participación de los transportistas, será la crónica de una muerte anunciada”.
La nueva fecha para la presentación de ofertas, originalmente prevista para el 2 de octubre, fue aplazada al 7 del mismo mes. AGTE ha identificado este ajuste como meramente administrativo y no representa una modificación sustancial en las condiciones de la licitación. Para los agentes transportistas, las preocupaciones van más allá de temas de forma, del total de observaciones presentadas a las Bases de Licitación por parte de los agremiados de AGTE, solo alrededor del 30% fueron parcialmente atendidas y el 70% restante no fue recogido por las autoridades.
Entre los temas que quedaron con una respuesta parcial destaca el manejo del riesgo en aspectos como las servidumbres y la fuerza mayor. “El riesgo sigue estando del lado del oferente y no hay mecanismos concretos que permitan resolverlo”, advierte Cabrera. Además, aunque se reconoce la existencia de sobrecostos en las servidumbres, estos se trasladan bajo la figura del peaje y no como canon, lo cual, a criterio de la Asociación, desincentiva la inversión al no garantizar una adecuada retribución.
Otro de los puntos que no se tomaron en cuenta dentro de las observaciones presentadas se refiere a la poca adaptación de los contratos a las situaciones técnicas de fuerza mayor, ya que las cláusulas propuestas no permiten ajustes al contrato durante la ejecución del proyecto. El Presidente de AGTE recuerda que ningún proyecto de transmisión se desarrolla exactamente en campo como ha sido planificado en escritorio, por lo que la ausencia de flexibilidad para ajustar las condiciones de las obras a la realidad en campo puede comprometer la viabilidad de las obras.
Tampoco se atendió la preocupación de los agentes transportistas en relación con los elevados montos exigidos para la garantía de cumplimiento, que debe presentarse mediante cartas de crédito stand by. Estas garantías deben mantenerse vigentes desde la fecha de su emisión hasta la entrada en operación comercial del proyecto de transmisión, lo que implica costos significativos de mantenimiento que recaen íntegramente sobre los oferentes.
También se cuestiona la estructura de licitación por grandes lotes completos, en lugar de permitir múltiplesofertas por proyectos individuales. Los agremiados de AGTE propusieron oportunamente que se valorara la posibilidad de ofertar por obras y no por lote de obras, con lo cual se lograría mayor competitividad pues permitiría la participación de empresas más pequeñas.
Riesgos inmediatos y estructurales para el sistema eléctrico
Según el gremio de transportistas, la falta de ofertas o participación mínima podría tener efectos inmediatos en el sistema eléctrico. Los proyectos del Lote A, por ejemplo, son esenciales para que los proyectos adjudicados en la licitación PEG-4 (Plan de Expansión de Generación adjudicados en 2023) puedan inyectar energía al sistema.
En cuanto a los proyectos incluidos en el Lote 2, vinculados a la electrificación rural en zonas de alta necesidad como Quiché y Alta Verapaz, su no adjudicación dejaría sin cobertura a comunidades enteras ubicadas en zonas con una importante necesidad de electrificación.
También el departamento de Petén, así como la Costa Sur, dependen de proyectos incluidos en esta licitación; la no ejecución de estos proyectos implicaría una merma significativaen la calidad del servicio hacia el usuario final.
Según Ana Beatriz Sánchez, Directora Ejecutiva de AGTE, el temor del sector privado se sustenta en datos concretos. En los últimos cinco años, el sistema de transmisión de Guatemala creció 454 km, de los cuales el 89% fue ejecutado por transportistas privados. De cara a los próximos 18 años, el país deberá sumar 5.560 km para acompañar el crecimiento de la demanda, lo que implica triplicar el ritmo actual de expansión.
A esto se suma el retraso en la evolución de tensiones clave: mientras la red de 230 kV se ha expandido, los niveles de 400 kV y 138 kV no muestran crecimiento, restringiendo la capacidad de transportar grandes bloques de energía y la redundancia del sistema.
En subestaciones, Guatemala incorporará apenas nueve entre 2023 y 2025, muy por debajo de las más de diez por año que requiere el país para cumplir su meta al 2043. La Directora advierte que ello evidenciauna brecha crítica en la infraestructura de soporte del sistema de transmisión”.
Para revertir esta tendencia, AGTE propone una batería de cambios. Se plantea que se debe promover un ambiente de cooperación entre el Estado y los oferentes que permita reducir el riesgo de servidumbres y permisología a los oferentes, incluir mecanismos de salida y modificación de alcance en los contratos, reconocer costos reales -especialmente en servidumbres y trámites, permitir ofertas por proyectos, y no solo por lotes y, especialmente, desarrollar los mecanismos necesarios para agilizar la permisología estatal con garantías de tramitación exprés.
La AGTE ha identificado que si todo el riesgo continúa concentrándose en los oferentes, este se trasladará al canon de transmisión. Un canon elevado implica, en última instancia, mayores costos para los usuarios, cuando podrían lograrse tarifas más competitivas si los riesgos se comparten de manera balanceada.
Yingli Solar participa en el PVBook 2025 con una propuesta clara: ofrecer soluciones fotovoltaicas de alta eficiencia y confiabilidad que respondan a los desafíos técnicos y financieros de los grandes proyectos.
Sus módulos “Panda 3.0 Plus 720W” y “Panda 3.0 Pro 630W” se presentan como los principales productos del fabricante chino en esta edición del catálogo internacional elaborado por Energía Estratégica, el cual ya está disponible de manera gratuita y que reúne las últimas innovaciones del sector fotovoltaico a nivel global.
Ambos modelos comparten una arquitectura tecnológica avanzada basada en células N-Type TOPCon, una tecnología que, según la compañía, ofrece mayor eficiencia, menor degradación y mejor rendimiento en condiciones extremas, como altas temperaturas y baja irradiancia.
“La propuesta cubre un amplio abanico de requerimientos técnicos y financieros”, destacan desde la firma, en relación a la diversidad de configuraciones que ofrecen: mientras que el modelo de 720 Wp emplea células de 210 mm x 210 mm, el de 630 Wp utiliza células de 186 mm x 186 mm, permitiendo adaptabilidad en función del tipo de proyecto y diseño del sistema.
Ambas versiones están diseñadas para maximizar rendimiento y durabilidad. Cuentan con pasivación de superficie y corte celular que reducen el riesgo de microcracks, encapsulantes de alta resistencia frente a los rayos UV y una optimización de materiales y diseño óptico que mejora la captación de luz en ambas caras del módulo.
También integran un diseño de montaje dual bolt+clamp, con tolerancia de carga de hasta 5400 Pa, un sistema de multibusbar que eleva la eficiencia de conducción eléctrica y una arquitectura de protección anti-rayos, con cableado y puesta a tierra de alta fiabilidad.
“La optimización de la reflexión en la cara posterior es otro de los elementos clave”, remarcan desde Yingli Solar, señalando el aporte adicional que esto genera en la generación bifacial, especialmente en instalaciones montadas sobre superficies reflectantes.
Una apuesta al mercado internacional desde el PVBook
La inclusión de estos módulos en el PVBook 2025 responde a la estrategia global de Yingli Solar de posicionarse como un actor de peso en los mercados internacionales, manteniendo a su vez una base sólida en China, donde hoy se concentra el 70 % de su capacidad de producción.
“Apuntamos a reforzar la presencia de la marca en mercados clave de Europa y América Latina”, aseguraron desde la empresa en anteriores encuentros y conversaciones con este portal de noticias, haciendo foco en países como España, Argentina, Perú, Chile, Guatemala y República Dominicana.
Con más de tres décadas de experiencia, la empresa también enfatiza que su nueva estrategia comercial estará centrada en la estabilidad financiera y el soporte técnico durante los 30 años que pueden durar sus garantías. Un valor cada vez más determinante en un contexto de mercado con fuertes oscilaciones de precios y disponibilidad de insumos.
“El respaldo a largo plazo es tan importante como la eficiencia técnica”, señalaron, en referencia al compromiso que busca sostener la firma para ganar confianza en los desarrolladores de proyectos de gran escala.
Con módulos bifaciales que alcanzan hasta 720 Wp, tecnología N-Type TOPCon y diseños robustos pensados para condiciones exigentes, Yingli Solar se posiciona como una opción competitiva y confiable para el segmento utility scale y sistemas híbridos. La visibilidad internacional que ofrece el PVBook 2025 se convierte en una vitrina clave para esta apuesta tecnológica y comercial.
360Energy reafirma su protagonismo en la transición hacia un futuro energético más limpio con la publicación de su Reporte de Sostenibilidad 2024. Energía, Integración, Liderazgo, Sostenibilidad, Innovación e Internacionalización son los pilares que sostienen lo que la compañía ha logrado y a lo que continuará apuntando.
Durante este año, 360Energy alcanzó logros en materia ambiental, social y económica, demostrando coherencia entre su visión de largo plazo y las acciones concretas que lleva adelante.
Entre los principales logros detallados en el Reporte se destacan:
413 GWh de energía solar generada.
177.500 toneladas de CO₂ evitadas.
Inicio de operaciones en España, México y Brasil.
Impulsó proyectos y acciones que transforman comunidades en La Rioja, San Juan, Catamarca y Buenos Aires.
El CEO para Hemisferio Sur de 360Energy, Federico SbarbiOsuna, afirmó: «Durante 2024 evolucionamos de ser una compañía argentina con operación local para crecer con presencia en nuevos países».
«Esta transformación nos llevó a expandir nuestras operaciones a Brasil, México y España, lo que implicó reorganizar estructuras, incorporar talento en nuevos territorios, fortalecer la cultura organizacional y exportar así nuestros estándares de gestión más allá de nuestro país», agregó.
Con este reporte, 360Energy refuerza su compromiso de seguir impulsando un modelo de negocio sostenible que crea valor para sus clientes, socios estratégicos y la sociedad.
Colombia dio un nuevo paso en su camino para convertirse en miembro de la Agencia Internacional de Energía (AIE), al sostener una reunión bilateral entre la delegación del Ministerio de Minas y Energía y la directora ejecutiva adjunta de la Agencia, Mary Warlick, en Santiago de Chile.
“Colombia está lista para asumir un rol activo en la AIE, como socio responsable, como voz regional y como país comprometido con una transición energética justa”, aseguró Gabriela Riaño, jefa de cooperación internacional del Ministerio de Minas y Energía. Agregó que esta adhesión le permitirá al país fortalecer su institucionalidad energética y proyectarse como puente entre América Latina y la comunidad internacional.
Durante el encuentro se resaltó el valor estratégico del estudio Net Zero en Colombia, elaborado en conjunto con la AIE, que servirá como hoja de ruta para avanzar hacia la descarbonización de la matriz energética.
La visita técnica de la Agencia, programada para la segunda semana de octubre, será determinante para verificar los avances regulatorios, técnicos e institucionales que ha consolidado el país. Con este paso, reafirma su compromiso con una transición energética justa, segura y sostenible.
Así mismo, tras la solicitud del Ministerio de Minas y Energía para el intercambio de experiencia técnica en las reducciones de las tarifas para los usuarios colombianos, el organismo, que hace parte de la OCDE, expresó su interés en acompañar con sus conocimientos y experiencias globales en transmisión energética.
Estos avances se alcanzaron durante la X Semana de la Energía que adelanta la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), en la ciudad de Santiago de Chile.
Camuzzi informa a la comunidad que el plan maestro de obras inherentes a la potenciación del Sistema Cordillerano Patagónico continúa avanzando a buen ritmo.
Con fecha 02 de Junio de 2025 se han dado inicio a las tareas para la construcción de la nueva Planta Compresora de Alto Rio Senguer, como así también al montaje del nuevo equipo de compresión en la actual Planta Compresora que Camuzzi posee en la localidad de Gobernador Costa, habiendo movilizado recientemente a campo las maquinarias, herramientas, obradores, retroexcavadoras y equipos necesarios para su ejecución.
Es oportuno destacar que la obra que dará solución definitiva a la problemática de las factibilidades en la región es mucho más amplia que la que se había planteado oportunamente, dado que el paso del tiempo y las nuevas condiciones operativas sobre el Sistema Cordillerano Patagónico hicieron necesario reconfigurar el diseño original.
De esta forma, a la concreción de las Plantas Compresoras de Gobernador Costa y Rio Senguer previstas en el plan inicial, se sumaron 2 nuevos frentes de obra necesarios que también ya han iniciado.
Por un lado, la interconexión del Gasoducto Patagónico con el Gasoducto General San Martin, que permitirá reemplazar la actual inyección de gas natural desde un único yacimiento en el extremo sur del sistema. De esta forma, el gasoducto quedará conectado en forma directa con el sistema troncal de gasoductos de la Argentina, otorgando una mayor confiabilidad y sostenibilidad a la operación.
Finalmente, y a los efectos de incrementar la presión del gas natural en este punto, para que pueda ser transportado a las distintas localidades en las condiciones operativas necesarias, próximamente se dará inicio a la construcción de una nueva Planta Compresora, en la localidad de Holdich, también en la provincia del Chubut.
La finalización de las obras inconclusas de Gobernador Costa y Rio Senguer son financiadas por los Bancos Provinciales del Chubut y Neuquén, por un monto de $24.800 millones que ha sido garantizado por Camuzzi, en tanto que la interconexión mencionada y la construcción de la nueva Planta Compresora Holdich contemplan una inversión por parte de la Licenciataria, de $25.812 millones adicionales.
Esta obra tan importante y esperada para la cordillera patagónica, que permitirá garantizar la incorporación de nuevos usuarios al sistema tras su habilitación integral, implica una inversión superior a los 50.600 millones de pesos.
El Sistema de Transporte y Distribución de gas natural Cordillerano-Patagónico cuenta con casi 1.500 km. de gasoductos troncales y más de 200 km. de loops, superando los 1.700 km. de extensión de cañerías con diámetros de 3”, 4”,6”,8”,10” y 12 pulgadas. El Sistema abastece a un total de 25 localidades de las provincias de:
Chubut: Río Mayo, Alto Río Senguer, Lago Puelo, José de San Martín, Gobernador Costa, Río Pico, Corcovado, Tecka, Trevelin, Esquel, El Maitén, Cholila, Epuyén, El Hoyo de Epuyen.
Río Negro: Ñorquinco, Pilcaniyeu, Dina Huapi, Comallo, Onelli, Ingeniero Jacobacci, El Bolsón y Bariloche.
Neuquén: Villa La Angostura, San Martín de los Andes y Junín de los Andes.
Como consecuencia del incremento de la demanda de gas natural y la falta de concreción – en tiempo y forma – de las obras necesarias que permitan acompañar operativamente esta evolución del consumo, la compañía se vio en la obligación, de acuerdo con el marco regulatorio vigente, de condicionar las factibilidades para nuevos usuarios a partir del año 2022.
Gracias al trabajo mancomunado entre las gobernaciones provinciales, el ENARGAS, la Secretaria de Energía de la Nación y ENARSA, la obra pudo ser retomada para, tras su habilitación, permitir el desarrollo sostenido y a largo plazo de las 25 localidades de toda esta región.
El gobernador del Chubut, Ignacio Torres, encabezó en Comodoro Rivadavia una reunión de trabajo con dirigentes gremiales de los sectores petroleros, camioneros y de la construcción, de la que también participó el intendente local Othar Macharashvili.
En el marco del encuentro, el mandatario adelantó que en los próximos días será recibido en Buenos Aires por el ministro del Interior de la Nación, Lisandro Catalán, con el objetivo de avanzar en la eliminación de los derechos de exportación para las cuencas convencionales.
“La Provincia cumplió en lo que hace a la baja de regalías, sobre todo en áreas marginales, y los trabajadores cumplieron en materia de productividad. Ahora vamos a exigir al Gobierno Nacional que cumpla con esta medida que potenciaría las inversiones en Chubut”, manifestó el gobernador.
De la reunión participaron los secretarios generales del Sindicato del Petróleo y Gas Privado, Jorge Ávila; de Camioneros, Jorge Taboada; de Petroleros Jerárquicos de la Patagonia Austral, José Llugdar, y de la UOCRA, Raúl Silva.
En la reunión también se brindó un panorama de las inversiones comprometidas para el año en curso y se presentó un avance preliminar de los planes proyectados para 2026, en línea con lo ejecutado en el presente ejercicio.
Se acordó, además, exigir la priorización de aquellos trabajos con mayor generación de empleo asociado, como la perforación, y de los que tengan posibilidad de revitalizar la cuenca, como la actividad de exploración de convencional que lleva adelante Pan American Energy.
Asimismo, en el caso puntual de las áreas Manantiales Behr y El Tordillo, el Gobierno Provincial transmitió que, como requisito para autorizar la cesión, se trabajará en la presentación de un plan de inversiones que se traduzca en beneficios concretos para Chubut y los trabajadores.
En ese marco, Torres adelantó que en los próximos días se reunirá con el presidente de YPF, Horacio Marín, y representantes gremiales “para clarificar cuestiones ambientales, laborales y de inversión, que la Provincia exigirá a las empresas interesadas en adjudicarse el yacimiento Manantiales Behr”.
“En breve vamos a tener una reunión en YPF para ver la proyección de las inversiones”, indicó el mandatario, y agregó: “Las operadoras ya nos pasaron un presupuesto preliminar de lo que van a invertir, y nosotros vamos a trabajar en el desglose porque hay algunas inversiones que generan un puesto de trabajo y otras que generan diez con el mismo dinero. Tenemos que ser inteligentes a la hora de analizar los compromisos y por eso lo estamos trabajando junto con los gremios”.
Compre Local
Por otra parte, en la reunión se abordó la iniciativa Compre Local. Dada la existencia de personal calificado y competitivo en la provincia, se consensuó avanzar de manera conjunta, con aportes del gobierno, gremios, empresas y cámaras, en un marco normativo que contemple la priorización de proveedores y trabajadores locales, como medida para morigerar los efectos de la situación compleja que atraviesa la industria convencional.
La medida se implementará a través de un proyecto de Ley que será elevado a la Legislatura una vez que se logre el consenso necesario. “Tenemos que trabajarla seriamente: hay ejemplos exitosos como los de Neuquén y Río Negro, y otros en los que se declaró la inconstitucionalidad, y eso no nos puede pasar”, señaló Torres.
La caída de los precios del petróleo a valores menores a los de 2022 y a pesar de los esfuerzos de la OPEP en mantener los recortes para sostener el precio han derivado en un reordenamiento de las cuentas de las grandes petroleras.
La reestructuración global de empresas como Exxon incluye despidos masivos, y la industria del shale en EE. UU. es especialmente golpeada por esta situación.
Las Big Oil prometieron a los inversores eficiencia y ahorros de costos el año pasado, cuando los precios del petróleo se normalizaron desde los máximos de 100 dólares por barril en 2022 que trajeron ganancias inesperadas a la industria en 2022 y 2023.
Las ganancias se “normalizaron” en 2024 y han tendido a la baja respecto a los años anteriores hasta ahora en 2025, lo que impulsa a las principales firmas de petróleo y gas a buscar ahorros de costos adicionales con precios del petróleo en los 60 dólares por barril, en comparación con un precio promedio del crudo Brent de 81 dólares por barril en 2024.
Las enormes ganancias de 2022 también fueron seguidas por una ola de consolidación, especialmente en Estados Unidos, donde ExxonMobil y Chevron, así como ConocoPhillips, anunciaron acuerdos de miles de millones de dólares para expandir su presencia en el negocio del esquisto y en los puntos calientes globales para exploración y producción.
Por otro lado las cuencas petroleras enfrentan una caída geológica en su producción, y la falta de inversión en exploración agrava la situación. Pero no solo las grandes petroleras están buscando ahorros de costos reduciendo el número de trabajadores. Las compañías en la zona de esquisto de EE.UU. están a la caza de consolidación, sinergias, eficiencias y recortes de costos para poder sostener los pagos a los accionistas con precios del petróleo de EE.UU. en 60 dólares por barril, y posiblemente más bajos más adelante este año.
Los primeros ajustes incluyen diferir las terminaciones de pozos y bombear más con menos, lo que significa que los empleos tienen que irse.
La desaceleración de la actividad de perforación se ha extendido a los grupos de servicios de campos petroleros. Se dice que Halliburton, por ejemplo, ha iniciado despidos en al menos tres unidades de negocio, con reducciones de personal que oscilan entre el 20% y el 40%. Estas reducciones se producen en medio del aumento de los costos, precios más débiles y una mayor volatilidad en todo el sector.
“La industria del petróleo y el gas se ha desacelerado dramáticamente debido a los bajos precios y al aumento del costo de las materias primas y los materiales y suministros terminados”, dijo un ejecutivo de una firma de servicios de campos petroleros en comentarios a la última Encuesta de Energía del Dallas Fed el mes pasado.
La provincia exigirá a Nación la quita de derechos de exportación para las cuencas convencionales, basándose en un compromiso de las operadoras de volcar el ingreso adicional a nuevas inversiones.
El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, encabezó este jueves en Comodoro Rivadavia una reunión de trabajo con dirigentes gremiales de los sectores petroleros, camioneros y de la construcción, de la que también participó el intendente local Othar Macharashvili. En el marco del encuentro, el mandatario adelantó que en los próximos días será recibido en Buenos Aires por el ministro del Interior de la Nación, Lisandro Catalán, con el objetivo de avanzar en la eliminación de los derechos de exportación para las cuencas convencionales.
“La Provincia cumplió en lo que hace a la baja de regalías, sobre todo en áreas marginales, y los trabajadores cumplieron en materia de productividad. Ahora vamos a exigir al Gobierno Nacional que cumpla con esta medida que potenciaría las inversiones en Chubut”, manifestó el gobernador al término de la reunión de la que participaron los secretarios generales del Sindicato del Petróleo y Gas Privado, Jorge Ávila; de Camioneros, Jorge Taboada; de Petroleros Jerárquicos de la Patagonia Austral, José Llugdar, y de la UOCRA, Raúl Silva.
Compromiso de las operadoras
Durante el encuentro, en el que además estuvieron presentes el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce, y el presidente de Petrominera Chubut, Héctor Millar, Torres sostuvo que, dentro del reclamo que viene llevando adelante la Provincia, “mantuvimos una comunicación con el ministro nacional y se comprometió a trabajar en la eliminación de los derechos de exportación”.
El gobernador subrayó que la baja del tributo reforzaría las inversiones en la provincia, “dado que existe un compromiso escrito de las operadoras de volcar cada dólar adicional de ingreso percibido a nuevas inversiones en Chubut”.
Inversiones y empleo
El mandatario reveló que en la reunión también se brindó un panorama de las inversiones comprometidas para el año en curso y se presentó un avance preliminar de los planes proyectados para 2026, en línea con lo ejecutado en el presente ejercicio.
Se acordó, además, exigir la priorización de aquellos trabajos con mayor generación de empleo asociado, como la perforación, y de los que tengan posibilidad de revitalizar la cuenca, como la actividad de exploración de convencional que lleva adelante Pan American Energy, con quien se realizó una comunicación durante el encuentro.
En el caso puntual de las áreas Manantiales Behr y El Tordillo, el Gobierno Provincial transmitió que, como requisito para autorizar la cesión, se trabajará en la presentación de un plan de inversiones superador que se traduzca en beneficios concretos para Chubut y los trabajadores.
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En ese marco, Torres adelantó que en los próximos días se reunirá con el presidente de YPF, Horacio Marín, y representantes gremiales “para clarificar cuestiones ambientales, laborales y de inversión, que la Provincia exigirá a las empresas interesadas en adjudicarse el yacimiento Manantiales Behr”.
“En breve vamos a tener una reunión en YPF para ver la proyección de las inversiones”, indicó el mandatario, y agregó: “Las operadoras ya nos pasaron un presupuesto preliminar de lo que van a invertir, y nosotros vamos a trabajar en el desglose porque hay algunas inversiones que generan un puesto de trabajo y otras que generan diez con el mismo dinero. Tenemos que ser inteligentes a la hora de analizar los compromisos y por eso lo estamos trabajando junto con los gremios”.
Compre Local
Por otra parte, en la reunión se abordó la iniciativa Compre Local. Dada la existencia de personal calificado y competitivo en la provincia, se consensuó avanzar de manera conjunta, con aportes del gobierno, gremios, empresas y cámaras, en un marco normativo que contemple la priorización de proveedores y trabajadores locales, como medida para morigerar los efectos de la situación compleja que atraviesa la industria convencional.
El Secretario Ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), Andrés Rebolledo, afirmó que “la energía ha dejado de ser un tema sectorial para convertirse en el eje transversal que define el rumbo de nuestras economías, la estabilidad de nuestras sociedades y la esperanza de las futuras generaciones”.
Asimismo, resaltó que América Latina y el Caribe son la región más verde del mundo, alcanzando en abril de 2025 un 70 % de generación eléctrica renovable, además de contar con una producción estratégica de minerales críticos fundamentales para las transiciones energéticas globales.
“Nuestra región aporta a la descarbonización del planeta. La transición energética no es un objetivo lejano, es una tarea urgente que exige liderazgos y decisiones valientes”, agregó, en el marco de la LV Reunión de Ministros y Ministras de Energía de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), realizada en Santiago de Chile, y de cuya inauguración participó el Presidente de Chile, Gabriel Boric.
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El Mandatario chileno destacó los avances del país en el sector energético, entre ellos la Ley de Transición Energética de 2024, el impulso al hidrógeno verde, la iniciativa Agua Solar Rural, el programa Mejor Escuela y la implementación del primer Parque Solar Comunitario municipal en Talagante.
Durante la jornada se anunció la reelección de Andrés Rebolledo como Secretario Ejecutivo de OLADE para el período 2026-2029, en reconocimiento a su liderazgo en la integración energética regional y al fortalecimiento institucional de la Organización.
Durante su gestión 2023-2025, OLADE se consolidó como articulador de la agenda energética regional, impulsando nueve decisiones ministeriales y cuatro declaraciones, además de dar seguimiento a acuerdos previos.
En Mendoza, líderes y empresarios debatieron sobre minería, energía y acuerdos fiscales; Romano Group anunció ingreso al REM, IA aplicada y nuevas oficinas.
La consultora mendocina Reomano Group reunió a más de un centenar de empresarios, dirigentes y líderes políticos en un evento donde se debatieron las perspectivas económicas y políticas de la Argentina a días de las elecciones legislativas.WhatsApp Image 2025-10-02 at 11.33.55 AM (1)
Con el lema “Perspectivas políticas y económicas para 2026”, la consultora Romano Group celebró su encuentro anual en Mendoza. La jornada convocó a más de un centenar de empresarios, dirigentes y referentes políticos de la provincia y la región Cuyo.
Entre los principales disertantes se destacaron el analista político Sergio Berensztein y el economista Alfredo Romano, quienes ofrecieron un análisis del escenario nacional en un contexto marcado por la cercanía de las elecciones legislativas.
Consensos económicos pendientes
En su intervención, Romano advirtió sobre la falta de acuerdos sostenidos en materia fiscal: “Hemos convivido con déficit fiscal más de 100 años. Hasta que no haya un consenso político que garantice la continuidad de políticas como el equilibrio fiscal, más allá de los ciclos políticos, la Argentina seguirá navegando en la volatilidad”.
Energía y minería como motores
Por su parte, Berensztein puso el foco en las oportunidades de mediano plazo: “En los próximos cinco años, sectores como la minería y la energía generarán un superávit comercial que la Argentina nunca tuvo. Aunque hoy atravesamos alta volatilidad, el país tiene muy cerca posibilidades que no existieron antes”.
Romano Group, una consultora en expansión
Durante el encuentro, Florencia Romano, directora del área de Public Policy, presentó los avances de la firma: Este año, Romano Group fue incorporada por el Banco Central al Relevamiento de Expectativas de Mercado (REM), convirtiéndose en la primera consultora de Cuyo en sumarse a este prestigioso grupo de analistas.
La firma amplió su portafolio con proyectos vinculados a inteligencia artificial, entre ellos TEO, un agente especializado en compliance e integridad pública.
También se sumó como socio fundador de AMCHAM Cuyo, la cámara de comercio de Estados Unidos en la región, para fortalecer lazos con empresas nacionales e internacionales.
Finalmente, anunciaron la próxima apertura de nuevas oficinas en Buenos Aires, en el marco de un plan de expansión nacional.
El gobierno provincial aumentó el gravamen a un insumo clave para la fractura hidráulica en el shale neuquino. La medida busca compensar el impacto de los camiones en las rutas y moderar la carga impositiva sobre otras actividades como la construcción.
El gobierno de Entre Ríos actualizó la Guía de Tránsito de Minerales, también conocida como “guía minera”, que se aplica al transporte de arena y otros minerales extraídos en la provincia. El Decreto N° 1136 fijó en 2.250 pesos por tonelada el valor de la arena silícea destinada a la estimulación hidráulica en Vaca Muerta.
El incremento se debe a que el valor anterior se había mantenido congelado durante años, a pesar de la alta inflación registrada. El nuevo gravamen, que un camión de 33 toneladas abonaría por un valor de 74.000 pesos por viaje, es seis veces superior al monto vigente hasta abril. La medida busca compensar el deterioro de las rutas provinciales y nacionales provocado por el transporte pesado de arena, un insumo clave para la fractura hidráulica de pozos en Vaca Muerta.
Características de la arena y el impacto
Actualmente, Entre Ríos abastece más del 80% de la demanda nacional de arena para Vaca Muerta. La arena extraída en la provincia, especialmente en Ibicuy y Diamante, tiene características superiores como su mayor pureza y forma esférica, que facilitan su desempeño en la fractura hidráulica. En contraste, la arena de Neuquén presenta un mayor contenido de impurezas y arcilla, lo que requiere procesos adicionales que incrementan los costos.
En General Villegas, en el oeste bonaerense, un grupo de empresarios agropecuarios impulsan una planta para producir bioetanol y subproductos para la hacienda; buscan sumar más inversores.
En pleno corazón del noroeste bonaerense, en el partido de General Villegas, se gesta un proyecto que promete revolucionar la matriz energética y productiva de la Argentina: BioVi. En el establecimiento “El Clarinete”, sobre la ruta 188, el productor agropecuario Pierre Courreges encabeza una iniciativa ambiciosa: la instalación de una planta de bioetanol a base de maíz, concebida bajo un modelo asociativo con la empresa Bio4, de Río Cuarto, en Córdoba.
La inversión estimada supera los US$100 millones. La propuesta no solo busca generar energía renovable y sumarse a la agenda global de la descarbonización, sino también potenciar la economía regional, dinamizar la ganadería y consolidar a General Villegas como un polo de energía verde en el país. La planta proyectada tendrá una capacidad productiva de 88.855 metros cúbicos de bioetanol por año, con una notable conversión: cada tonelada de maíz se transformará en 410 litros de etanol automotor.
Pero el proyecto excede la generación de combustible. El proceso industrial también producirá 0,931 toneladas de burlanda húmeda y 15 kilos de aceite de maíz por cada tonelada procesada. Estos subproductos son estratégicos: la burlanda, por ejemplo, se ha convertido en un insumo clave y más económico que el maíz para la alimentación de ganado en feedlots y tambos. De hecho, la futura planta generaría diariamente la cantidad suficiente de burlanda para alimentar 80.000 cabezas de ganado. La burlanda representa en torno a un 30% de la dieta en ganadería y el 10% en lechería.
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La elección de General Villegas no fue casual. La planta requerirá 234.000 toneladas de maíz al año, una demanda fácilmente cubierta en una región donde en 2023 la producción del cereal alcanzó los 9,8 millones de toneladas. Esto al considerarse producción de esa zona del oeste bonaerense más el sur de Córdoba, el este de La Pampa y el sur de Santa Fe. La región mencionada, además, es un polo ganadero con un rodeo bovino de 1,65 millones de cabezas, lo que potencia la integración productiva. La ubicación también ofrece ventajas logísticas: “Disponibilidad de tren para transportar bioetanol”, detalla el plan.
Actualmente, en la Argentina el corte de bioetanol en combustibles es del 12%, dividido en partes iguales entre maíz y caña de azúcar. Aunque solo el 3,7% del maíz nacional se destina hoy a esta industria, las empresas buscan con el Gobierno que se eleve el nivel al 15%.
La iniciativa en General Villegas está directamente ligada a ese cambio regulatorio. Courreges lo resumió de manera contundente: “Si no sale la ley [por el incremento del corte] no se hace nada porque el mercado está abastecido. En cambio, con ese 3% adicional se abren nuevas oportunidades de inversión”.
El proyecto BioVillegas tiene como socio estratégico a Bio4, una compañía fundada por Manuel Ron y Marcelo Otero en Río Cuarto, que ya probó el modelo asociativo con éxito. El punto de inflexión llegó cuando Courreges y su grupo viajaron a Río Cuarto para conocer de cerca la experiencia de esa empresa.
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“Cuando fuimos a Bio4, la sensación fue de una industria impresionante. Esa planta la hicieron con 30 productores de la zona. Entonces se nos ocurrió que nosotros también podríamos hacer eso”, contó a LA NACION Courreges. Esa visita despertó la convicción de que un modelo similar podía replicarse en General Villegas, con el impulso de los productores locales y bajo un esquema asociativo. La reunión derivó en algo más que inspiración: en un compromiso concreto.
“Charlamos con ellos y nos dijeron que estaban para ayudarnos a hacerlo y ser parte del proyecto. Tienen el know-how, saben cómo hacerlo, llevan diez años en el mercado y conocen todos los vericuetos y vaivenes que puede tener esto, y nos pareció bárbaro”, explicó.
Así nació BioVi, la sociedad creada para llevar adelante la planta. Al principio, el interés estaba puesto en la burlanda, el subproducto del proceso, pero pronto comprendieron que la clave estaba en el combustible. “Había otro negocio que no habíamos considerado: el etanol. El desperdicio es el desperdicio. Esa es la realidad. El 70% de la facturación es etanol”, subrayó.
La inversión estimada asciende a US$107 millones. Hasta ahora, los impulsores ya consiguieron la mitad de los socios, con productores e inversores locales, y ahora buscan completar el resto con financiamiento internacional, créditos verdes y la incorporación de nuevos socios.
Un legado familiar
El motor de este emprendimiento tiene raíces profundas. La historia de la familia Courreges en el agro argentino se remonta a 1905, cuando Pierre Ferdinand Courreges, abuelo del actual productor, llegó a Buenos Aires.
“Mi abuelo llegó de Francia en 1905 con 15 años. Primero consiguió trabajo como ayudante de dentista sobre la avenida 9 de Julio, pero enseguida dijo que quería ir al campo porque era lo que conocía”, recordó el productor.
Su vida no fue sencilla. “Primero se fue en carreta hasta Robert, partido de Lincoln, con mi abuela que también era francesa, de Biarritz, y daba clases a las familias pudientes de ese entonces. Ahí trabajaron de encargados en un almacén de Ramos Generales. Después, mi abuelo comenzó a alquilar lotes y sembrar trigo. Se fundió cinco veces: una vuelta sembró un trigo, se le brotó en la espiga por la humedad y no sirvió para nada. Hasta que consiguió comprar un campito en cuotas, se hizo una casa de adobe y empezó a producir”, relató.
Con perseverancia, su abuelo logró transformar la adversidad en oportunidad y consolidar una explotación de 1400 hectáreas que marcó el inicio de la historia familiar. Courreges recordó con orgullo: “En la crisis del 30, muchos productores devolvieron los campos porque no podían pagarlos. Mi abuelo fue al Banco Nación y le dijo al gerente que, si le daban esas tierras, él empezaba a pagar las cuotas. Así consiguió sus primeras 1400 hectáreas. Llovió y pudo cumplir con los pagos y; se armó su campo. Incluso se cambió el nombre porque quería ser argentino: de Pierre Ferdinand pasó a Pedro Ferdinando Courreges”.
Una tradición que se renueva
La historia continuó con su padre, Paul, que amplió las tierras y se dedicó a la agricultura y la ganadería. Pierre, formado como ingeniero en Producción Agropecuaria, tomó la posta con una visión más empresarial. “Hoy tenemos unas 4000 hectáreas de soja, maíz y trigo, y un feedlot de 10.000 cabezas. En 2005 empezamos a encerrar hacienda en General Villegas y trajimos toda la que teníamos en otras provincias. Eso nos permitió crecer en escala”, explicó.
Ese recorrido lo llevó a pensar en un nuevo salto productivo: transformar el maíz en energía y subproductos para la ganadería. El proyecto comenzó a tomar forma a partir de las recorridas del grupo CREA Villegas por distintos países. “Siempre veíamos que uno de los grandes alimentos que utilizaban en los feedlots era la burlanda. Decíamos que era una ventaja enorme tener este subproducto”, contó.
El impulso decisivo llegó cuando se instaló una línea de gas frente a su campo. “El tubo de gas pasa por la tranquera de El Clarinete, donde está el feedlot, y además pasa una línea de alta tensión. Teníamos la energía, solo faltaba el marco país”, relató.
Con la llegada de Javier Milei al poder, Courreges vio que era el momento de apostar. “La idea era invertir y tratar de producir como se hace en cualquier país normal. Entonces salimos a ver dentro de la Argentina tecnologías nuevas y fuimos a Bio4”, recordó.
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El proyecto no solo busca transformar la energía local. Sus impulsores proyectan un impacto ambiental positivo, ya que el bioetanol mejora la descarbonización en un 70% respecto de las naftas tradicionales. En términos económicos, la iniciativa prevé la creación de 100 empleos directos y 300 indirectos, además de dinamizar el mercado de granos y carnes en la región.
El plan se inscribe en un modelo de economía circular que integra agricultura, energía y ganadería, con un impacto regional difícil de replicar en otras zonas del país.
Courreges no dudó en señalar que este impulso tiene raíces familiares. “Capaz que tengo el espíritu de emprendedor de mi abuelo, como me dice mi madre. Soy una persona a la que le gusta invertir, ir para adelante y tratar de sacar cosas que funcionen para la zona rural donde vivo”, aseguró.
Su mirada, dijo, tiene también un trasfondo espiritual. “Miro todo desde el punto de vista cristiano: soy empresario y vengo a este mundo a dar trabajo, a producir, a que el país salga adelante, elegimos ser parte de la solución”, afirmó.
Rockhopper Exploration anunció significativos avances en el proyecto petrolero Sea Lion, ubicado en la Cuenca Norte de las Islas Malvinas. La empresa británica, asociada con la operadora israelí Navitas Petroleum, avanza en este último trimestre del año hacia la Decisión Final de Inversión (FID) para la Fase 1, un movimiento que reaviva la histórica disputa de soberanía de la Argentina sobre el archipiélago y sus recursos.
El cronograma de Rockhopper anticipa FID como hito es crucial, ya que permitiría el desembolso de fondos ya recaudados y el inicio efectivo de las tareas de desarrollo, un hecho que la Argentina califica sistemáticamente como explotación ilegal de recursos naturales en territorio en disputa.
El proyecto Sea Lion es presentado por Rockhopper en los documentos públicos como su “activo principal”. La empresa destaca que el desarrollo del yacimiento posee recursos contingentes netos para Rockhopper de 255 millones de barriles, con un valor presente neto estimado en u$s1.850 millones, a un precio de 70 dólares por barril de Brent.
El proyecto Sea Lion está operado por Navitas Petroleum con una participación del 65%, que quedó como principal socia de Rockhopper que retiene el 35%, tras la salida del consorcio de la empresa de capitales alemanes Harbour Energy (sucesora de Wintershall-Dea), que privilegió las operaciones en la Argentina que tiene con la francesa TotalEnergies y la local Pan American Energy.
El reciente reclamo por Malvinas
A mediados de septiembre la Cancillería Argentina expresó su “más enérgico rechazo a las actividades ilegales llevadas a cabo por la empresa Navitas Petroleum en las Islas Malvinas, que opera de manera ilegítima en territorio argentino sin contar con los permisos de exploración y explotación de hidrocarburos otorgados por la autoridad competente”.
El Palacio San Martín recordó que “toda exploración y explotación unilateral de recursos naturales, renovables y no renovables, en el área en disputa resulta contraria a lo dispuesto por la Resolución 2065 y concordantes de la Asamblea General de las Naciones Unidas y del Comité Especial de Descolonización. Dichas resoluciones reconocen la existencia de una disputa de soberanía entre la República Argentina y el Reino Unido, e instan a ambos gobiernos a reanudar negociaciones”.
Diplomáticamente se resaltó que la veda de cualquier actividad por sobre los intereses argentinos incluye las ilegítimas “Declaración de Impacto Ambiental” y “Evaluación de Impacto Socioeconómico” del proyecto “Sea Lion”, la extensión de pretendidas “licencias” de producción, la contratación de proveedores de servicios, así como los recientes anuncios de Navitas sobre la recaudación de fondos para el desarrollo del reservorio hidrocarburífero ubicado en la Cuenca Malvinas Norte.
La Cancillería recordó que mediante una Resolución de la Secretaría de Energía de abril de 2022, la empresa israelí “fue declarada clandestina y sus actividades calificadas de ilegales por desarrollar operaciones hidrocarburíferas en territorio argentino sin autorización de las autoridades competentes”.
El proyecto de Rockhopper en Sea Lion
“Estamos muy agradecidos por el apoyo de los accionistas, tanto antiguos como nuevos, en la reciente recaudación de fondos. Tras la aprobación de todas las resoluciones en la reciente Junta General, u$s140 millones se encuentran actualmente en depósito a la espera de la FID, que esperamos alcanzar para finales de este año”, dijo Amuel Woody, CEO de Rockhopper al presentar los avances del proyecto en su último reporte corporativo.
Rockhopper resalta que la totalidad de sus licencias en las Islas Malvinas fueron extendidas hasta diciembre de 2026, por lo que los tiempos para mostrar resultados son más breves que cualquier otro desarrollo petrolero.
La compañía dio a conocer su reporte en el que reflejó los avances de su estrategia ambiental, social y de gobernanza. La compañía, con más de 30 años de presencia en el país y una potencia instalada de 3.001 MW —47% proveniente de fuentes renovables—, destacó la certificación ISO de todas sus plantas, más de 900 MW en proyectos renovables en desarrollo y una participación del 7% en el mercado eléctrico argentino.
AES Argentina, la empresa dedicada a la generación de energía eléctrica con más de 30 años de presencia en el país, presentó su Reporte de Sostenibilidad 2024. El reporte destaca los avances en la reducción de su impacto ambiental, la promoción de entornos laborales seguros y el impulso a la transformación del sector energético hacia un futuro más sustentable.
Entre los principales hitos que exhibió el reporte se destacan los 3.001 MW de potencia instalada, de los cuales 47% es de origen renovable, un 7% de participación en el mercado eléctrico argentino y más de 900 MW en proyectos renovables en desarrollo.
Desde la empresa también remarcaron que, en cuanto a la gestión ambiental, el 100% de sus plantas se encuentran certificadas con normas ISO 45001 y 14001. También, los 4.602.743 MWh de energía generada y los 4.486.381 MWH de energía vendida.
Respecto a la gestión social, el reporte muestra que en la empresa hubo 16.912 horas de capacitación y que realizaron una inversión social de $147,2 millones.
Resultados
“En este segundo reporte de sostenibilidad reafirmamos un camino de mejora continua. Desde la optimización de nuestros procesos de generación eléctrica para reducir emisiones, hasta la consolidación de prácticas laborales que priorizan la seguridad y el bienestar de nuestros colaboradores; cada avance refleja nuestro compromiso con el desarrollo sostenible del país y la ampliación de su matriz energética», destacó Martín Genesio, presidente & CEO de AES Argentina.
El ejecutivo destacó además que la seguridad y el bienestar de nuestro equipo siguen siendo una prioridad innegociable. Por eso, en 2024 renovamos nuestro compromiso con los más altos estándares en salud y seguridad laboral, apostando a la capacitación constante y al liderazgo consciente como ejes para seguir creciendo como organización. En AES Argentina, creemos que el futuro de la energía es sostenible, inteligente y colaborativo, y seguiremos trabajando todos los días para liderar esa transformación”.
La capacidad instalada de refinación de petróleo sigue su expansión global y en 2024 alcanzó los 105 millones de barriles diarios , marcando un incremento del 1,1% respecto al año anterior .
La tendencia creciente, que se ha mantenido durante las últimas décadas, consolida a China como el nuevo líder mundial en capacidad de refinación , por encima de Estados Unidos , que históricamente había ocupado el primer lugar.
Entre 2019 y 2024 , la capacidad global de refinación aumentó en 2.631 kbbl/d (millas de barriles por día), de los cuales el 88% se explica por nuevas plantas instaladas en China, que aportaron 2.315 kbbl/d adicionales, según el informe de Economía & Energía (E&E).
Además del liderazgo chino, en el último año se destacaron los incrementos registrados en países como Nigeria (+501 kbbl/d), Malasia (+200), Omán (+168) y Kuwait (+121) , que fortalecen la presencia de nuevas regiones en el mapa energético global.
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Las regiones con mayor capacidad de refinación continúan siendo Asia Pacífico y América del Norte , mientras que Europa conserva una posición relevante. Por el contrario, Medio Oriente , pese a ser responsable del 31% de la producción mundial de crudo , representa solo el 11% de la capacidad de refinación instalada , lo que evidencia una brecha estructural entre producción y procesamiento.
La tasa de utilización global de las refinerías fue del 79% , con leves diferencias respecto a 2023. Estados Unidos mantuvo un nivel elevado de utilización ( 88% ), mientras que China redujo su nivel al 79%, según las cifras de E&E.
En cuanto a los cambios regionales, África experimentó una caída de 4 puntos porcentuales , mientras que América del Sur y Central mejoraron su utilización en 2 puntos porcentuales , lo que indica un mejor aprovechamiento de la infraestructura instalada.
Por su parte, las exportaciones de productos derivados del petróleo se expandieron con fuerza entre 2010 y 2018, con una tasa anual del 6,3% . Si bien hubo una recuperación tras la caída de 2020, el comercio global actual se mantiene en niveles similares a los de 2018.
El Ministerio de Energía y Minería de Santa Cruz llevó adelante una inspección integral en la plataforma AM-3 del yacimiento Magallanes, supervisando la gestión de residuos, efluentes, sistemas de prevención de derrames y el funcionamiento de medidores y calibraciones, en cumplimiento de la normativa ambiental e hidrocarburífera vigente.
El Gobierno Provincial, a través del Ministerio de Energía y Minería, realizó días atrás una inspección integral sobre la plataforma AM-3 del yacimiento Magallanes, operada por la empresa Petrolera Santa María.
La instalación se encuentra a 17 km al sudeste de Punta Dúngenes, en el Estrecho de Magallanes, y constituye una de las principales infraestructuras offshore de producción de petróleo y gas en el Mar Argentino.
El operativo estuvo a cargo de un equipo interdisciplinario integrado por Luis Lucero, Director Provincial de Coordinación Inspecciones Zona Sur, de la Secretaría de Estado de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero; y por Esteban Fernández y Leandro Proz, de la Secretaría de Estado de Hidrocarburos, todos dependientes del Ministerio de Energía y Minería.
Durante la inspección, se verificaron las condiciones ambientales de la plataforma, en relación a la gestión de residuos, abarcando una revisión de la clasificación, almacenamiento y retiro mediante el buque de apoyo Norman Commander; como así también, se solicitó a la empresa el registro completo de volúmenes generados y retirados en lo que va del año.
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También se inspeccionó lo relacionado al control de tratamiento y disposición de los efluentes cloacales; además de acciones que se llevan adelante en materia de prevención de incidentes en caso de derrames de fluidos al mar; al tiempo que se verificó el estado de las bandejas antiderrame en los bines de almacenamiento de combustibles, todo ello en relación a lo dispuesto en Ley Provincial N° 2.568 (de Impacto Ambiental) y en las competencias conferidas a la autoridad de aplicación por la Ley N° 3.885 (Programa de Control Ambiental Energético y Minero).
Por su parte, desde la Secretaría de Estado de Hidrocarburos, se verificaron aspectos técnicos vinculados con la producción, en relación a los medidores de venteo y consumo de gas de la plataforma; como así también en base a la vigencia y registro de la última calibración de los puntos de medición, y en base a lo establecido por la Ley Nacional de Hidrocarburos N° 17.319, el Decreto Nacional N° 860/1996, junto a la Resolución N° 557/2022 y la Ley Provincial N° 3655 (Sistema de Producción Hidrocarburífera), que aplica a la fiscalización de la actividad.
Ante la disminución en el suministro de crudo pesado, las refinerías de la Costa del Golfo de Estados Unidos están recurriendo a la importación de fueloil. Este cambio estratégico ha llevado las internaciones a su nivel más alto en dos años y medio, con un aumento significativo de cargamentos provenientes de Medio Oriente.
Las importaciones de fueloil a la Costa del Golfo de Estados Unidos se han incrementado en septiembre hasta alcanzar su nivel más alto en dos años y medio. Este fenómeno se debe al aumento de cargamentos provenientes de Medio Oriente, ya que las refinerías estadounidenses buscan alternativas para mitigar la disminución del suministro de crudo pesado, especialmente desde Venezuela.
Análisis de la demanda y suministro
El sector de refinería de la Costa del Golfo, que alberga más del 55% de la capacidad total del país, ha estado incrementando las importaciones de fueloil para cubrir el déficit generado por la caída en el suministro de crudo pesado. En septiembre, las internaciones de fueloil ascendieron a 541.000 barriles por día, según datos de Kpler, lo que representa el nivel más alto desde febrero de 2023.
Las importaciones de fueloil desde países del Golfo Pérsico alcanzaron máximos históricos en agosto y septiembre, impulsadas por el aumento de volúmenes provenientes de Arabia Saudita, Irak y Kuwait. Según Hoa Nguyen, propietario de la firma Sparta, el fin de la temporada de generación eléctrica en Medio Oriente ha liberado más barriles de fueloil para satisfacer la alta demanda en la Costa del Golfo de Estados Unidos.
Factores detrás del cambio de matriz
Una de las principales causas detrás de este cambio es la caída en el suministro disponible de crudo desde Venezuela. De acuerdo con la Administración de Información Energética (EIA), las importaciones de crudo venezolano cayeron a 6.000 barriles por día en julio. El analista sénior de Kpler, Roslan Khasawneh, indicó que esto ha privado a las refinerías de valiosos suministros de crudo pesado, obligándolas a recurrir a importaciones de fueloil.
Grupo Balko estará presente como disertante en el NACS SHOW 2025 que tendrá lugar en Chicago. En su representación expondrán Enrique Chardon y Ernesto Sister mientras que David Freidzon hará lo propio en nombre del Grupo Dislub Equador empresa para la cual Balko desarrolló proyectos ganadores de múltiples premios en Estaciones de Servicio y Locales Comerciales, en Brasil.
“Año a año vamos logrando poner en lo más alto a nivel mundial a la arquitectura en retail de Latam y este 15 de octubre daremos un paso muy especial con una charla en el segmento de conferencias LevelUp de NACS, meca del Convenience Store a nivel mundial, para descubrir las herramientas que utilizamos que destacan una marca y, a través de nuestros casos de éxito, explorar lecciones prácticas e ideas que pueden ser aplicadas en su negocio.”
El gobernador de La Rioja, Ricardo Quintela, en el marco del 271° Aniversario de la ciudad cabecera del departamento Rosario Vera Peñaloza, inauguró el nuevo Parque Solar Fotovoltaico con una potencia instalada de 50 kW, compuesto por 100 paneles solares de última tecnología Jinko Tiger Pro 560 W.
“Quiero saludar a todo el pueblo de Chepes y hacer extensivo el saludo a todo el departamento Rosario Vera Peñaloza, y felicitar a todos los que trabajaron en esta obra.
Este es el octavo municipio donde estamos inaugurando un parque de este tipo, que permite una reducción de costos de la energía del alumbrado público. Este es un presente importante, y más que presente es un futuro, porque la idea es que aprovechemos la energía gratis del sol, para que nutra de energía a cada una de las familias”, afirmó el Gobernador.
En ese marco, el mandatario provincia sostuvo que “lo importante es que este es el comienzo, la iniciación y queremos llegar a que cada departamento tenga un Parque Solar, que permite reducir el consumo, demostrando que se puede generar energía. Y este es un claro ejemplo de que el Estado tiene que intervenir y generar beneficios para la gente”.
Por su parte, el secretario de Energía de la Provincia, Alfredo Pedrali, destacó que “lo importante es que este trabajo se va replicando en cada uno de los lugares de la Provincia; que cada localidad se vaya apropiando de este Parque, y que los técnicos de las municipalidades se capaciten para que esto se multiplique en cada departamento y municipio del interior”.
En el marco de la inauguración del Parque Solar Fotovoltaico, el subsecretario de Energía, Aldo Morales, subrayó que “esto es un gobierno presente; los trabajos están totalmente planificados. Ante las últimas tormentas hubo que suspender actividades, y lo importante es que este parque se encuentra conectado a la red, permitiendo monitorear toda la generación que se realiza, desde un teléfono celular o desde una web”.
Durante el acto, Ignacio Martínez, director de operaciones de Energía Rioja, explicó que “traemos lo que creemos que es darle crecimiento al municipio: un parque solar de primera tecnología, de marca líder en el mundo, montado en una estructura de acero galvanizado, calculado por ingenieros riojanos, lo que hace que pueda resistir las inclemencias del tiempo. Estimamos una vida útil de 25 años, para que las generaciones que vengan puedan gozar de este parque”.
“Agradezco a los ingenieros calculistas y al equipo de obras que trabajan bajo el sol, esforzándose para finalizar cada parque solar con rapidez. Este parque ya se encuentra conectado, generando energía, y el municipio ya se está beneficiando de sus ventajas”, sostuvo además Martínez.
El parque solar se suma a los ya construidos en Villa Castelli, Patquía, Pituil, Milagro, Sanagasta, Ulapes y Cuipán en San Blas de Los Sauces. Continuando con este proyecto, las obras ya iniciaron en Portezuelo, departamento Juan Facundo Quiroga, y próximamente comenzarán en Olta, departamento General Belgrano.
El sistema cuenta con un inversor inteligente Huawei Sun2000 50 KTL, que permite el monitoreo en tiempo real del rendimiento del parque, asegurando eficiencia y confiabilidad. La obra se ejecuta con estructura de acero galvanizado, resistente a las condiciones climáticas de la región, y con mano de obra 100% riojana, garantizando desarrollo local y transferencia de conocimiento.
La compañía líder en generación de energía eléctrica anunció el resultado de colocación de las Obligaciones Negociables Clase XXII en el mercado local por un monto total de US$ 79,9 millones a una tasa del 6% con vencimiento 03 de octubre 2026.
La demanda del mercado superó las expectativas con 7.386 órdenes y ofertas por más de US$ 143 millones, confirmando la confianza de los inversores en YPF Luz.
El financiamiento obtenido será destinado al plan de inversiones de capital, refinanciación de deuda de corto plazo e integración de capital de trabajo, entre otros propósitos.
Obligaciones Negociables Clase XXII:
Cantidad de órdenes recibidas: 7.386
Valor Nominal de las órdenes recibidas: US$ 143.187.053
Valor Nominal de las Obligaciones Negociables a emitirse: US$ 79.946.259
Tasa de Interés de las Obligaciones Negociables Clase XXII: 6,00%
Precio de Emisión: 100% del valor nominal
Fecha de Vencimiento: 3 de octubre de 2026
Fecha de Emisión y Liquidación: 3 de octubre de 2025
Ecuador, Chile, Uruguay, Italia, Ucrania, Rumania e Israel se sumaron a Estados Unidos “para apoyar a la República Argentina en su defensa para evitar que la Corte de Apelaciones ratifique el fallo de la Juez Loretta Preska que obliga al país entregar las acciones de YPF a los beneficiarios del fallo”, según detalló hoy en XSebastián Maril de Latam Advisors.
“Se merecen aplausos aquellos que hayan movido los contactos diplomáticos para lograr este apoyo al país en la apelación por la entrega de las acciones de YPF. No conoceremos el resultado hasta el primer trimestre de 2025″, dijo Maril.
El apoyo se da en el marco de la apelación por el turnover (transferencia) de acciones, el capítulo de la extensa causa que Burford Capital intenta ejecutar para cobrarse la condena de más de 18.000 millones de dólares.
En 2023, Preska condenó al Estado argentino local a pagar USD 16.000 millones -cifra que escaló a más de USD 18.000 millones por los intereses que corren desde entonces– a Burford Capital, el estudio inglés que compró los derechos de litigio en esta causa y es el principal beneficiario.
Según replicó Infobae, para defender la tenencia de las acciones, la Procuración del Tesoro de la Nación (PTN) presentó argumentos basados en el derecho internacional y la legislación estadounidense. Entre ellos, destacó la Violación de la inmunidad soberana (la Ley de Inmunidades Soberanas – FSIA – solo se aplica a bienes en EE.UU., no a las acciones de YPF) y la Interpretación errónea del derecho de Nueva York (la norma de turnover no fue diseñada para obligar a un Estado soberano a transferir activos desde su propio territorio).
Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) anunció que lanzará esta semana una licitación internacional para vender el 50% de su subsidiaria YPF Agro, en el marco de un plan que busca captar fondos para concentrar inversiones en Vaca Muerta y avanzar hacia su objetivo de posicionarse entre las 20 petroleras más grandes del mundo.
Según replicó el diario Clarín, la decisión fue confirmada en el marco del Foro Argentino de Inversiones, por el presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, quien explicó que la operación está alineada con el denominado “Plan 4×4”, la estrategia corporativa que prioriza los negocios principales: producción de petróleo y gas en Vaca Muerta, exportaciones y ventas de combustibles.
De acuerdo con Marín, la petrolera proyecta que a partir de la próxima década Argentina exporte US$ 50.000 millones anuales en energía, de los cuales US$ 20.000 millones provendrán de petróleo y otros US$ 20.000 millones de Gas Natural Licuado (GNL).
YPF Agro es actualmente un proveedor clave de insumos para el campo, con un portafolio que incluye combustibles, lubricantes, semillas y fertilizantes.
El Gobierno Provincial, a través del Ministerio de Energía y Minería, realizó días atrás una inspección integral sobre la plataforma AM-3 del yacimiento Magallanes, operada por la empresa Petrolera Santa María.
La instalación se encuentra a 17 km al sudeste de Punta Dúngenes, en el Estrecho de Magallanes, y constituye una de las principales infraestructuras offshore de producción de petróleo y gas en el Mar Argentino.
El operativo estuvo a cargo de un equipo interdisciplinario integrado por Luis Lucero, Director Provincial de Coordinación Inspecciones Zona Sur, de la Secretaría de Estado de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero; y por Esteban Fernández y Leandro Proz, de la Secretaría de Estado de Hidrocarburos, todos dependientes del Ministerio de Energía y Minería.
Durante la inspección, se verificaron las condiciones ambientales de la plataforma, en relación a la gestión de residuos, abarcando una revisión de la clasificación, almacenamiento y retiro mediante el buque de apoyo Norman Commander; como así también, se solicitó a la empresa el registro completo de volúmenes generados y retirados en lo que va del año.
También se inspeccionó lo relacionado al control de tratamiento y disposición de los efluentes cloacales; además de acciones que se llevan adelante en materia de prevención de incidentes en caso de derrames de fluidos al mar; al tiempo que se verificó el estado de las bandejas antiderrame en los bines de almacenamiento de combustibles, todo ello en relación a lo dispuesto en Ley Provincial N° 2.568 (de Impacto Ambiental) y en las competencias conferidas a la autoridad de aplicación por la Ley N° 3.885 (Programa de Control Ambiental Energético y Minero).
Por su parte, desde la Secretaría de Estado de Hidrocarburos, se verificaron aspectos técnicos vinculados con la producción, en relación a los medidores de venteo y consumo de gas de la plataforma; como así también en base a la vigencia y registro de la última calibración de los puntos de medición, y en base a lo establecido por la Ley Nacional de Hidrocarburos N° 17.319, el Decreto Nacional N° 860/1996, junto a la Resolución N° 557/2022 y la Ley Provincial N° 3655 (Sistema de Producción Hidrocarburífera), que aplica a la fiscalización de la actividad.
Con esta inspección, el Gobierno de Santa Cruz refuerza el control integral sobre la producción hidrocarburífera, asegurando el cumplimiento de la legislación vigente en materia de seguridad operativa, ambiente y desarrollo energético, en línea con su política de resguardar los recursos estratégicos y la sostenibilidad de la actividad en la Cuenca Austral.
La semana estuvo marcada por un nuevo capítulo en el largo litigio internacional que enfrenta a la Argentina con fondos demandantes por la expropiación de YPF en 2012. El Gobierno argentino presentó una apelación ante la Cámara del Segundo Circuito de Nueva York, buscando revertir el fallo que lo obliga a entregar el 51 % de las acciones de la compañía.
El argumento central de la defensa es que cumplir con esa orden implicaría una cesión directa de soberanía, pues se trata de un paquete accionario que el Estado considera estratégico para el control de los recursos energéticos nacionales. Voceros oficiales remarcaron que la expropiación de YPF fue una decisión política enmarcada en la defensa del interés público, y que judicializarla de este modo constituye una extralimitación que afecta al orden jurídico internacional.
A la par, medios estadounidenses informaron que la corte de apelaciones evalúa suspender de manera temporal la ejecución del fallo mientras analiza los fundamentos de la apelación. Una eventual moratoria en la aplicación de la sentencia permitiría a la Argentina ganar tiempo en una pulseada que no solo es jurídica, sino también geopolítica y financiera.
El Tío Trump
Por otra parte, en julio, el Gobierno de Estados Unidos anunció que intervendría como amicus curiae en el caso de YPF, respaldando la posición argentina frente al fallo que ordena entregar la mayoría accionaria de la petrolera. Esa decisión se interpretó como un gesto político significativo, para reforzar los vínculos entre Washington y Buenos Aires en un contexto de supuesta afinidad ideológica entre ambas administraciones.
En el reciente encuentro entre Trump y Milei, si bien no hubo confirmaciones oficiales de que YPF fuera parte explícita de la agenda, fuentes diplomáticas señalaron que el litigio estuvo presente en las conversaciones de contexto más amplio. El solo hecho de que el gobierno estadounidense haya dado señales de apoyo en tribunales abre un frente de negociación que trasciende lo jurídico y adquiere un peso estratégico en la relación bilateral.
Vaca Muerta se mueve
Mientras la cuestión judicial concentraba la atención internacional, YPF avanzó con decisiones de envergadura en el terreno productivo. La compañía cerró la compra de una participación del 45 % en dos bloques de petróleo y gas no convencionales ubicados en Vaca Muerta, hasta ahora bajo control de la francesa TotalEnergies. La operación, valuada en unos 500 millones de dólares, refuerza la posición dominante de la petrolera argentina en la principal cuenca energética del país. El movimiento no es menor: YPF asegura así un mayor control sobre áreas que concentran parte del futuro energético de la Argentina, y sienta las bases para ampliar la producción en un escenario de creciente demanda regional.
A su vez, trascendió que la empresa planea perforar tres pozos exploratorios en la formación Palermo Aike, ubicada en el sur del país. Este reservorio, considerado una suerte de “hermana menor” de Vaca Muerta, se perfila como una frontera energética con alto potencial, capaz de diversificar la geografía de la producción de hidrocarburos no convencionales.
Por un puñado de dólares
Los movimientos de YPF se desarrollan bajo una estricta mirada institucional. Analistas locales recordaron que cualquier eventual desprendimiento de las acciones de la petrolera —si finalmente se cumplieran las sentencias judiciales internacionales— debería contar con la aprobación expresa del Congreso argentino. Este punto subraya que el futuro de la compañía no es solo un asunto empresarial, sino un tema profundamente político y soberano.
En el terreno regulatorio, la empresa dio también señales de gestión territorial. Concluyó obras clave para asegurar el suministro de gas en el municipio de Añelo, en Neuquén, localidad que se ha convertido en el epicentro logístico y humano del desarrollo de Vaca Muerta.
Este avance, aunque menos estridente que las grandes operaciones financieras, tiene un impacto inmediato en la vida de las comunidades vinculadas al polo energético.
Entre soberanía y producción
La semana dejó en evidencia la dualidad que atraviesa el presente de YPF: por un lado, una pulseada judicial de resonancia internacional que pone en juego la noción misma de soberanía; por otro, un despliegue productivo que busca consolidar a la empresa como motor de la transición energética argentina.
En este delicado equilibrio entre tribunales extranjeros y perforaciones en la Patagonia se juega buena parte del futuro energético y político del país.
El Ministerio de Energía de Chile presentó la versión definitiva del Plan de Descarbonización, documento estructural que marca la hoja de ruta para el retiro de centrales termoeléctricas a carbón, la transformación del mercado eléctrico y la consolidación de un sistema energético más flexible, renovable y moderno.
Con 28 medidas distribuidas en cuatro ejes, el plan representa el núcleo técnico de la Agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética, impulsada por el gobierno del presidente Gabriel Boric.
Desde 2019, el país ha retirado 11 centrales a carbón, lo que representa una reducción de 1679 MW de capacidad instalada, y para 2026 se estima que otras 9 unidades estarán disponibles para su retiro o reconversión, por un total adicional de 2,2 GW.
No obstante, autoridades del Ministerio de Energía advirtieron que en la segunda etapa se deben reemplazar “atributos operacionales deseables”, como por ejemplo inercia, potencia firme o control de frecuencia, que tradicionalmente entregaban las centrales a carbón.
Ante este escenario, el plan avanza hacia una transformación estructural del diseño de mercado eléctrico. Una de las principales reformas es la creación de un mercado mayorista de energía basado en ofertas, que transitará desde el actual sistema de costos auditados hacia uno más competitivo, eficiente y transparente.
Para lograrlo, se propone la implementación progresiva de un esquema “day-ahead” financieramente vinculante, que permita a los agentes del mercado gestionar riesgos, enviar señales de precios más claras e incentivar inversiones.
Este nuevo modelo considera una etapa intermedia de transición, que habilitará gradualmente la operación de un mercado de ofertas sin comprometer la seguridad del sistema. Se evaluarán mecanismos para reducir las brechas entre el mercado diario y el de tiempo real, incluyendo la posibilidad de incorporar agentes financieros y ofertas virtuales, como ocurre en mercados más avanzados.
Otro punto central del Plan de Descarbonización es la revisión de los modelos de contratos de largo plazo, esenciales para financiar tecnologías de almacenamiento y flexibilidad. Se propone incorporar esquemas como contratos por diferencias, Cap and Floor y la coordinación con contratos por Servicios Complementarios (SSCC).
“El objetivo es viabilizar el apalancamiento de múltiples fuentes de ingresos, una práctica conocida como revenue stacking, que ha demostrado ser efectiva en países como Reino Unido o Australia”, señala el documento.
En paralelo, se avanzará en una reforma integral del mercado de Servicios Complementarios, con la redefinición de sus categorías, incorporación de la demanda como actor activo y la eliminación de barreras de entrada. Una agenda de corto plazo se desarrollará en 2026 y se complementará con una propuesta de modificación a la Ley General de Servicios Eléctricos en 2027, lo que da cuenta de un cronograma de implementación claro y escalonado.
El rol de la transmisión eléctrica también se pone en la mira como habilitante estructural del nuevo sistema eléctrico chileno. Para ello, se propone modificar la Ley General de Servicios Eléctricos incorporando el concepto de “necesidades estratégicas de capacidad de transmisión”, alineado con los Escenarios Energéticos de planificación de largo plazo.
A su vez, se reforzará el uso del Informe de Criterios y Variables Ambientales y Territoriales (ICVAT), y se iniciarán estudios para valorar económicamente variables sociales y ambientales en la planificación.
El documento también plantea la mejora del régimen de acceso abierto a la red de transmisión, con criterios adicionales para evitar especulación en las solicitudes de conexión.
Sumado a que se busca habilitar la inversión privada a riesgo en infraestructura de transmisión y se desarrollará un Estudio de Remuneración de la Transmisión en 2026, además de una propuesta de reforma legislativa en ese mismo año.
Las reformas regulatorias vendrán acompañadas por la presentación de un proyecto de ley que crea un régimen transitorio acelerado para la descarbonización, el cual prevé agilizar la tramitación de permisos sectoriales y ambientales para los proyectos considerados estratégicos.
“Estamos en una etapa de modificaciones regulatorias – normativas que habiliten y den las señales adecuadas para incentivar la inversión y tener esos atributos a través de otras tecnologías”, subrayaron desde el Ministerio de Energía.
Además, se contempla una revisión obligatoria del Plan dentro de cinco años, lo que permitirá ajustar medidas en función del avance real del proceso. Esta revisión marcará el ingreso a una tercera etapa, orientada a consolidar el retiro de todas las centrales a carbón operativas, siempre que los atributos de respaldo ya estén asegurados por nuevas tecnologías.
Nuevos incentivos económicos y fiscales para impulsar la descarbonización
Junto con las reformas regulatorias, el Plan propone una serie de instrumentos de incentivo que apuntan a viabilizar el reemplazo del carbón mediante energías limpias y almacenamiento. Uno de los más relevantes es la modificación al impuesto a las emisiones en fuentes fijas, con un aumento gradual del impuesto verde y su incorporación al cálculo del costo marginal, lo que permitirá internalizar el costo ambiental en la operación del sistema.
También se habilitarán proyectos de almacenamiento y reconversión de centrales existentes, facilitando su transición hacia combustibles de bajas emisiones o tecnologías limpias. Asimismo, se reconoce oficialmente a RENOVA como la plataforma de trazabilidad de atributos renovables, lo que permitirá valorizar y certificar la energía verde inyectada a la red.
Finalmente, se impulsarán mecanismos para que los proyectos estratégicos obtengan ventajas competitivas en licitaciones de suministro, uso de terrenos o transmisión, y se promoverán los proyectos comunitarios de generación distribuida, permitiendo una mayor democratización de los beneficios de la transición energética.
El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) publicó el Proyecto de Decreto Supremo que aprueba el Reglamento de la Ley N.º 31992, Ley de Fomento del Hidrógeno Verde, mediante la Resolución Ministerial N.° 314-2025-MINEM/DM. Se trata de un avance normativo que busca establecer un marco técnico y regulatorio integral para impulsar el desarrollo de esta tecnología en el país, con la apertura de un proceso participativo de quince días calendario para recibir aportes de la ciudadanía, entidades públicas y privadas.
El reglamento, compuesto por cuatro títulos, 32 artículos, cinco disposiciones complementarias finales y cuatro transitorias, regula todas las actividades asociadas a la cadena de valor del hidrógeno verde: producción, almacenamiento, transformación, acondicionamiento, transporte, distribución, comercialización, exportación y uso. Establece definiciones técnicas como amoníaco verde, blending, nodos, certificación de origen y combustible sintético, además de clasificar los proyectos por escalas: mini los menores a 0.15 MW, pequeña de 0.15 a 10 MW, mediana de 15 a 100 MW y gran escala mayores a 100 mw.
Cada categoría de proyecto cuenta con requisitos diferenciados para su autorización, que incluyen estudios técnicos, certificaciones ambientales, medidas de seguridad y reportes de planificación de integración. El Ministerio de Energía y Minas actuará como autoridad competente para emitir las autorizaciones, mientras que otros organismos –como el Ministerio del Ambiente, el Ministerio de Economía y Finanzas, el Ministerio de la Producción y Osinergmin– tendrán responsabilidades complementarias. También se crea una Comisión de Trabajo Multisectorial Permanente para dar seguimiento al desarrollo normativo y técnico del sector.
El reglamento señala que el hidrógeno verde debe contar con la certificación de Origen emitida por un organismo acreditado ante el INACAL en el marco del procedimiento de certificación del hidrógeno verde aprobado por el MINEM mediante Resolución Ministerial, sin perjuicio de los esquemas de certificación internacionales vigentes. Además, la investigación y desarrollo incluye proyectos piloto enfocados en tecnologías de producción, eficiencia en electrólisis, reducción de costos y optimización de aplicaciones del hidrógeno verde.
Desde la asociación Peruana de hidrógeno (H2 Perú) venían impulsando activamente la aprobación de este reglamento como condición clave para habilitar el despliegue de proyectos. En ese marco, Daniel Camac, presidente de la entidad, aseguró: “Es necesario un marco regulatorio claro y eficiente, que permita conceptualizar proyectos, agilizar la obtención de permisos y licencias, y brindar reglas precisas para su implementación y desarrollo”. Agregó que se requieren también “incentivos fiscales y regulatorios que atraigan inversión, estimulen la demanda de hidrógeno y sus derivados, y garanticen la viabilidad y competitividad del hub”. Asimismo, resaltó que debe existir “una armonización regulatoria entre distintos niveles de gobierno y sectores, que evite barreras normativas, asegure coherencia en los requisitos y facilite la integración del hub con mercados nacionales e internacionales”.
La publicación del reglamento se produce tras un proceso de elaboración técnica liderado por el MINEM, aunque el plazo legal para su aprobación –establecido para septiembre de 2024– ya había vencido. Desde H2 Perú señalaron en su momento que esta demora podría tener implicancias para la competitividad del país en la región. “Cada semana de demora pone a Perú en riesgo de perder competitividad en la carrera regional por el hidrógeno”, remarcó Camac dos meses atrás en diálogo con Energía Estratégica. “Potencialmente, cada mes de retraso desplaza a Perú en el radar de estos inversionistas, incrementando el riesgo de que capital y tecnología se dirijan a esos mercados vecinos”, advirtió.
En paralelo, el país mantiene ventajas competitivas a nivel regional. Según Edmundo Farge Inga, CEO de Batech Energy, actualmente los costos de producción de hidrógeno verde en Perú se ubican entre 3 y 5 dólares por kilogramo, cifras significativamente menores frente a los 8 a 11 euros/kg que se registran en Europa y Estados Unidos. Esto posiciona al país como un actor atractivo para inversiones, siempre que se garantice previsibilidad y coherencia regulatoria.
La publicación del reglamento, aunque aún en fase de consulta, representa un paso técnico relevante para alinear la estrategia nacional con los estándares internacionales del sector. Su implementación efectiva permitirá abrir oportunidades para el desarrollo industrial, el posicionamiento de Perú en mercados de exportación y la transición hacia una matriz energética más limpia.
En ese contexto se llevó a cabo el Panel 1: Estado de la energía solar fotovoltaica en Perú: Visión de líderes, donde participó Cristhian Romero, Sales Manager para Perú, Ecuador y Bolivia en JA Solar, junto a ejecutivos de Acciona Energía y Statkraft.
“Como JA Solar, ya tenemos más de 600 MW en contratos firmados en el país, los cuales serán entregados entre este y el próximo año”, anunció Romero en el inicio de su intervención. Según detalló, esto representa un compromiso importante para la compañía, que en 2024 celebra 20 años de trayectoria global como fabricante de módulos fotovoltaicos.
Además, anticipó que el mercado peruano está por marcar un récord histórico en materia de importaciones: “Según nuestras proyecciones, se podrían superar los 900 MW en 2025, e incluso alcanzar 1 GW. Sería un hito tanto a nivel nacional como regional”.
Desde su visión, la evolución de este segmento dependerá de la consolidación de un marco regulatorio confiable, ya que «existe una clara necesidad de reglas claras que otorguen confianza a los inversores” según Romero, al referirse a los avances en torno al reglamento de modificación de la Ley de Concesiones Eléctricas y al esperado reglamento de generación distribuida.
La estrategia de JA Solar se apoya en tres pilares que resultan fundamentales para asegurar resultados predecibles a largo plazo: calidad técnica, solidez financiera y acompañamiento técnico local.
“Producimos módulos validados por terceros y con un alto rendimiento, pero no nos quedamos solo en eso. Apostamos por un modelo de soporte técnico permanente que garantice que el sistema fotovoltaico entregue —o incluso supere— la energía estimada en fase de simulación”, explicó.
A nivel tecnológico, destacó que los módulos de la compañía ya superan el 23% de eficiencia, gracias a una celda patentada con más del 26%. “No basta con tener un módulo de última generación. Necesitamos asegurar que esa tecnología funcione con eficiencia y durabilidad comprobada en condiciones reales”, enfatizó.
De hecho, Romero advirtió sobre tecnologías emergentes que muestran valores elevados en hojas técnicas, pero que en campo presentan degradaciones de hasta el 8%, cuando deberían estar por debajo del 3%. Por ello, destacó el posicionamiento de JA Solar como una marca que prioriza la confiabilidad por sobre la novedad.
Crecimiento del autoconsumo y el rol del nuevo reglamento
Consultado sobre el impacto que tendrá el futuro reglamento de generación distribuida de la Ley 32249, Romero fue contundente: “Vemos que ya se están desarrollando proyectos de hasta 10 MW para autoconsumo en Perú. Una vez se publique el reglamento, esa tendencia va a escalar significativamente”.
Según explicó, actualmente existen utilities que trabajan directamente con sus usuarios libres en soluciones de generación fotovoltaica in situ. En ese contexto, el nuevo marco permitiría a la industria inyectar excedentes al sistema, lo que abriría la puerta a nuevos modelos de negocio y mayores retornos.
Romero estima que los proyectos de 1 o 2 MW que hoy dominan el segmento podrían duplicar o triplicar su escala: “Con un entorno de precios competitivo y tecnología confiable, los inversores ya están tomando decisiones. Con reglas claras, el crecimiento será aún mayor”.
En su mensaje final, el ejecutivo resaltó el valor de generar espacios de intercambio entre actores del sector. “Instancias como el FES son clave para compartir conocimiento, buenas prácticas y experiencias de otros mercados”, aseguró.
Mencionó particularmente los aprendizajes provenientes de países como Chile y Brasil, donde la expansión solar ha venido acompañada por una curva de madurez técnica y regulatoria. “La prevención es clave. El conocimiento compartido permite evitar errores y garantizar que los proyectos cumplan con las expectativas de generación y retorno”, concluyó.
En el marco de la LV Reunión de Ministros y Ministras de Energía de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), celebrada en Santiago de Chile durante la X Semana de la Energía, el presidente de la República de Chile, Gabriel Boric, encabezó la ceremonia inaugural de la máxima instancia política de decisión en materia energética de América Latina y el Caribe.
El mandatario chileno destacó los avances del país en el sector energético, entre ellos la Ley de Transición Energética de 2024, el impulso al hidrógeno verde, la iniciativa Agua Solar Rural, el programa Mejor Escuela y la implementación del primer Parque Solar Comunitario municipal en Talagante.
En su intervención, el secretario ejecutivo de OLADE, Andrés Rebolledo, subrayó que “la energía ha dejado de ser un tema sectorial para convertirse en el eje transversal que define el rumbo de nuestras economías, la estabilidad de nuestras sociedades y la esperanza de las futuras generaciones”.
Asimismo, resaltó que América Latina y el Caribe son la región más verde del mundo, alcanzando en abril de 2025 un 70% de generación eléctrica renovable, además de contar con una producción estratégica de minerales críticos fundamentales para las transiciones energéticas globales.
“Nuestra región es una región solución que aporta a la descarbonización del planeta. La transición energética no es un objetivo lejano, es una tarea urgente que exige liderazgos y decisiones valientes”, agregó.
Uno de los anuncios más destacados de la jornada fue la reelección de Andrés Rebolledo como Secretario Ejecutivo de OLADE para el período 2026-2029, en reconocimiento a su liderazgo en la integración energética regional y al fortalecimiento institucional de la Organización.
Durante su gestión 2023-2025, OLADE se consolidó como articulador de la agenda energética regional, impulsando nueve decisiones ministeriales y cuatro declaraciones, además de dar seguimiento a acuerdos previos.
En el ámbito de la integración, fortaleció su rol como Secretaría Técnica de CELAC y promovió iniciativas como RELAC y CertiHLac, al tiempo que avanzó en la integración gasífera del MERCOSUR. A nivel institucional, se sumó la Unión Europea como observador permanente, reactivaron su participación Argelia y Haití, y se crearon nuevos órganos como el Consejo de Planificación Regional, el Consejo Empresarial y el Observatorio de Metano (OEMLAC).
En cooperación internacional se ampliaron alianzas con organismos como IKI, GEAPP, AFD, AECID y UNEP, mientras que en formación y capacitación se dictaron cursos y talleres que beneficiaron a más de 16.500 personas, incluyendo una maestría y dos diplomados. También se impulsó una agenda inclusiva con programas para mujeres y jóvenes, el fortalecimiento de RedLACME, la creación de la Academia Juvenil de Transiciones Energéticas y la organización del Primer Encuentro de Juventudes de ALC en Energía. En comunicación y posicionamiento, OLADE incrementó su presencia en la prensa internacional y lanzó nuevas publicaciones mensuales sobre generación, inflación energética y notas técnicas.
La LV Reunión de Ministros y Ministras de Energía de OLADE concluirá con la adopción de lineamientos estratégicos en integración eléctrica, modernización de redes, diversificación tecnológica y financiamiento climático, reafirmando a la Organización como el principal articulador de la agenda energética de América Latina y el Caribe.
La llegada de Prosolia Energy a México se concreta en un momento que la empresa considera clave. Si bien la firma fue constituida en el país a finales de 2024, fue durante 2025 que comenzó a estructurarse el equipo y a delinearse la estrategia local. “El objetivo de Prosolia es generar energía y ofrecerla a precios competitivos, ya sea bajo esquemas de generación distribuida como de utility scale”, manifestó Sergio Torres de la Cruz, Country Manager México, en diálogo con Energía Estratégica.
Con presencia consolidada en Europa, Prosolia proyecta alcanzar 3 GW operativos a nivel global hacia 2032, de los cuales México representará entre un 10 y 13% del total. “Estamos hablando de 300 a 400 megas repartidos entre proyectos de autoconsumo y también utility scale”, detalló el directivo.
En el contexto mexicano, la empresa observa una coyuntura favorable, apalancada por reformas que apuntan a dinamizar el sector. “Actualmente ha habido avances importantes. Uno de ellos es el incremento de la capacidad para no necesitar permiso de generación de 0.5 a 0.7 megas”, subrayó Torres de la Cruz. A ello se suman esfuerzos regulatorios por simplificar trámites e incentivar el autoconsumo, aunque aún persiste cierta incertidumbre normativa.
En cuanto al mix tecnológico, el enfoque será claro: solar y almacenamiento. “Creo que ya es una realidad que el almacenamiento está siendo bastante rentable, no solo en México, sino a nivel mundial”, indicó. Aunque la eólica no se descarta completamente, los esfuerzos se concentrarán en la combinación fotovoltaica y baterías, apuntando a instalaciones que brinden estabilidad, rentabilidad y continuidad en la oferta.
México aparece también como un mercado estratégico por su tejido industrial y su proximidad con Estados Unidos. “Tenemos grandes automotrices y sus proveedores, además de la industria alimentaria. También parques industriales donde llegan empresas de todo el mundo por la ubicación estratégica del país”, describió el Country Manager. En esa línea, subraya una premisa simple pero potente: “Si consumes energía, eres nuestro cliente”.
Esta visión se traduce en una propuesta clara: contratos PPA de largo plazo. “Como productora independiente de energía no vamos a vender los sistemas. Será una modalidad en esquemas PPAs, con plazos de 10, 15 o 20 años para nuestros clientes”, precisó. Esta decisión se basa en la vida útil de los equipos y en la necesidad de ofrecer certidumbre a los consumidores finales.
La apuesta fuerte por la generación distribuida encuentra respaldo en la evolución del mercado local. “Creo que la generación distribuida ha jugado un papel importante en México, pero ahora se va a abrir otro candadito: los proyectos de más de 0.7 MW a 20 MW”, explicó Torres de la Cruz. Esto abre una segunda ola de oportunidades para el segmento, que podrá ampliarse con proyectos “hechos a la medida”. En ese sentido, afirmó: “Cada uno de estos proyectos es artesanal. Cada cliente tiene ideas distintas de lo que es un proyecto de este tipo”.
A esta perspectiva se suma el aprendizaje cruzado con España, donde Prosolia cuenta con una sólida trayectoria. “Para el equipo de México, la ventaja es toda la experiencia que ya tiene el equipo de allá. Hemos estado en un sinnúmero de pláticas, compartiendo buenas prácticas tanto de instalación como regulatorias”, comentó. El intercambio no es unidireccional: “Sin duda hay cosas que ellos están aprendiendo de nosotros también. Compartiendo la información, se puede llegar a ese punto medio para adaptar buenas prácticas al mercado mexicano”.
Para lograr el desarrollo pleno de estos proyectos, el directivo señaló la necesidad de incentivos adicionales. “Si bien ya existen beneficios fiscales y certificados que respaldan la generación, considero que aún faltan estímulos que motiven a las empresas a voltear al tema de estas tecnologías”, sostuvo. Y agregó: “Es clave que los clientes no perciban solo un ahorro o un beneficio ambiental, sino que también cuenten con apoyos que faciliten la integración de este tipo de energía”.
Por otra parte, Prosolia no descarta su participación en proyectos de utility scale, aunque reconoce que en ese segmento la infraestructura de transmisión y distribución es un desafío. “Las redes se están quedando cortas frente a lo que podríamos estar nosotros como inversionistas. Es un trabajo conjunto entre dependencias y privados que tenemos que sentarnos a ver soluciones”, afirmó.
La elección de México responde a una estrategia de largo plazo que busca consolidar al país como hub regional. “México siempre ha estado en el radar. Se tomó la decisión de apostar fuertemente por este mercado, y sí, va de la mano con todos estos cambios regulatorios que se están dando”, enfatizó Torres de la Cruz. La visión es clara: instalar bases sólidas para una futura expansión hacia Latinoamérica y Estados Unidos.
Actualmente, el grupo cuenta con alrededor de 300 personas en diferentes países, con una política de crecimiento orgánico y atención personalizada. “Lo que buscamos es darle una atención personalizada a los clientes, siendo eficientes con las herramientas tecnológicas disponibles”, concluyó.
El gobierno de Colombia, a través del Decreto 1033 de 2025, expidió oficialmente la Licencia Ambiental Solar con Diseño Optimizado (LASolar), un instrumento destinado a proyectos de energía solar con capacidades entre 10 y 100 megavatios (MW). La medida, elaborada por la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) en articulación con el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, busca agilizar el licenciamiento ambiental, sin disminuir la rigurosidad de sus decisiones, contribuyendo así a materializar la Transición Energética Justa en Colombia.
“Hoy Colombia da un paso firme hacia la Transición Energética Justa. Con la firma del Decreto 1033 de 2025 optimizamos el licenciamiento ambiental para proyectos solares entre 10 y 100 MW, lo que permitirá acelerar la penetración de energías limpias tanto en el Sistema Interconectado Nacional como en las Zonas No Interconectadas. Este es un avance decisivo para cumplir nuestras metas climáticas, proteger la diversidad y fortalecer la articulación con las comunidades locales en los territorios donde se desarrollan estos proyectos”, afirmó Irene Vélez Torres, Ministra (e) de Ambiente y Desarrollo Sostenible y Directora General de la ANLA.
Por su parte, el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, celebró la expedición de la LASolar y destacó que este instrumento se alinea con la estrategia 6GW Plus, liderada por su cartera, que busca integrar más de seis gigavatios de capacidad renovable al Sistema Interconectado Nacional y consolidar proyectos que fortalezcan la seguridad energética, la competitividad y el desarrollo territorial.
“Desde el sector de Minas y Energía celebramos esta noticia, porque con LASolar damos señales regulatorias claras y estables para el desarrollo de la energía limpia en Colombia. Este decreto no solo acelera la transición energética, sino que también impulsa programas como Comunidades Energéticas y Colombia Solar, que son banderas del presidente Gustavo Petro y del Gobierno del Cambio. La meta de 6 GW la vamos a alcanzar, y con este paso avanzamos con decisión hacia una Transición Energética Justa”, afirmó Edwin Palma, Ministro de Minas y Energía.
La LASolar optimiza los parámetros, requisitos y procedimientos para la solicitud, evaluación y otorgamiento de licencias ambientales ante la ANLA, pero mantiene criterios estrictos de cuidado ambiental sobre los recursos hídricos y los bosques, así como estimula la participación social de las comunidades en donde los proyectos se desarrollan. Gracias a este esquema, los parques de generación solar podrán incorporar diseños optimizados que reduzcan impactos ambientales.
En el marco de la LASolar, el licenciamiento inicia desde la fase de planeación, cuando la ANLA verifica el cumplimiento de los criterios de diseño optimizado y, en un plazo máximo de 15 días, emite Términos de Referencia Específicos para cada proyecto, ajustados a la sensibilidad del territorio y a las obras previstas. Este esquema, permite reducir hasta en dos terceras partes los tiempos de un trámite regular en la ANLA.
Además, la licencia incorpora por primera vez la obligación de implementar una Estrategia de Gestión Social, que promueva el respeto por los territorios, la cultura y los derechos humanos. Se incentiva también la creación de comunidades energéticas y proyectos productivos locales como medidas de compensación del medio biótico, fortaleciendo la participación de la sociedad en la transición energética.
Con LASolar, el Gobierno del Cambio consolida la articulación entre el Ministerio de Ambiente, el Ministerio de Minas y Energía y la ANLA en torno a una agenda que acelera la transición energética justa y fortalece la confianza ciudadana en las instituciones. Este decreto se convierte en un hito que demuestra que Colombia avanza con decisión hacia un modelo energético sostenible, competitivo y comprometido con la vida y los territorios.
MetroGAS presentó su 6° Reporte de Sustentabilidad, en el que expone los logros de su gestión en eficiencia operativa, infraestructura y compromiso con la comunidad mediante programas educativos y sociales alineado con la estrategia de la compañía basada en la sostenibilidad y la transparencia.
En este reporte, el segundo que realiza de manera anual, la distribuidora de gas natural por redes más grande de la Argentina reafirma su compromiso con el cliente, a quien pone en el centro de todas sus acciones.
“El 2024 fue un año de consolidación y desafíos superados que quedaron reflejados en este Reporte de Sustentabilidad, que contiene los resultados de la gestión de la compañía alineados al Plan Estratégico”, dijo el CEO de MetroGAS, Sebastián Mazzucchelli.
Con más de 2,4 millones de clientes y una red de 18.502 km de cañerías en CABA y el conurbano bonaerense, la compañía consolidó su modelo de atención ágil y accesible. Durante 2024, más de 1,38 millones de usuarios optaron por la factura digital, lo que representa un crecimiento del 9,3 % respecto al año anterior, y el 81 % de las gestiones se realizaron de forma digital o por autogestión telefónica.
En materia de infraestructura, se ejecutaron 9 proyectos de renovación de redes, se reemplazaron 66 kilómetros de cañerías de hierro fundido y se inspeccionaron 24.100 kilómetros con tecnología de última generación.
El reporte también resalta el compromiso de MetroGAS con la gestión ambiental. A lo largo del año se realizaron estudios de biometano e hidrógeno, se midieron las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) y se desarrollaron campañas como “Comunidad del Sí” y “Árbol”, esta última con 1.538 adhesiones y la plantación de 77 nuevos ejemplares.
En el plano comunitario, se reactivó el programa Hogar Cálido Hogar en escuelas primarias, se capacitaron 1.372 estudiantes en el oficio de gasista matriculado y se asistió a 1.344 familias a través del programa Instalaciones Solidarias, que obtuvo el Premio APSAL 2024. Además, se organizaron 8 jornadas de voluntariado, con la participación de 137 colaboradores que dedicaron 3.400 horas a distintas iniciativas sociales.
“Operación segura y confiable, cliente en el centro, eficiencia operativa, capital humano, grupos de interés y desarrollo sostenible constituyen las seis líneas de acción que hoy, gracias al trabajo colaborativo de nuestros equipos, hemos convertido en avances concretos”, destacó Mazzucchelli durante la presentación del reporte.
En el encuentro estuvieron presentes autoridades de la compañía; el director general de CEADS, Sebastián Bigorito; el director de Economía Social y Sociolaboral del Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires, Nicolás Caldarola; y el representante de la organización civil “Ingeniería Sin Frontera”, Rodrigo Morales, entre otros.
Con certificaciones vigentes ISO 9001, 45001 y 14001 hasta 2027, MetroGAS reafirma su compromiso con la excelencia operativa, la transparencia y el desarrollo sostenible e integra la innovación y el cuidado del ambiente en cada aspecto de su operación. Acceder al reporte en el siguiente link https://sustentabilidadmetrogas.com.ar/
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 13/10/2025 al 02/11/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 37 ofertas por un volumen total de 41,6 millones de metros cúbicos diarios, con Precios Promedio Ponderados de u$s 2,28 el millón de BTU en el PIST, y de u$s 2,96 el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.
Los precios en el PIST fueron desde u$s 1,61 hasta u$s 2,53 el MBTU según el punto de ingreso. Los precios de llegada al GBA fueron desde u$s 2,08 hasta u$s 3,43 el MBTU.
Desde Neuquén se recibieron 13 ofertas por un volumen total de 15,9 MMm3/día. Desde Santa Cruz se realizaron 6 ofertas por un total de 4,3 MMm3/día. Desde Tierra del Fuego las ofertas fueron 8 y totalizaron 12.7 MMm3/día. Desde la cuenca Noroeste se hicieron 6 ofertas por un volumen total de 4,3 MMm3/día. Y desde Chubut las ofertas fueron 4, por un volumen total de 4,4 MMm3/día.
El Gobierno de Argentina ratificó la prórroga por diez años, a partir de noviembre de 2027, de las concesiones de transporte de hidrocarburos operadas por la petrolera estatal YPF que se extienden por las provincias de Neuquén, Mendoza, San Luis, Córdoba, Santa Fe y Buenos Aires.
En el proyecto aprobado se incluye un plan de trabajo e inversiones presentado por la compañía para este período de prórroga de la concesión valorado en US$364,3 millones (310,3 millones de euros), según se recoge en el Decreto 698/2025 publicado en el Boletín Oficial.
Esta cuantía está enfocada a ampliar la capacidad y optimizar los sistemas de transporte, mejorar la seguridad operativa, aplicar actualizaciones tecnológicas y modernizar los equipos.
Antes de iniciarte la prórroga de las concesiones, YPF deberá ejecutar de manera adicional inversiones por valor de US$278,1 millones (236,9 millones de euros) entre 2025 y 2027, además de reportar semestralmente el avance de estas obras a la Dirección Nacional de Transporte e Infraestructura de la Subsecretaría de Combustibles Líquidos.
El incumplimiento de esta inversión inicial, según se explica en el decreto, justificará la retirada de las concesiones por parte del Ejecutivo a la petrolera.
La empresa también deberá cumplir con las normas ambientales, de seguridad y de acceso abierto vigentes.
Como parte de la celebración por el 121° aniversario de la ciudad de Neuquén, se realizó este miércoles un acto institucional cargado de simbolismo: el gobernador Rolando Figueroa, junto al intendente Mariano Gaido, entregaron la llave de la ciudad a Horacio Marín, presidente y CEO de YPF. La distinción, considerada la máxima que puede otorgar un municipio, se llevó a cabo en el edificio del Polo Científico Tecnológico donde funcionará el Instituto Vaca Muerta, un espacio que consolida la articulación entre el sector público y privado.
“Las llaves de la ciudad significan mucho para Neuquén: Es el reconocimiento a una persona que viene a acrecentar las posibilidades de crecimiento de esta gran ciudad que de hecho es la más importante de la Patagonia y lo va a continuar siendo”, afirmó el gobernador.
Figueroa subrayó el valor estratégico de esta instancia para la provincia y la región y enfatizó que “el Instituto Vaca Muerta es la evolución de la relación que hemos tenido con YPF. Recordemos que el primer pozo comenzó en 1918. En aquel momento, si bien nosotros contribuíamos a la Argentina, nosotros ni siquiera elegíamos presidente, tampoco elegíamos quiénes nos representaban”.
En este sentido, indicó: “Yo valoro mucho esta nueva etapa y quiero rescatar la suerte que he tenido de poder ser gobernador cuando Mariano Gaido es intendente de la capital y cuando Horacio Marín es presidente de YPF, porque es una nueva forma de vincularse lo público y lo privado, pero con dos personas que ven la planificación como una herramienta fundamental para la toma de decisiones”.
En la misma línea, el mandatario provincial sostuvo que el aporte de YPF bajo la conducción de Marín marca un hito. “YPF ha sido pionero siempre, y siempre es pionero a partir de sus decisiones y de su mirada. Horacio Marín lo que le vino a dar ha sido esa mirada ambiciosa. Nosotros necesitamos gente que tenga este liderazgo, Horacio lo tiene en la industria, a partir del trabajo y de la humildad”, aseguró.
Por su parte, el intendente Gaido destacó la trascendencia del reconocimiento en el aniversario de la ciudad y expresó: “Horacio, bienvenido a casa, poner en valor y proyectar este polo científico-tecnológico no hubiese sido posible si no es que tenemos tu decisión, de llevar adelante una empresa con la eficiencia como YPF. La verdad es un orgullo en el país. Has desarrollado a YPF de una manera que nos sentimos parte y la verdad que la has transformado”.
“Que tengamos la posibilidad de llevar adelante la entrega a Horacio de este corazón de la ciudad que es la llave, nos llena de orgullo y de emoción. Así que en su decisión, junto con el gobernador, de haber desarrollado el polo científico-tecnológico, de desarrollar Vaca Muerta, de que ponga el prestigio de la República Argentina a nivel internacional, Neuquén es parte fundamental a través de la entrega de la llave a su persona, a su jerarquía y a su capacidad”.
Visiblemente emocionado, Horacio Marín agradeció el gesto y puso de relieve el compromiso colectivo que requiere el desarrollo de Vaca Muerta. “Soy fuerte y débil, y no tengo problema en mostrar la debilidad. Y la verdad que me emocionan estas cosas, me acuerdo de cuando era muy chico. Y me da un gran orgullo y también me da fuerza para continuar, porque la verdad que yo vine a YPF para hacer algo que siempre escuchaba, que había que desarrollar Vaca Muerta. Porque es un recurso que es ahora o nunca, es ahora que voy a hacerlo. Porque YPF es claramente el protagonista y vine a trabajar con la industria, no contra la industria”, señaló.
En su discurso, el Presidente y CEO de YPF subrayó que el desarrollo de la empresa depende de la unión de todos los actores: “Para mí es un gran orgullo, creo que para YPF también, para todos los de YPF, para todos los trabajadores de YPF. Cuando digo trabajadores de YPF hablo de todos, no hablo solamente de los que sean profesionales. Estoy hablando de todas las personas que trabajamos en YPF, porque YPF se hace entre todos, de los miles que trabajamos. También se hace con la ayuda del gobierno municipal, del gobierno provincial, de los gremios. Creo que entre todos tenemos la obligación de desarrollar Vaca Muerta y vine a eso”.
Participaron del acto el ministro de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig; la presidente del Concejo Deliberante, Claudia Argumero, junto a concejalas y concejales; la secretaria-jefa del Gabinete Municipal, María Pasqualini, e integrantes del Gabinete municipal.
La central nuclear ucraniana de Chernóbil sufrió fluctuaciones de energía el miércoles por la mañana debido a un problema técnico, según el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA).
La planta perdió la conexión con la línea de 330 kV de su subestación de Slavutych. Al cambiar rápidamente a líneas alternativas, se restableció el suministro eléctrico, excepto en el Nuevo Confinamiento Seguro (NCS), informó el miércoles por la noche la OIEA en la plataforma social X.
Earlier today, Ukraine’s Chornobyl NPP experienced power fluctuations after losing connection to its Slavutych substation 330 kV line.
The site swiftly switched to alternate lines and power was restored, except for the New Safe Confinement (NSC), which covers the old… pic.twitter.com/aqSBzQNtHJ
— IAEA – International Atomic Energy Agency (@iaeaorg) October 1, 2025
Dos generadores diésel de emergencia suministran actualmente electricidad al NCS, que cubre el antiguo sarcófago construido tras el accidente de Chernóbil en 1986, según la agencia de la ONU.
El Ministerio de Energía de Ucrania responsabilizó a Rusia de un nuevo ataque y precisó que tras las sobretensiones provocadas por el ataque, la estructura quedó sin energía, dificultando las tareas de supervisión y contención de materiales radiactivos.
“Como resultado de las sobretensiones, el Nuevo Confinamiento Seguro, una instalación clave que aísla la cuarta unidad destruida de la central nuclear de Chernóbil y evita la liberación de materiales radiactivos al medio ambiente, quedó sin electricidad”, comunicó el organismo.
El Secretario Ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), Andrés Rebolledo, afirmó que “la energía ha dejado de ser un tema sectorial para convertirse en el eje transversal que define el rumbo de nuestras economías, la estabilidad de nuestras sociedades y la esperanza de las futuras generaciones”.
Asimismo, resaltó que América Latina y el Caribe son la región más verde del mundo, alcanzando en abril de 2025 un 70 % de generación eléctrica renovable, además de contar con una producción estratégica de minerales críticos fundamentales para las transiciones energéticas globales.
“Nuestra región aporta a la descarbonización del planeta. La transición energética no es un objetivo lejano, es una tarea urgente que exige liderazgos y decisiones valientes”, agregó, en el marco de la LV Reunión de Ministros y Ministras de Energía de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), realizada en Santiago de Chile, y de cuya inauguración participó el Presidente de Chile, Gabriel Boric.
El Mandatario chileno destacó los avances del país en el sector energético, entre ellos la Ley de Transición Energética de 2024, el impulso al hidrógeno verde, la iniciativa Agua Solar Rural, el programa Mejor Escuela y la implementación del primer Parque Solar Comunitario municipal en Talagante.
Durante la jornada se anunció la reelección de Andrés Rebolledo como Secretario Ejecutivo de OLADE para el período 2026-2029, en reconocimiento a su liderazgo en la integración energética regional y al fortalecimiento institucional de la Organización.
Durante su gestión 2023-2025, OLADE se consolidó como articulador de la agenda energética regional, impulsando nueve decisiones ministeriales y cuatro declaraciones, además de dar seguimiento a acuerdos previos.
En el ámbito de la integración, fortaleció su rol como Secretaría Técnica de CELAC y promovió iniciativas como RELAC y CertiHLac, al tiempo que avanzó en la integración gasífera del MERCOSUR. A nivel institucional, se sumó la Unión Europea como observador permanente, reactivaron su participación Argelia y Haití, y se crearon nuevos órganos como el Consejo de Planificación Regional, el Consejo Empresarial y el Observatorio de Metano (OEMLAC). En cooperación internacional se ampliaron alianzas con organismos como IKI, GEAPP, AFD, AECID y UNEP.
La LV Reunión de Ministros y Ministras de Energía de OLADE concluirá con la adopción de lineamientos estratégicos en integración eléctrica, modernización de redes, diversificación tecnológica y financiamiento climático, reafirmando a la Organización como el principal articulador de la agenda energética de América Latina y el Caribe.
La transición energética en Chile está atravesando una transformación acelerada. La masificación de sistemas de almacenamiento BESS (Battery Energy Storage Systems) está mostrando no solo avances técnicos, sino impactos concretos en el mercado mayorista.
Uno de los datos más relevantes es la caída de hasta USD 100/MWh en el costo marginal durante las horas solares, efecto atribuido directamente a la presencia creciente de estas tecnologías en nodos clave del sistema.
“La instalación de sistemas BESS redujo casi USD 100/MWh el costo marginal solar en algunas subestaciones de Chile”, manifestó el ministro de Energía, Diego Pardow, durante su intervención en la X Semana de la Energía, que lleva adelante la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).
“Disminuir cerca de US$100/MWh el costo marginal, y estabilizar los ingresos en el mercado mayorista, es un cambio en las reglas del juego para cualquiera que se dedique a desarrollar proyectos. Es un salto de productividad”, agregó.
Desde su perspectiva, esta evolución marca un giro decisivo en la dinámica de la transición energética, pasando de tener un obstáculo en la transición a un aliado en los planes de carbono neutralidad del país.
El ministro también remarcó que el país alcanzará 2 GW de almacenamiento en operación para enero de 2026, cifra que representa un adelanto de cuatro años sobre la meta oficial fijada para 2030.
La expansión es aún más significativa si se contempla la cartera de proyectos en fase de construcción: “Si miramos las declaraciones de proyectos de almacenamiento en construcción, no solo nos estamos anticipando a la meta del 2030 (2 GW), sino también el objetivo de 6 GW a 2050”.
¿Por qué? Según datos del gobierno, el país andino cuenta con 8 GW de capacidad BESS declarada en construcción, y, de concretarse, superará la meta de las próximas décadas.
Tras la intervención del ministro, el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Marco Mancilla, profundizó las proyecciones del organismo. Según indicó, la capacidad instalada de almacenamiento en Chile podría alcanzar los 8.606 MW en 2027.
Esta cifra, en términos prácticos, equivaldría a abastecer una porción significativa de la demanda nacional con energía proveniente exclusivamente de baterías. “Se podría estar abasteciendo el 75% de la demanda nacional, solamente con almacenamiento”, señaló Mancilla.
Desde la CNE destacan que este fenómeno es posible gracias a las mejoras regulatorias que ha impulsado el Estado. En particular, Mancilla subraya la modificación del reglamento de transferencia de potencia, que reconoce formalmente a los BESS dentro del mercado eléctrico, incluyendo proyectos stand alone.
Además, anticipa que los ajustes en curso en el marco de la definición de Servicios Complementarios también permitirán mejoras económicas, considerando que ya se encuentra en marcha una versión definitiva de la norma que define la metodología de remuneración de BESS en el mercado de SSCC.
Es decir que habilitar los BESS podría significar un gran paso para el sector al haber un beneficio que se puede cuantificar y con ello, demostrar el potencial de las baterías en un sistema eléctrico cada vez más renovable, pero también más desafiante.
El ministro de Energía y Minas de República Dominicana, JoelSantos, anunció que el gobierno trabaja en un plan estratégico de fortalecimiento y desarrollo del sistema eléctrico dominicano por los próximos 25 años, basado en el impulso a las energías renovables y los sistemas de almacenamiento.
Santos dijo que se trata de una actualización del Plan Energético Nacional 2025-2038, con alcance al 2025, para garantizar el éxito de la transición y la seguridad energética a largo plazo y suplir el aumento de la demanda eléctrica que producirá el crecimiento económico que proyecta el programa Meta 2036.
«Este año, a través de la Comisión Nacional de Energía, estaremos presentando un plan energético revisado, de cara a los próximos 25 años. La estrategia de este gobierno no es solo dejar sentadas las bases en términos de disponibilidad energética para su período en cuestión, sino, generar una reserva fría importante para el país”, aseguró el ministro.
Indicó que entre los planes inmediatos está sobrepasar los 2600 MW de capacidad instalada en generación de energías renovables para el 2028, para lo cual hay 70 proyectos en distintas etapas del proceso, de los cuales 20 están en construcción y 39 contarán con capacidad de almacenamiento.
El objetivo es que en los próximos tres años el país pueda contar con entre 500 y 600 MW de capacidad de almacenamiento para manejar el sistema con frecuencia estabilidad.
Bajo ese panorama se vislumbra la nueva licitación de hasta 600 MW de capacidad ERNC, y por la cual introdujo un elemento inédito en el mercado caribeño: el almacenamiento BESS como componente obligatorio en los proyectos adjudicados.
Eso permite estructurar APP que combinen PPAs con distribuidoras, contratos corporativos con grandes consumidores industriales y coinversión en infraestructura de transmisión con ETED. Y esta exigencia representa un salto en términos de estabilidad del sistema y abre oportunidades de inversión con estructuras más complejas pero financieramente más sólidas.
Incluso, durante una entrevista realizada en FES Caribe, el director ejecutivo de la CNE, Edward Veras, vaticinó la preparación del nuevo Plan Energético Nacional y reveló que incluye dos escenarios de crecimiento.
Uno de carácter tendencial, proyectado sobre una economía con evolución estable, y otro de crecimiento acelerado, que al duplicarse el PIB buscaría duplicar la oferta energética en un plazo de 12 a 13 años.
Además de dichas iniciativas, el país impulsa una serie de proyectos energéticos que aportarán 612 MW al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) en los próximos seis meses: el cierre de ciclo de SIBA añadirá 68 MW en octubre, Energás 4, en San Pedro de Macorís (130 MW) en el mismo mes y Energía 2000, que entrará en el primer trimestre del 2026, en Manzanillo, suministrará 414 MW, para un total de 612 MW.
«Es importante entender que un sector como el energético no lo desarrolla un gobierno por sí solo, sino, que tiene que trabajar de la mano con el sector privado, que es una de las fortalezas de este gobierno”, sostuvo Santos, al resaltar la atracción de la inversión extranjera directa (IED), segundo en los sectores estratégicos del país, con más de mil millones de dólares anuales, en los últimos tres años.
Luciano Silva, product manager LATAM de Trina Storage, afirmó que los sistemas BESS están listos para liderar la próxima etapa de licitaciones renovables en América Latina, de modo que aseguró aseguró que la tecnología alcanzó su madurez y hoy ofrece una relación costo-eficiencia ideal.
“Hoy es el mejor momento para diseñar una planta solar híbrida con baterías, con ambas tecnologías en su máxima madurez y máxima costo-eficiencia”, sostuvo durante el Renovables y storage: Oportunidades de negocio para acelerar la diversificación de la matriz energética peruana” de Future Energy Summit (FES) Perú.
“Los sistemas BESS serán protagonista de la transición energética en cualquier mercado, de la adopción de las energías renovables, ya que las baterías dotan de despachabilidad y de flexibilidad a las ERNC”, añadió.
Bajo su óptica, los proyectos híbridos solar + BESS o eólica + BESS serán los más competitivos. Los bloques horarios que se aplicarán en Perú podrían reforzar esta tendencia, de manera que los generadores ya buscan trasladar su energía a momentos de mayor valor.
Silva comentó que Perú ya tiene experiencia con BESS de baja energía para regulación de frecuencia. Los desarrolladores peruanos ya presentan proyectos solares y eólicos que incluyen BESS en la evaluación ambiental. “Seguramente esos proyectos vayan a invertirse con BESS o no, pero ya están siendo evaluados con esa posibilidad”, dijo el ejecutivo.
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Mientras que Argentina y Colombia también exploran el uso de BESS en licitaciones, como la ya adjudicada AlmaGBA por casi 700 MW en sistemas de baterías, a instalarse en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
Aunque Silva advirtió que el diseño de estos procesos debe basarse en las necesidades reales de cada mercado y considerar que los BESS también pueden actuar como infraestructura o como parte del parque generador. Por lo que dicha versatilidad les permite adaptarse a distintos escenarios.
“Es una tecnología que puede resolver casi cualquier problema en las redes de una manera como una cirugía de urgencia a las redes. Es la única tecnología que puede hacerlo en 18 meses”, apuntó.
“No tengo duda que los BESS serán protagonistas en solucionar cualquiera de las necesidades que aparezcan, sean necesidades en transmisión y las baterías remuneradas como un pago de infraestructura. Y desde el punto de vista generación tendremos iniciativas privadas como parte de complementación de generación solar, eólica, entre otras”, insistió.
Eficiencia por integración vertical
Trina Storage apuesta por la integración vertical para mejorar la competitividad de sus soluciones. La empresa mantendrá el formato de contenedor de 5 MWh en 2026, aunque con una celda optimizada. Mientras que hacia 2027, lanzará un nuevo sistema. E
El producto alcanzará los 6,25 MWh en un contenedor de 20 pies. Esta mejora será posible gracias a la celda de 587 Ah y el nuevo diseño aumentará la densidad energética sin incrementar el volumen del sistema.
APsystems avanza en su expansión regional con el lanzamiento del nuevo APstorage 11.4K y los microinversores DS3-LV y DS3-H, como parte de su estrategia de innovación continua y con un enfoque en soluciones adaptadas a cada necesidad técnica del mercado.
Estas tecnologías están orientadas a fortalecer la autonomía energética de los hogares y negocios en América Latina, un mercado que demanda soluciones eficientes, inteligentes y fáciles de integrar.
“El almacenamiento ya no es una moda, sino una necesidad que se está presentando en muchos países donde hay cortes de energía por falta de abasto suficiente”, manifestó Gustavo Marín, Branch Manager LATAM de APsystems, en el marco del ciclo Líderes organizado por Strategic Energy Corp.
Bajo el concepto de energía inteligente, la compañía promueve el uso de tecnologías de electrónica de potencia a nivel modular (MLPE, por sus siglas en inglés) como herramienta clave para mejorar la autonomía energética. “Ya hay equipos de inteligencia artificial que están eligiendo nuestros productos por su modularidad”, sostuvo Marín, quien remarcó que esta tendencia comienza a instalarse con fuerza en la región.
Uno de los focos de desarrollo más recientes es el APstorage 11.4K, un sistema de almacenamiento que integra en un solo equipo la fase dividida para el mercado latinoamericano, eliminando la necesidad de contar con un autotransformador adicional. “Con este equipo ya no es necesario agregar nada más. Es una solución que hace la instalación muy sencilla y cuenta con varios modos de aplicación: respaldo, autoconsumo, o para cubrir picos de voltaje”, detalló el directivo.
Además de su funcionalidad, el APstorage 11.4K se presenta como una solución escalable que complementa las necesidades reales de los usuarios. “Tenemos también el equipo de 5K, y ahora el 11.4, porque son potencias según la necesidad que se tenga de respaldo”, explica Marín. Esta versatilidad resulta clave para los mercados residenciales y comerciales, especialmente en países donde la infraestructura eléctrica enfrenta limitaciones o cortes frecuentes.
Por su parte, el microinversor DS3-LV surge como una respuesta directa a las condiciones de baja tensión eléctrica que predominan en América Latina, particularmente en sistemas que utilizan línea-neutro de 127 volts. “Con este equipo no tienes que cambiar tu instalación eléctrica. Lo colocas y tienes generación inmediata”, afirma Marín.
Diseñado especialmente para el uso residencial, el DS3-LV alcanza una potencia de salida de 900 hasta 1.000 watts, permitiendo acompañar la tendencia global hacia módulos fotovoltaicos de mayor capacidad. “Sabemos que los módulos vienen con más potencia y más amperaje. Por eso nos adaptamos a esa demanda con un inversor que puede operar desde 89 hasta 164 volts”, indica el ejecutivo.
Esta amplitud de operación representa un diferencial frente a otras marcas y evita la desconexión del sistema en condiciones de voltaje inestable. “Tropicalizamos nuestros productos para el mercado latinoamericano. Ya no es prueba y error, sino que nuestros equipos están diseñados para funcionar correctamente desde su instalación”, aclara Marín.
En paralelo, el DS3-H se presenta como una solución intermedia dentro de la misma familia de productos. “Este equipo tiene 1.050 watts de potencia para dos módulos y permite inyectar directamente en dos fases a 220 volts”, explica el representante de APsystems. Gracias a su compatibilidad con aplicaciones trifásicas —junto al modelo QT2—, este inversor está pensado para sistemas más exigentes o híbridos, donde se necesita balance de fases y autonomía.
En este contexto, la tendencia hacia el almacenamiento continúa consolidándose como un pilar central del portafolio de APsystems. “Lo más básico hoy es la luz y el internet. Si se corta la energía y el módem se apaga, ya no puedes conectarte ni trabajar. Por eso vemos una necesidad real y creciente del almacenamiento en la región”, reflexiona Marín.
Con una presencia de más de una década en América Latina, la compañía ha consolidado operaciones en países como Argentina, Chile y Colombia, y se prepara para expandirse aprovechando las aperturas regulatorias y los nuevos incentivos. “Ya no se tiene la mentalidad de que los sistemas son inaccesibles o caros. Lo que hace falta es información y acercamiento con instaladores y distribuidores”, apunta el ejecutivo.
La estrategia de APsystems también se alinea con el crecimiento de la movilidad eléctrica, anticipando soluciones para la carga de vehículos directamente desde sistemas residenciales. “Vamos a tener nuestras propias electrolineras en casa. Las baterías de los autos también podrán servir como almacenamiento provisional”, proyecta Marín.
En cuanto al futuro, la empresa ya trabaja en nuevas tecnologías de baterías de litio y en acelerar la integración entre almacenamiento, generación solar y software. “Estamos recibiendo e investigando tecnologías que permitirán cargas más rápidas, más inteligentes y más eficientes”, concluye.
En el marco del fortalecimiento energético del norte provincial, un eje central de la política pública que lleva adelante el gobernador Sergio Ziliotto, este lunes se realizó en las oficinas de Pampetrol SAPEM la apertura de sobres de la Licitación Pública N° 1/25, destinada al desarrollo, construcción y operación de un Parque Solar Fotovoltaico de 15 MW en General Pico.
El acto consistió en la apertura de los sobres que contienen las propuestas recibidas por parte de tres empresas oferentes; dichas ofertas fueron presentadas por: Albares Renovables S.A. – Vial A S.A. – TPS Constructora S.A.; Cimepro S.A. – Martínez y De la Fuente S.A. – Megatrans S.A.; y Austro SA. Esta documentación será ahora analizada por una Comisión de Preadjudicación, marcando un paso clave en el proceso licitatorio que refleja la intención del Gobierno provincial de transparencia y planificación estratégica.
La apertura tuvo lugar en las oficinas de la empresa estatal de energía y fue presidida por la presidenta de Pampetrol SAPEM, María de los Ángeles Roveda. Estuvieron presentes el secretario de Energía y Minería, Matias Toso, la intendenta de General Pico, Fernanda Alonso, el director ejecutivo de la Agencia de Inversiones y Comercio Exterior (I-COMEX) SebastiánLastiri, miembros del Directorio y síndicos de Pampetrol, la subsecretaria de Energías Renovables, Georgina Doroni, el administrador Provincial de Energía, Cristian Andrés, y representantes de las empresas oferentes.
Este proyecto constituye una propuesta inédita de asociación público-privada en la Provincia. La iniciativa prevé que Pampetrol participe con un 20% en la Unión Transitoria (UT) que resulte adjudicataria.
La empresa seleccionada, por su parte, se hará cargo del 80% del financiamiento, la provisión de equipos y materiales, la construcción, montaje, conexión, puesta en marcha, operación y mantenimiento del parque durante los primeros doce meses de su habilitación comercial.
El desarrollo del Parque Solar no solo permitirá incrementar la generación de energía limpia, sino también fomentar el empleo local, ya que el pliego establece que al menos un 70% de la mano de obra contratada debe ser pampeana. La obra abastecerá de energía al Polo de Desarrollo Energético, al Parque de Actividades Económicas y a la Estación Transformadora de General Pico.
“Esta licitación marca un nuevo hito para la provincia de La Pampa. Mientras el Estado nacional se retiró de la planificación y la inversión, La Pampa tomó la decisión política y estratégica de sostener una presencia activa, con una visión clara y de largo plazo. Desde Pampetrol demostramos que, cuando el sector público conduce con seriedad, el capital privado acompaña y apuesta. Institucionalmente, reafirmamos el valor de contar con empresas estatales fuertes, con capacidad de gestionar, convocar y garantizar procesos transparentes», destacó María de los Ángeles Roveda.
«La participación de oferentes confirma que la provincia genera confianza porque ofrece seguridad jurídica, previsibilidad económica y reglas de juego estables. En lo técnico, el parque solar de 15 MW en General Pico es mucho más que una obra: es parte de una planificación energética que diversifica la matriz, mejora la infraestructura eléctrica y fortalece la soberanía energética provincial. Este resultado es la prueba concreta de que la sinergia público–privada funciona cuando hay dirección política, institucionalidad y un marco técnico estratégico”, agregó.
Por su parte, el secretario de Energía y Minería, Matías Toso, afirmó que el gobernador Sergio Ziliotto, a través del Plan Estratégico de Energía, «no solo está garantizando el abastecimiento energético de las necesidades actuales de La Pampa en tiempos en los que el sistema nacional colapsa, sino que además con este proyecto sienta las bases para que en el futuro la energía disponible en el nuevo Parque Industrial de General Pico permita una expansión productiva exponencial en el norte de la provincia».
«Hoy se pudo ver el compromiso del sector público y privado con la transición energética, que no es un mero relato sino una gran oportunidad para el desarrollo, la creación de empleo y destacar la matriz productiva», complementó.
Con esta iniciativa, que tiene como antecedente la obra del Parque Solar Antü Mamüll en Victorica, hito en materia de transición energética provincial, la Provincia reafirma su compromiso de seguir avanzando en la diversificación de la matriz energética, fortaleciendo el rol del Estado como motor de desarrollo y posicionando a La Pampa como referente regional en energías renovables.
La industria solar pierde miles de millones de dólares cada año por fallas no detectadas. En ese contexto, BLC Industrial Services, empresa integrante del grupo BLC Global, desarrolló Optimum INDRONE, una solución que combina inteligencia artificial, termografía y precisión operativa para detectar lo que el ojo humano no ve.
Según estadísticas globales, los parques solares están perdiendo la posibilidad de generar cada año más de 130000 kWh por MW instalado como consecuencia de anomalías sin resolver. En un escenario donde los parques aumentan en tamaño y complejidad, y el personal técnico resulta cada vez más escaso, la detección temprana de fallas se convierte en un factor decisivo para proteger la rentabilidad de los proyectos.
Frente a este panorama, Optimum INDRONE ofrece una respuesta ágil y precisa. Mediante drones equipados con cámaras RGB y térmicas, y analizado con inteligencia artificial, el sistema detecta, clasifica y georreferencia anomalías con un nivel de detalle imposible de alcanzar mediante inspecciones convencionales. El análisis termográfico permite identificar una gran diversidad de anomalías, como por ejemplo puntos calientes, diodos en falla o strings inactivos, mientras que la georreferenciación automática facilita que los equipos de operación y mantenimiento prioricen fallas críticas y planifiquen acciones correctivas exactas y eficientes.
Los resultados son concretos: mayor producción gracias a la detección temprana de anomalías, menores costos de operación y mantenimiento al reducir hasta un 97% los tiempos de diagnóstico respecto de métodos manuales y un nivel superior de seguridad al limitar la exposición del personal a zonas de riesgo. Al mejorar la operación de los parques solares, la solución también contribuye a optimizar la generación energética renovable y, en consecuencia, reducir la huella de carbono.
Con experiencia acumulada en inspecciones por más de 800 MW de capacidad instalada, BLC Industrial Services demuestra su conocimiento técnico y capacidad operativa en campo. Los resultados obtenidos en Argentina no solo validan la solución: establecen un nuevo estándar en la manera de gestionar activos solares a gran escala en la región.
La tendencia global apunta hacia inspecciones más frecuentes, automatizadas y basadas en inteligencia artificial aplicada. En esa dirección, Optimum INDRONE se consolida como una solución lista para responder a las nuevas exigencias del sector, acompañando a generadores, operadores, inversores y empresas de mantenimiento en la transición hacia una operación más rentable, segura y sostenible.
“Optimum INDRONE no se limita a encontrar fallas: transforma la manera en que operan los parques solares. Con cada inspección recuperamos capacidad de generación, reducimos riesgos y maximizamos la rentabilidad del activo”, afirma Leonardo Alassia, gerente de la empresa.
BLC Industrial Services reafirma su compromiso de acompañar la transición energética con herramientas de alto impacto tecnológico. Optimum INDRONE no solo resuelve los desafíos actuales del mantenimiento solar, sino que convierte cada anomalía detectada a tiempo en energía recuperada, inversiones protegidas y un futuro renovable que no puede esperar.
Uno de los pocos sectores de la economía que viene brindando alegrías al gobierno de Javier Milei es el hidrocarburífero.
La balanza comercial del sector se tornó el gran pulmón externo: en el primer semestre registró el mayor superávit en 35 años (US$ 3.761 millones) y, en marzo, el saldo energético mensual fue de US$ 527 millones. Por ello, el Gobierno proyecta un superávit anual cercano a US$ 8.000 millones, apoyado en Vaca Muerta y en la reducción de importaciones de gas.
En paralelo, 2024 cerró con un salto productivo que cimentó este giro: petróleo +9,7% interanual y gas +4,3%, con el shale como motor y con perspectivas de más exportaciones en 2025.
En el mercado interno, el precio monómico de la electricidad promedió alrededor de US$ 65/MWh en marzo y continuó elevado en el segundo trimestre. Al mismo tiempo, el esquema tarifario aceleró la recomposición: según el IIEP-UBA, un hogar tipo del AMBA sin subsidios destinaba $142.548 en abril y $181.194 en julio para cubrir luz, gas y agua. A la vez, los subsidios energéticos cayeron con fuerza en términos reales, lo que ayudó al ancla fiscal.
De aquí en adelante, el cuadro luce de “realismo competitivo”: exportaciones de crudo y gas en ascenso, un superávit energético que sostiene reservas y un sendero de precios regulados que, si bien alivia las cuentas públicas, impone desafíos de asequibilidad y segmentación fina para resguardar a los consumidores vulnerables.
Tres pilares
En petróleo, el impulso exportador de Neuquén se afirma con precios de realización competitivos y una logística algo menos trabada. Consultoras y bancos de investigación prevén que 2025 será el año con la producción más alta del siglo, con el superávit energético desplazando al agro como segundo complejo exportador en algunos escenarios.
En gas, el menor uso de GNL y la estacionalidad andina ampliaron el margen comercial. La clave seguirá siendo expandir el transporte y consolidar contratos firmes con Brasil y Chile para aplanar la curva invernal. En electricidad, CAMMESA reporta costos de sistema elevados y una cobertura tarifaria que mejora, aunque aún lejos de la plena convergencia. El ajuste regulatorio de 2025 (ENRE/Secretaría de Energía) recalibra precios estacionales y márgenes de redes. A su vez, el IIEP constata que las tarifas crecieron más que la inflación en lo que va del año, mientras los subsidios se recortan a mínimos de más de una década. No obstante, el sector que por fin aporta dólares netos exige cuidar las inversiones en infraestructura (oleoductos, gasoductos y transporte eléctrico) y diseñar un esquema tarifario quirúrgico, de modo que el equilibrio macroeconómico no erosione el contrato social de la energía.
Cambio, cambio…
En medio de un esquema de creciente endeudamiento público y privado y de anémico crecimiento de las reservas, las empresas energéticas e hidrocarburíferas ocuparon un lugar central.
Pluspetrol, perteneciente a las familias Rey Rodríguez y Poli, adquirió a fines de 2024 la participación de Exxon Mobil en Vaca Muerta por US$ 1.700 millones, operación financiada en gran parte con deuda que deberá afrontarse en divisas cuyo precio final es incierto a causa de la persistente devaluación iniciada en septiembre de 2025. Paralelamente, un conjunto de compañías de peso en el sector energético recurrió a los mercados internacionales para colocar deuda en dólares: YPF, Pampa Energía, Tecpetrol, Compañía General de Combustibles, la mexicana Vista Energy S.A.B. de C.V., TGS y el conglomerado CAPEX-CAPSA de la familia Götz. A ellas se sumaron otras firmas no estrictamente petroleras, como IRSA, Cresud, Edenor, Genneia y Telecom. En conjunto, estas emisiones alcanzaron la cifra de US$ 23.932 millones hacia julio de 2025, reflejando el fuerte endeudamiento del empresariado local. Más allá de las promesas iniciales de inversión, muchas de estas compañías se retiraron de los proyectos que habían comprometido, valiéndose de un dólar barato para desarmar posiciones. En esta dinámica, el texto advierte sobre la estrategia de trasladar la carga de sus pasivos al Estado nacional mediante los denominados seguros de cambio: un mecanismo por el cual las empresas acuerdan con el Banco Central cancelar sus deudas en pesos, mientras la Argentina incrementa su endeudamiento externo al asumir en divisas lo que corresponde a los acreedores privados.
País en deuda
Durante la gestión de Javier Milei, la deuda bruta de la Administración Central aumentó en aproximadamente US$ 41.000 millones, pasando de US$ 425.556 millones a US$ 466.686 millones entre fines de 2023 y fines de 2024. Este crecimiento se explica, en parte, porque el Tesoro absorbió pasivos que antes tenía el Banco Central (BCRA). En cuanto al blanqueo de capitales, hasta el cierre de las etapas activas se han declarado US$ 20.631 millones ingresados al sistema mediante cuentas especiales (CERA). En etapas previas y otros bienes, la regulación total declarada ascendió a cerca de US$ 31.252 millones en la segunda etapa, sumando US$ 8.735 millones sólo en esa fase. Además, datos de ARCA indican que se declararon activos en cuentas CERA y ALyC por US$ 24.467 millones y bienes por US$ 11.047 millones.
Ceyla Pazarbasioglu, directora del Departamento de Estrategia, Políticas y Evaluación (SPR) del FMI , se excusó de firmar el acuerdo y advirtió en abril de 2025 sobre la capacidad de repago de nuestro país: “El margen de maniobra sigue siendo limitado, especialmente en el contexto de bajos niveles de reservas, elevadas obligaciones de servicio de la deuda cambiaria, un historial de volatilidad de los flujos de capital y un entorno externo más propenso a shocks”.
También se menciona el ingreso de divisas por liquidaciones del exterior (exportaciones agrícolas, cereales, granos, etc.), aunque no se dispone de una cifra consolidada confiable reciente atribuible en forma exclusiva a la era Milei.
Sumando lo asumido en deuda y lo declarado en el blanqueo de capitales, se vislumbra que el gobierno ha incorporado nuevos pasivos importantes al mismo tiempo que ha ampliado el ingreso de dólares declarados dentro del sistema. Sin embargo, el verdadero impacto dependerá de si esos dólares permanecen en el sistema financiero, de cómo se utilicen (reservas, pago de deuda, inversiones) y de la sostenibilidad fiscal. Estos aspectos generan debate sobre la viabilidad del plan económico.
Según Clarín, el llamado “Plan Bessent”, presentado como salvataje, no es otra cosa que un mecanismo para atar aún más al país a los intereses de Washington. En lugar de una estrategia soberana de desarrollo productivo, el gobierno de Milei se sostiene con swaps, créditos stand by y compras de bonos promovidos desde el Tesoro de Estados Unidos, con el aval político de Trump. Esto implica ceder autonomía en la política económica a cambio de oxígeno financiero de corto plazo.
El hecho de que se plantee “desprenderse del swap chino” a instancias de Bessent muestra cómo el salvataje es también un movimiento geopolítico: alinear a Argentina con la órbita norteamericana y desplazar la influencia de Beijing.
Las balas pican cerca
La acumulación de pasivos y el frágil ingreso de divisas ocurren en un clima político cada vez más enrarecido, en la antesala de las elecciones del 26. El entusiasmo que se respiraba en la Casa Rosada y en el Ministerio de Economía tras el respaldo explícito de Donald Trump se disuelve en el Congreso, donde los libertarios enfrentan una batería de ofensivas opositoras que amenazan con desestabilizar la frágil arquitectura del Gobierno.
En Diputados, la tensión alcanzó un punto crítico cuando se anunció que la ley de emergencia en discapacidad, vetada por Milei pero sostenida por el Parlamento, no sería aplicada por falta de fondos. La oposición respondió con la advertencia de impulsar una moción de censura contra Guillermo Francos, jefe de Gabinete y principal articulador entre el Gobierno y los gobernadores. La mera posibilidad de removerlo —un mecanismo previsto en la Constitución del 94— constituye un golpe político de alta magnitud, que desnuda la vulnerabilidad del oficialismo.
En el Senado, la aprobación de la reforma a la ley de Decretos de Necesidad y Urgencia amenaza con alterar por completo la vida de los gobiernos en minoría: de sancionarse en Diputados, cada DNU necesitaría el aval explícito de ambas Cámaras. El gobierno deberá mejorar su performance electoral para alcanzar el tercio necesario que le permita sostener cualquier veto presidencial.
La comisión investigadora sobre las muertes por fentanilo contaminado, las citaciones a Karina Milei y al ministro de Salud, los reclamos por el financiamiento de hospitales y universidades, y las acusaciones por el caso Libra intensifican la presión sobre el círculo íntimo del Presidente.
A ello se suma el avance de los gobernadores, que, bajo el paraguas de “Provincias Unidas”, buscan arrebatar al Ejecutivo la discrecionalidad en el reparto de fondos y fortalecer las arcas provinciales en plena pulseada por recursos. Lejos de un Parlamento adormecido por la campaña, el Congreso se ha convertido en el escenario central de la batalla política. Allí se decide la gobernabilidad en un clima preelectoral cargado de desconfianza, donde cada sesión parece un anticipo de la votación que definirá, el 26 de octubre, no sólo la suerte legislativa del oficialismo, sino también el horizonte inmediato de la presidencia de Javier Milei. Tax holiday
En ese contexto político y económico, el frente externo volvió a ser determinante. En apenas setenta y dos horas, los exportadores de granos agrupados en CIARA inundaron al Banco Central con órdenes de liquidación por un total de US$ 7.000 millones. Con ello alcanzaron, de manera fulminante, el ciento por ciento del cupo establecido por el Gobierno para operar con retenciones reducidas a cero. La ventana de oportunidad, que en principio se extendía hasta finales de octubre, quedó así agotada de manera anticipada, según confirmó ARCA, organismo sucesor de la AFIP. Desde ahora, toda exportación vuelve a quedar sujeta al pago de derechos: en el caso de la soja, un 26% sobre lo declarado. La irrupción masiva de divisas desató un clima de euforia en el mercado: el dólar spot descendió hasta los $1.350 y el riesgo país retrocedió a 900 puntos. Sin embargo, el fenómeno abrió un interrogante decisivo: ¿optará el Ministerio de Economía por aprovechar el caudal de dólares para recomponer las reservas del Banco Central, o permitirá que se canalicen directamente al mercado con el objetivo de contener la inflación?
El reto inmediato consiste en que, tras este shock inicial, el flujo de divisas tenderá a reducirse. Restan dieciocho ruedas cambiarias hasta las elecciones del 27 de octubre, y el control del tipo de cambio dependerá menos del aporte del agro y más de la estrategia oficial para administrar las expectativas. Algunos operadores sostienen que el Tesoro realizó compras selectivas de reservas en la mañana del miércoles, aunque esa versión carece todavía de confirmación oficial. En paralelo, se encendió la polémica por la expresión “tax holiday” utilizada por el ministro de Economía, Scott Bessent, quien dijo que las retenciones a la soja deberían mantenerse para no perjudicar a los exportadores estadounidenses. Los “farmers” están furiosos por la suspensión de las retenciones, porque de ese modo se beneficia China.
Tensiones internas
Mientras tanto, en el plano corporativo, la compra del 50% de Profertil —la mayor productora de fertilizantes del país— por parte de Adecoagro, en sociedad con YPF, expone tensiones internas en el Gobierno que son difíciles de disimular. Daniel González Casartelli, Coordinador de Energía y Minería y hombre de extrema confianza de Luis “Toto” Caputo, integra desde hace más de una década el directorio de Adecoagro. Hoy aparece, a la vez, como regulador de un área estratégica del Estado y como beneficiario directo de una operación multimillonaria. Ese doble rol lo coloca, simbólicamente, “a ambos lados del mostrador”. La trama se enciende aún más porque la operación no fue inocua: para allanar la llegada de Adecoagro, Caputo habría desplazado a Eduardo Eurnekian, empresario y padrino político de Javier Milei. Corporación América había presentado una oferta que, según versiones del mercado, superaba la de Adecoagro. El trasfondo deja al descubierto un pulso feroz entre facciones de poder: el clan Caputo contra el círculo Francos-Eurnekian, con la Casa Rosada como escenario. El precio de la transacción también marca la magnitud del hecho: US$ 1.350 millones pagados a Nutrien, una multinacional que se retira del país en línea con la posición del JP Morgan. Así, YPF pasó a asociarse con un gigante agropecuario que se expande hacia un negocio estratégico: la producción de fertilizantes que abastecen al 80% del mercado local.
A través de una serie de resoluciones del Ente Nacional Regulador de la Electricidad, y del Ente Nacional Regulador del Gas, el ministerio de Economía activó nuevas subas en las tarifas de estos servicios, con vigencia a partir del 1 de octubre.
Desde la Secretaría de Energía se aseveró que en ambos casos las tarifas registran un aumento cuya incidencia, en promedio, no supera el 2 por ciento “en la factura final a nivel nacional”. Cada usuario podrá corroborar comparando con la factura del mes anterior, considerando el mismo nivel de consumo.
En el caso de la electricidad, las resoluciones del ENRE publicadas en el Boletín Oficial van desde la 675 hasta la 695/2025 y comprenden a las empresas transportadoras y distribuidoras Transener, Transba, Transnea, EPEN, Transpa, Transnoa, Distrocuyo,Transcomahue, Transba, Intesar, Interandes, Transacue, DPEC, Enecor, Edersa, Litsa, Limsa, Yacylec, Transportel Minera, Edesur, y Edenor.
Los nuevos cuadros tarifarios son variados. Actualizan los valores horarios a pagar por el equipamiento regulado de cada transportadora, y también los valores mensuales por dicho equipamiento desde el 1/6 hasta el 1/12 inclusive. En el caso de Transener, por ejemplo, la actualización es de 4,31 %.
También comprenden una actualización mensual de la remuneración de cada transportadora en base a un índice combinado del IPIM (67%) y del IPC (33%) que arrojaron un resultado de 2,70 % en setiembre por este concepto.
En los casos de las distribuidoras Edesur y Edenor, la actualización del Costo Propio de Distribución a aplicar en octubre con respecto a setiembre es de 3,07 % y 3,13 %, respectivamente.
Regirá como tarifa plena para el usuario Residencial Nivel 1, y con descuentos por subsidio parcial para los consumos de los usuarios niveles 2 y 3 ( ingresos bajos y medios). El ajuste subsidiado también comprende a los Clubes de barrio y de pueblo.
Para el caso de Edesur el VAD Medio al 1/10 es de $ 48,22. La tarifa Residencial para un consumo de hasta 150 kw/mes es de $ 1.292,64 más $ 12,36 por Kw/hora. Para un consumo de 401 hasta 500 kw mensuales la tarifa es de $ 8.881,43 mensuales más $ 21,70 por kw/hora consumido.
Para el caso de Edenor el VAD medio es de $ 52,20. La tarifa Residencial 1, hasta 150 kw/mes es de $ 1.309,77 más $ 12,18 el kw/hora consumido.
Resoluciones Enargas
En el caso del Enargas la serie de resoluciones oficializadas van desde la 722 hasta la 741/2025 y los nuevos cuadros tarifarios contemplan los nuevos precios (dolarizados) del gas en el PIST (punto de ingreso al sistema de transporte), la aplicación de la escala de ajustes mensuales para los conceptos de transporte y distribución que resultan de la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) y que comprenden 31 aumentos mensuales y consecutivos del 0,3 %. También se aplica la actualización mensual de la tarifa en base a la evolución de la inflación del mes previo.
La ristra de resoluciones comprende a las empresas MetroGAS, Litoral Gas, Naturgy BAN, Naturgy NOA, Distribuidora de Gas del Centro, Distribuidora de Gas Cuyana, Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi Gas del Sur, GasNea, Redengas, TGS, TGN, Enarsa, Transportadora de Gas Mercosur, GasAndes, Gas Link, Gasoducto Norandino, Enel Generación Chile, Refinería del Norte, y Compañía Enterriana de Gas.
A modo de ejemplo cabe referir que, en el caso de MetroGAS, se indicó que en octubre el promedio de actualización en la factura de un usuario categoría R2-3 Nivel 1 (altos ingresos y tarifa plena) es de 1,57 % de incremento respecto a una factura de igual consumo de setiembre.
Para un usuario Residencial R2-3 de CABA el cargo fijo es de $ 14.686 mensual y el cargo por cada metro cúbico de consumo es de $ 209,88. Si el usuario de la misma categoría se domicilia en el GBA el cargo fijo es de $ 13.165,13 y el cargo por m3 consumido es de $ 209,88.
Para estas tarifas también rige el esquema de subsidio parcial para usuarios Nivel 2 y Nivel 3.
Zona Fría
En otro orden, el Enargas oficializó la resolución 742/2025 en la que hace referencia a la Ley 25.565 de creación del Fondo Fiduciario para el subsidio de consumos residenciales de gas a usuarios del servicio en Zona Fría.
El Ente Regulador estableció que, a partir de octubre, el cargo a cobrar a los usuarios sobre el precio del gas natural en el PIST, por cada metro cúbico consumido por cualquier tipo de uso, será de entre 7,07 hasta 7,37 % de dicho componente tarifario, según un detalle anexo a la resolución por subzonas del país.
Los precios del petróleo cayeron significativamente el lunes, lastrados por las previsiones de un aumento de la producción de crudo de los países de la OPEP+.
El precio del barril de Brent del mar del Norte, para entrega en noviembre, cayó un 3,08%, hasta los US$67,97. En tanto, el equivalente estadounidense, el West Texas Intermediate (WTI) para entrega en el mismo mes, perdió un 3,45%, hasta los US$63,45.
Los precios del petróleo alcanzaron la semana pasada sus máximos de los dos últimos meses, debido a la escalada entre Rusia y Estados Unidos, y las amenazas del endurecimiento de las sanciones contra el sector petrolero de Moscú.
Según el último reporte de corto plazo publicado por la Agencia de Información Energética de Estados Unidos (EIA), el precio internacional del petróleo crudo Brent podría caer hasta los U$S 50 por barril hacia mediados de 2026.
La previsión llega en un momento clave para el sector energético argentino, justo cuando las petroleras están definiendo sus presupuestos para el próximo año. Con una producción récord pero una actividad en descenso, el panorama de precios más bajos pone en jaque la rentabilidad de los proyectos no convencionales, especialmente los de shale oil.
Según el reporte de la EIA, la presión bajista sobre el precio del crudo responde principalmente al exceso de inventarios globales y al fin anticipado de los recortes voluntarios de producción por parte de los países de la OPEP+.
“Estimamos que los inventarios de petróleo aumentarán en más de 2 millones de barriles por día entre el tercer trimestre de 2025 y el primero de 2026, lo que empujará los precios a la baja”, advierte la EIA.
El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, inauguró la ampliación de la Estación Transformadora Coihue 132/33/13,2 kV, ubicada sobre la Ruta Provincial N° 70: una obra considerada que representa un salto de calidad en el servicio eléctrico de toda la Comarca Andina, tanto en lo que respecta a la provincia de Chubut como así también a las localidades cordilleranas de Río Negro.
En esta ocasión, acompañaron al mandatario el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck; la diputada nacional Ana Clara Romero; los legisladores provinciales Jacqueline Caminoa, Daniel Hollmann y Sergio Ongarato; el secretario de Infraestructura, Energía y Planificación, Hernán Tórtola; funcionarios del gabinete provincial; los intendentes de toda la Comarca Andina; el gerente comercial de la empresa Incopa SRL, Nicolás González; y el titular de la empresa Transacue, Fabián Smith.
Con la nueva infraestructura, el sistema eléctrico de la Cordillera adquirirá mayor estabilidad, eficiencia y capacidad de crecimiento, acompañando el desarrollo productivo y social de la región.
Asimismo, un factor clave de la ampliación es que el nuevo campo habilitado permite duplicar la energía disponible en la zona, mejorando de manera directa la oferta eléctrica para familias, comercios y emprendimientos productivos.
Crecimiento ordenado y sostenible
En su discurso, Torres destacó que “esta obra es una deuda pendiente desde hace más de 15 años, y estamos hablando de duplicar la capacidad energética no solamente en Chubut, sino también en Río Negro”.
En el mismo sentido, el mandatario precisó que la obra “dará estabilidad a toda la Comarca, duplicando la capacidad a partir de una inversión de $15 mil millones que nos va a permitir pensar que la región puede crecer mucho más y dejar de padecer lo que se viene sufriendo hace muchísimos años: la falta de energía, los cortes y la inestabilidad en la tensión”.
La Estación Transformadora “permitirá que Chubut y Río Negro crezcan en forma ordenada y sostenible”, sostuvo el titular del ejecutivo chubutense.
“Hay muchas industrias electrointensivas y productores que tienen una demanda energética hoy insatisfecha, pero esta obra es una respuesta a esa demanda, además de constituirse como una oportunidad única para que la región crezca”, indicó el Gobernador, agregando que “con decisión política, austeridad, responsabilidad y trabajo conjunto con nuestros vecinos de Río Negro, estamos avanzando”.
Por otra parte, Torres advirtió que “hay muchas obras que el Gobierno Nacional decidió frenar, y de manera creativa, las provincias nos estamos poniendo de acuerdo para avanzar”. Resaltó que “esta obra representa el trabajo conjunto entre las provincias hermanadas como región patagónica, y lo cierto es que nos enorgullece poder trabajar con tanta confianza y celebrar, después de 15 años, una obra tan esperada por el pueblo chubutense”.
El mandatario también puso en relieve “el plan de mantenimiento de líneas de baja tensión, que es fundamental para la zona”, y sostuvo que “la inversión más importante es la que ya se hizo y que se ve reflejada en esta obra, que va a generar un salto de calidad en los servicios públicos de la Comarca”.
Por su parte, el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, consideró que “este es un momento importante para ambas provincias, las cuales mantenemos una fuerte vinculación y nos ayudamos mutuamente en todos los órdenes”. Añadió que “la Comarca tiene una identidad que va más allá de lo político, y en este vínculo que tenemos con el gobernador Ignacio Torres, el trabajo se profundiza mucho más”.
“Quiero felicitar a la provincia de Chubut, porque realmente es una obra que estuvo muchos años parada, y la decisión y la firmeza que lleva adelante Torres hicieron que hoy esto sea una realidad”, destacó el mandatario rionegrino.
En la misma línea, Weretilneck recordó que “otra obra igual o más importante que esta, liderada por el gobernador de Chubut, es el Gasoducto Cordillerano, y a partir de su firme decisión y del acompañamiento de Neuquén y el nuestro, hoy también es una realidad”.
Obra estratégica
La ampliación de la Estación Transformadora Coihue 132/33/13,2 kV contempla la incorporación de un nuevo transformador trifásico 132/33 kV, que refuerza la capacidad de abastecimiento, además de avanzar en la modernización de equipos de maniobra, control, protección y comunicaciones en toda la estación.
La iniciativa también incluye la instalación de nuevos tableros de servicios auxiliares, control y telecontrol, lo que asegura mayor confiabilidad y seguridad operativa.
La línea compacta de media tensión entre Coihue y Golondrinas, una vez en servicio, brindará mayor confiabilidad al sistema, reduciendo las salidas de servicio y aumentando la disponibilidad de energía en Epuyén y alrededores. Al mismo tiempo, la integración plena con la Estación Transformadora Esquel, a través del nuevo sistema de comunicaciones y teleprotección, también se encuentra en ejecución y permitirá optimizar la operación conjunta de ambas estaciones.
Cabe destacar que la renovación de las celdas de 33 kV quedará operativa en breve, completando la modernización integral de la estación.
El Tribunal Oral Federal 7 resolvió condenar a cuatro años de prisión por el pago indebido de comisiones para importar Gas Natural Licuado al ex ministro de Planificación Federal, Julio De Vido, y que le habría generado una pérdida de casi 7 mil millones de dólares al Estado.
Los jueces Enrique Méndez Signori, Germán Castelli y Fernando Canero escucharon por la mañana las últimas palabras de los acusados. De Vido sólo se limitó a agradecer al Tribunal al igual que Baratta quien agregó que la inocencia de todos los acusados “ha quedado más que probada”.
Finalmente, pasadas las 16, el tribunal decidió la condena para De Vido. Mientras que también recibieron el veredicto el exfuncionario Roberto Baratta, condenado a tres años y seis meses de prisión, y el empresario Nicolás Dromi San Martino que recibió la pena de tres años de cárcel.
Además, se les impuso a los tres condenados devolverle al Estado cinco millones y medio de dólares en concepto de reparación por la maniobra fraudulenta.
De acuerdo a los alegatos de la Fiscalía, los funcionarios no desarrollaron un procedimiento competitivo de licitaciones, delegaron irregularmente la gestión operativa en la empresa Energía Argentina S.A. (ENARSA), e inobservaron su deber de dictar un reglamento interno de contrataciones, que creó una zona de discrecionalidad e informalidad incompatible con el manejo de fondos públicos.
A partir de esas contrataciones se creó “un esquema de contratación fraudulenta en el que se pagaron más de 5 millones de dólares en comisiones innecesarias y desproporcionadas a empresas sin antecedentes técnicos, con beneficio directo para particulares allegados a ellos”, aseguró la Fiscalía en el juicio.
La Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA) planea instalar 400 puestos de carga para autos eléctricos en los próximos dos años en estaciones de servicio, en garajes comerciales y también sobre veredas de parques o plazas y frente a establecimientos públicos administrados por el Gobierno porteño.
La electromovilidad es uno de los grandes desafíos urbanos de la próxima década y Buenos Aires facilita el desarrollo de la infraestructura de carga para vehículos eléctricos en la vía pública con una nueva normativa.
El programa Electromovilidad Porteña se implementará en conjunto con el sector privado: las empresas estarán a cargo de la inversión, instalación y mantenimiento de los cargadores, mientras que la Ciudad fijará los requisitos técnicos, dará los permisos y garantizará el ordenamiento urbano.
“Queremos ser referentes en infraestructura de carga eléctrica y acompañar el desarrollo de esta industria sin emisiones contaminantes. Nuestro objetivo es alcanzar las 200 estaciones de carga en espacios privados con acceso público y otras 200 en espacios públicos en los próximos dos años”, dijo el Jefe de Gobierno, Jorge Macri, junto a empresarios del sector. Lo acompañaron el jefe de Gabinete, Gabriel Sánchez Zinny, y el ministro de Movilidad e Infraestructura, Pablo Bereciartua.
Buenos Aires se pone a la altura de las grandes capitales del mundo con nuevas reglas para instalar cargadores de autos eléctricos.
Hoy solo hay 42 estaciones, todas privadas, con acceso limitado y muchas sin la potencia mínima de 22 kW.
Una regla clave es que todos los puestos de carga deberán contar con una aplicación que permita consultar en tiempo real la disponibilidad de los cargadores.
Para la implementación en espacios privados de acceso público, como garajes comerciales, estaciones de servicio y estacionamientos de centros comerciales, podrán instalarse equipos a partir de 7 kW (carga lenta) en corriente alterna, con la posibilidad de optar por cargadores de corriente continua. También se prevé la instalación en la vía pública con potencias a partir de 22 kW (carga semi rápida), tanto en corriente alterna como continua.
En la vía pública, las estaciones de carga sólo podrán ubicarse sobre la vereda de parques y plazas no emblemáticas, frente a establecimientos públicos administrados por el Gobierno porteño y frente a locales comerciales. Deberán instalarse en lugares con estacionamiento permitido las 24 horas, con un máximo de dos posiciones de carga por cuadra junto con la señalización correspondiente. Estará prohibida su instalación en la calzada.
“La Ciudad está avanzando hacia la electromovilidad y queremos que el sector privado nos acompañe en este proceso. El parque automotor eléctrico tendrá un aumento significativo y estamos fijando reglas claras para alentar la inversión genuina en Buenos Aires con infraestructura eléctrica de carga”, explicó Pablo Bereciartua.
Estas medidas posicionan a la Ciudad como referente en Argentina en infraestructura de carga eléctrica para promover la movilidad sostenible y se suman a las exenciones de patentes para autos eléctricos (100%) e híbridos (al 100% por 2 años) y a las exenciones en peajes de las autopistas de la Ciudad (hasta agosto de 2026).
En el marco de las políticas de innovación y movilidad sustentable que impulsa la gestión, la primera línea de buses eléctricos transita por el centro porteño y conecta Parque Lezama con Plaza San Martín, en Retiro. Además, el TramBUS, con unidades 100% eléctricas, silenciosas y sin emisiones, beneficiará a unos 50 mil usuarios diarios, al unir Nueva Pompeya con el Aeroparque Jorge Newbery y con Barrancas de Belgrano. Y a partir de 2027 los colectivos de la Ciudad deberán incorporar unidades nuevas con tecnología de energía limpia (eléctricos o GNC) y renovar las unidades antiguas con un tope de 10 años.
Las tarifas de luz y gas aumentan en todo el país 1,9% a partir de este miércoles, según las resoluciones publicadas por los entes reguladores de ambos servicios.
Las subas son producto de una combinación de distintos factores que incluyen la inflación del INDEC y los diferentes precios de producción, transporte y distribución.
Por ejemplo, la Resolución 694/2025 estableció un aumento del 3,07% en el Costo Propio de Distribución (CPD) de Edesur respecto de septiembre, mientras que la Resolución 695/2025 fijó un incremento del 3,13% para Edenor, empresas de distribución en el AMBA.
Estos porcentajes responden al 67% del Indice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) y en un 33% el Índice de Precios al Consumidor (IPC), del Indec.
A estos incrementos se le deben sumar el Precio Estacional de la Energía (PEST) y el Precio Estacional del Transporte en Alta Tensión (PEAT), que para octubre tuvieron una baja de 0,22% y un aumento de 7,12%, respectivamente.
También, se actualizó el Valor Agregado de Distribución Medio (VAD Medio), que quedó fijado en $ 48,223 para los usuarios de Edesur y en $ 52,202 para los de Edenor.
Por otra parte, la Resolución 382/2025 del Enargas dispuso un aumento del 2,6% sobre las tarifas vigentes hasta septiembre. Además, incorporó las “Diferencias Diarias Acumuladas” (DDA), un nuevo indicador que influye en los cuadros tarifarios.
A su vez, la Resolución 742/2025 ordenó a las distribuidoras a aplicar un recargo del 7% sobre el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), actualizado en dólares por millón de BTU bajo los contratos del Plan Gas.Ar.
El Gobierno dispuso postergar nuevamente la actualización en el impuesto sobre los combustibles líquidos (ICL), al trasladar los efectos de la suba para noviembre, mediante el Decreto 699/2025 publicado este miércoles en el Boletín Oficial.
De esta manera, el Ejecutivo definió volver a diferir los incrementos remanentes en los montos de los Impuestos sobre los Combustibles y al Dióxido de Carbono, derivados de las actualizaciones correspondientes al año calendario 2024 y al primer y segundo trimestres calendario del año 2025, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil.
En el documento oficial, se explicó que se resolvió posponer el incremento “con el propósito de continuar estimulando el crecimiento de la economía a través de un sendero fiscal sostenible”, considerando “necesario, para los productos en cuestión, volver a diferir los incrementos remanentes originados en las referidas actualizaciones”.
La decisión se da en un escenario de mayor presión sobre los precios por el salto del dólar tras la derrota del oficialismo en las elecciones legislativas de la provincia de Buenos Aires a principios de septiembre, por lo que el Gobierno busca atenuar un mayor impacto en la inflación en la previa de los comicios nacionales.
El Ejecutivo había estipulado en agosto un reajuste parcial de los impuestos a los combustibles y difirió para septiembre y octubre el resto del ajuste pendiente. Finalmente, el mes pasado también se terminó aplicando una suba parcial y ahora se definió que lo previsto para el décimo mes del año se pospone.
La nueva fecha para aplicar los incrementos diferidos es noviembre, cuando hayan pasado las elecciones legislativas nacionales, para evitar que el impacto en los surtidores y por decantación en la inflación se sienta en las semanas previas a ir a las urnas.
Desde mediados de 2024, la administración de Javier Milei desdobló en 16 oportunidades la actualización de los impuestos fijados a los combustibles para atenuar el impacto en la inflación, en la lucha por consolidar el proceso de desaceleración de los precios.
México enfrenta una situación crítica en materia de redes eléctricas. La infraestructura actual se ha quedado estancada desde hace más de una década y amenaza con frenar el desarrollo industrial, la incorporación de energías renovables y la seguridad del suministro. Para responder a esta urgencia, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) ha lanzado el Plan de Expansión 2025-2030, que proyecta la construcción de 275 nuevas líneas de transmisión y 524 subestaciones en todo el país, con una inversión de 163,540 millones de pesos.
Arturo Carranza, director de proyectos de energía en Akza Advisors, advierte que el principal reto es ampliar y fortalecer las redes para garantizar la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional. “Las redes de transmisión, sobre todo de 115, 230 y 400 kV, prácticamente no se han ampliado en los últimos años”, manifestó en diálogo con Energía Estratégica. A pesar de que México cuenta actualmente con más de 11,000 kilómetros circuito de líneas de transmisión, en los últimos seis años solo se construyeron 100 kilómetros, según cifras oficiales de la propia CFE.
De acuerdo con el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2024-2038, México requiere al menos 15,000 kilómetros adicionales de nuevas líneas si busca integrar entre 15 y 20 GW de generación renovable al año 2030.
Esta falta de expansión estructural ha sido compensada parcialmente con tecnologías de refuerzo temporal, pero la brecha entre demanda y capacidad de red sigue creciendo.
“Desde 2013, e incluso antes, esta situación se ha venido presentando. Hay una necesidad muy grande de construir nuevas líneas”, sostuvo Carranza. El plan actual propone construir 6,000 kilómetros de redes en cinco años, lo que representa más del 50% de toda la red instalada actualmente. Para el especialista, esta meta “es muy ambiciosa”, pero refleja con claridad la magnitud del desafío.
Además del volumen de obras, Carranza destaca la orientación estratégica del plan. “Los 163 mil millones de pesos son una cifra importante, y lo más relevante es que las autoridades saben perfectamente dónde están las congestiones”, explicó. Este conocimiento detallado de los corredores críticos permite dirigir los recursos públicos hacia los puntos de mayor impacto en la red.
La urgencia no solo responde a un rezago acumulado, sino también al crecimiento constante de la demanda. “Después de la pandemia, la demanda eléctrica nacional ha venido creciendo entre 3 y 4 % anual, por encima del crecimiento económico”, afirmó Carranza.
Este incremento es aún más marcado en regiones como la península de Yucatán y Baja California, donde la demanda se ha disparado hasta un 15% anual. “Estamos hablando de una necesidad muy grande que no se resuelve solo con generación”, remarcó.
El fortalecimiento de las redes también es fundamental para destrabar el desarrollo de fuentes limpias. En este sentido, Carranza es categórico: “Sin transmisión no hay transición”. A su juicio, la falta de inversión en transmisión y distribución ha sido el principal obstáculo para incorporar nueva capacidad renovable en México durante los últimos años. “Hubo una perspectiva política que no estaba convencida de la generación renovable, y eso limitó la parte regulatoria para los privados”, observó.
El panorama, sin embargo, ha comenzado a cambiar. “Con la llegada de la Presidenta Sheinbaum, su equipo energético entiende perfectamente la necesidad de diversificar la matriz”, sostuvo Carranza. Esta nueva visión se traduce en oportunidades concretas: al menos 6,000 megawatts de capacidad renovable podrían integrarse a corto plazo, principalmente desde el sector privado. Pero sin redes ampliadas, estas incorporaciones seguirán enfrentando cuellos de botella. “Esta adición de nueva generación tiene que venir aparejada de proyectos para ampliar y fortalecer las redes eléctricas”, subrayó.
La escasa capacidad instalada también ha incrementado los riesgos de cortes de suministro. “En un contexto de pocas inversiones y cambio climático, con temperaturas elevadas en verano, los estados operativos de alerta fueron cada vez más frecuentes”, indicó Carranza.
Aunque las interrupciones no programadas han sido pocas, su impacto sobre grandes usuarios y la confiabilidad del sistema es significativo. “La falla en el suministro eléctrico es un riesgo que está presente constantemente por la falta de inversiones”, advirtió.
Frente a este escenario, México ha comenzado a incorporar tecnologías complementarias para optimizar la operación del sistema sin necesidad de grandes obras inmediatas. “Se han tomado medidas temporales, principalmente con sistemas de almacenamiento de baterías”, señaló el directivo de Akza Advisors. Estas soluciones, junto con el monitoreo avanzado de redes y líneas con capacidad dinámica y estática, forman parte de una estrategia de transición hacia una infraestructura más confiable. “Son proyectos que ayudan a dar confiabilidad, aunque no reemplazan a los estructurales”, aclaró.
En este punto, Carranza valora positivamente el cambio de actitud institucional. “Me sorprende la conciencia que existe dentro de la CFE sobre la necesidad de usar nuevas tecnologías”, afirmó. No obstante, insiste en que el almacenamiento, por sí solo, no resuelve el problema estructural de capacidad. “Estos sistemas brindan soporte temporal, pero los proyectos de expansión ya están planeados y deben ejecutarse cuanto antes”.
México se encuentra en una encrucijada energética: avanzar con determinación en la expansión de sus redes eléctricas o continuar postergando una infraestructura que limita su desarrollo económico y ambiental. El Plan de Expansión 2025-2030 es un paso firme en la dirección correcta. Su éxito dependerá no solo de la inversión, sino de la voluntad política para ejecutarlo sin dilaciones. Como concluyó Carranza: “Hay una necesidad muy clara de ampliar y fortalecer las redes. Y ahora también hay una oportunidad”.
El almacenamiento de energía se abre paso en Colombia y Erco se convierte en pionera al poner en marcha el primer sistema utility scale en su planta La Martina, de 6,9 MWh, que permiten desplazar la curva de generación solar hacia la noche, alcanza a producir cerca de 22,5 GWh anuales.
Adriana Paola Ascencio Riveros, gerente de Erco Generación, explicó que este proyecto es clave para la confiabilidad del sistema, dado que el país enfrenta un déficit energético derivado del crecimiento de la demanda superior al 4% anual y de la lenta expansión de la oferta.
“Lo que estamos percibiendo en el corto plazo es déficit de oferta energética, lo que a su vez es una oportunidad para la entrada de proyectos de generación de energía”, sostuvo en diálogo con Energía Estratégica.
Ante este contexto, Erco también trabaja en grid forming y en el desarrollo de servicios complementarios para aportar estabilidad a la red en un mercado cada vez más penetrado por las renovables.
Aunque inició como EPCista de proyectos de autogeneración solar para clientes comerciales e industriales, hoy opera con verticales de negocio en construcción de proyectos de energía renovable, generación y comercialización, a través de su propio comercializador digital independiente.
El grupo busca consolidarse como un ecosistema energético 100% renovable, incluyendo eficiencia energética y electromovilidad. Actualmente cuenta con 65 MW en operación, más de 100 MW próximos a entrar en servicio, y un pipeline superior a 530 MW en desarrollo y construcción.
Asimismo, la ejecutiva mencionó que están evaluando la adquisición de activos por más de 600 MW, que ayudarán con la meta de alcanzar 1 GW en 2030.
El crecimiento del sector no está exento de obstáculos. En Colombia, un proyecto renovable puede tardar entre 6 y 8 años en desarrollarse, principalmente por trámites ambientales, licencias de construcción y consultas previas con comunidades.
“Mientras no exista consulta previa, no es posible avanzar con la construcción de proyectos con área de influencia de comunidades étnicas”, enfatizó Ascencio. A esto se suma la percepción de riesgo país, que dificulta la financiación de proyectos intensivos en capital y retrasa la asignación de deuda.
Por su parte, la ejecutiva resalta que el mercado colombiano ha migrado hacia los contratos de largo plazo como herramienta fundamental de financiamiento. “Antes era muy difícil cerrar una negociación de 15 años, pero hoy Colombia se ha vuelto un mercado de largo plazo porque justamente estamos viabilizando los proyectos”, señaló.
Esto permitió lograr que los precios de la energía solar se ubiquen en el rango de 65-85 USD/MWh, lo que mantiene competitividad frente a otras alternativas.
Estrategias de comercialización
Erco utiliza diversos mecanismos de comercialización: contratos bilaterales en el mercado mayorista, convocatorias públicas y a través de su propio comercializador.
Sin embargo, estas últimas están bajo revisión por parte del gobierno. La compañía participa de todos los mecanismos, modulando su estrategia según la evolución de la demanda y la regulación.
“Gran parte de nuestra energía se entrega a través de nuestro comercializador directamente al usuario, lo que es una ventaja para garantizar tarifas competitivas”, aclaró Ascencio.
De cara al usuario final, Erco busca un modelo dinámico en el que los clientes participen activamente en la cadena energética. Impulsa esquemas de autogeneración, venta de excedentes y comunidades energéticas, respaldados por la regulación local.
Como piloto, la empresa ya implementó una comunidad energética junto con EPM y la Universidad de Ingeniería de Antioquia.
La visión de la compañía consiste en crecer aceleradamente en capacidad renovable, consolidarse como un actor clave del mercado colombiano y liderar la integración de nuevas tecnologías de almacenamiento, grid forming y modelos de usuario activo que fortalezcan la transición energética del país.
La reducción de costos en proyectos fotovoltaicos no garantiza por sí sola su competitividad. Así lo planteó Alberto Cuter, vicepresidente LATAM & Italia de Jinko Solar, en el Future Energy Summit (FES) Perú, al advertir que enfocarse únicamente en el CAPEX puede arruinar la rentabilidad de las plantas.
El especialista recordó que los paneles, que antes representaban el 50% del CAPEX de un proyecto, hoy equivalen apenas a un 10-12%. Sin embargo, señaló que este cambio en la estructura de costos no debe llevar a subestimar el impacto de la operación y ejemplificó: “Hay países que apostaron al menor CAPEX y luego descubrieron un OPEX mucho más alto del previsto”.
Este desbalance genera que la rentabilidad proyectada al inicio se pierda rápidamente, afectando el retorno de la inversión y la competitividad de largo plazo.
Jinko Solar viene impulsando soluciones tecnológicas que buscan precisamente reducir estos riesgos. La compañía ha consolidado su portafolio con módulos de alta eficiencia basados en tipología de celda TopCon, que hoy dominan el mercado global, y ha comenzado a introducir la tecnología back-contact.
No obstante, el verdadero salto lo proyecta en las celdas tipo Tandem, que combinan silicio con perovskita y ya alcanzan eficiencias cercanas al 35%. Según Cuter, estas innovaciones deberán industrializarse garantizando durabilidad, estabilidad y costos competitivos para que el beneficio tecnológico se traduzca en proyectos rentables a largo plazo.
Para mejorar la competitividad de las plantas, se enfatizó en la necesidad de trabajar de manera integrada en toda la cadena de valor. En su experiencia, varios proyectos europeos dejaron de producir energía porque las decisiones de compra se hicieron mirando solo el Excel de inversión. Por lo que la lección que se debe aprender es que una planta fotovoltaica eficiente no depende solo del precio del módulo o del inversor, sino de la coordinación de todos los componentes y servicios asociados durante los 20 a 30 años de operación.
A este desafío se suma la transmisión, un aspecto que suele ser relegado en el diseño de los proyectos, de manera que Cuter fue contundente: “Uno puede tener la mejor tecnología, pero si la red no acompaña, el proyecto no es rentable”.
En este sentido, retomó ejemplos como los de Chile y Brasil, donde existen plantas de gran escala que no logran inyectar más del 30% de la energía producida por limitaciones en los nodos de conexión.
Casos similares se observan en España e Italia, lo que demuestra que incluso con las tecnologías más avanzadas, sin infraestructura de red adecuada, el valor de la inversión se diluye.
Para evitarlo, el directivo recomendó al sector peruano anticiparse a esos cuellos de botella. La expansión de la transmisión, acompañada por una planificación estratégica del desarrollo renovable, será un factor determinante para que los proyectos puedan entregar toda la energía que generan y no queden subutilizados.
Claves para el futuro del sector
La discusión sobre competitividad también abarcó la fiabilidad de los fabricantes. En esa línea, el referente de Junko Solar indicó que los módulos suelen ofrecer 15 años de garantía de producto y 30 años de garantía de producción, pero este respaldo puede quedar en nada si el fabricante desaparece del mercado.
“¿Qué pasa si después de 4 o 5 años el fabricante ya no existe? La garantía no vale nada”, comentó, subrayando la importancia de elegir socios confiables que puedan acompañar a las plantas durante toda su vida útil.
La reflexión se amplió hacia el futuro del mercado peruano, donde Cuter destacó el potencial de complementar la matriz hidroeléctrica con proyectos solares y eólicos, considerando que alrededor del 10% de la electricidad del país proviene de renovables no convencionales, lo que deja un amplio margen para crecer.
“Perú tiene una oportunidad enorme porque su matriz energética es bastante limpia por la hidro, pero todavía tiene un porcentaje renovable bajo. La hidro y la solar se complementan perfectamente”, apuntó.
Sin embargo, insistió en que el éxito no dependerá únicamente de desplegar proyectos solares a gran escala, sino de hacerlo con el soporte de almacenamiento.
FES Perú marcó un punto de partida para esta discusión en el país. Con más de 400 líderes del sector reunidos en su primera edición, el evento dejó en claro que Perú se enfrenta a un desafío estratégico: transformar su abundante recurso solar en proyectos competitivos, sostenibles y alineados con la transición energética global. La hoja de ruta dependerá de cómo el país gestione hoy sus decisiones de inversión, regulación y planificación de infraestructura.
Formosa está escribiendo un nuevo capítulo en su historia energética con más de USD 192 millones que el sector privado invertirá en parques solares distribuidos en ocho localidades, con una proyección total de 217 MW de potencia instalada. Una provincia que durante décadas fue considerada periférica en el sistema eléctrico nacional hoy busca posicionarse como un polo clave de energías limpias en el NEA.
Esto es gracias a una combinación virtuosa de planificación estatal y el arribo de inversiones privadas millonarias, que diversifican la matriz eléctrica y abren un horizonte de desarrollo sostenible.
El avance de la transición energética en Formosa no es un hecho aislado, sino que parte de un proceso más amplio en el país, donde provincias como Chaco también suman parques solares que sustentan el consumo de miles de hogares.
El caso formoseño se destaca además por las políticas públicas que crearon las condiciones necesarias para que el capital privado encuentre un terreno fértil. La existencia de estaciones transformadoras de 500 kV y de 132 kV en distintas zonas de la provincia, resultado de una estrategia estatal previa, facilitó la llegada de proyectos que hoy ya son una realidad.
El proceso que hoy vive la provincia abre una ventana de oportunidades de largo plazo.Formosa se integra a la agenda global de sostenibilidad y se convierte en un actor estratégico en el nuevo paradigma energético. A nivel mundial, la energía solar se ha convertido en una de las fuentes de energía de más rápido crecimiento debido a la disminución de los costos de los paneles y la tecnología, lo cual explica el interés del sector privado. La implementación de proyectos de este tipo en el país refleja una tendencia hacia la sostenibilidad energética.
Inversiones millonarias en energía solar
La apuesta es contundente. Dos grandes compañías lideran esta transformación: MSU Green Energy y Ambientes y Energía SAS, que en conjunto sumarán inversiones de USD 102 millones.
MSU Green Energy ya tiene dos parques en la provincia: el Parque Solar Las Lomitas (22 MW) que está en desarrollo y el Parque Solar Ingeniero Juárez (15 MW) ya en funcionamiento, que en conjunto aportarán 37 MW. Estas instalaciones, que abarcan 80 hectáreas en total y suman más de 63.000 paneles solares, no solo generarán electricidad renovable, sino que también producirán un fuerte impacto ambiental positivo, al reducir más de 43.000 toneladas de CO₂ al año y abastecer a más de 33.000 hogares formoseños.
Por su parte, Ambiente y Energía SAS desarrolla un megaproyecto de parques solares que, con una inversión estimada de USD 67 millones, tendrá una potencia de 80 MW en la región de Laguna Blanca, Ibarreta y Pirané. Estos parques ya están licitados y adjudicados, por lo que falta la autorización de CAMMESA para que se avance con las obras.
A esto se suman las iniciativas proyectadas en Formosa capital,Clorinda y Güemes, que prevé otros 100 MW. El 30 de septiembre se realizará la licitación para elegir a la firma que lleve adelante dichos parques solares.
Impacto en el desarrollo local
La llegada de estos parques solares genera una cadena de beneficios que trasciende lo energético. En primer lugar, se multiplican las oportunidades de empleo. En paralelo, se impulsa la actividad de proveedores locales y economías regionales, que encuentran en estos proyectos una fuente de crecimiento sostenido.
“Revolucionamos los pueblos donde construimos estos parques, movilizando la economía local y promoviendo el desarrollo”, sintetizó Juan Pablo Martínez, gerente de energía renovable de MSU Green Energy.
Además, genera una alternativa en el servicio eléctrico en distintas zonas de la provincia. En un contexto global marcado por la urgencia de reducir emisiones y afrontar los altos costos de energía que impone la Nación, Formosa aporta con hechos concretos: menos gases de efecto invernadero, más energía limpia y un modelo de desarrollo que conjuga innovación privada, políticas públicas y cuidado ambiental.
Proyección de futuro
La proyección es clara: la energía solar se convierte en un motor de desarrollo económico, social y ambiental, con capacidad para transformar la matriz productiva y abrir nuevas oportunidades en sectores como la industria, los servicios y el turismo sustentable.
Formosa pasa de ser una provincia periférica en el sistema eléctrico a ser estratégica en el nuevo modelo. Lo hace gracias a una combinación de visión estatal, confianza empresarial y compromiso con las generaciones futuras. En un mundo que exige energías más limpias y modelos de desarrollo más inclusivos, Formosa da un paso al frente y se consolida como ejemplo en el NEA.
La transición energética no es un destino lejano, sino un camino que ya empezó a transitarse. YFormosa lo recorre con paso firme, demostrando que la energía del sol puede iluminar no solo hogares, sino también el futuro de toda una comunidad.
Huawei eligió el PVBook2025 como escenario estratégico para presentar dos soluciones de almacenamiento que apuntan a marcar un nuevo estándar en la región: la LUNA2000-4.5MWh-2H1, orientada a proyectos utility-scale, y la LUNA2000-215-2S10, diseñada para el segmento comercial e industrial (C&I).
Ambas responden a los desafíos que enfrenta América Latina en la integración de energías renovables en la red eléctrica, aportando eficiencia, flexibilidad y seguridad en distintas escalas de proyecto, y su información ya se encuentra disponible en el catálogo internacional estratégico y gratuito, desarrollado por Energía Estratégica.
El sistema LUNA2000-4.5MWh-2H1 ofrece 4,5 MWh útiles en un contenedor compacto de 20 pies HQ, con una potencia nominal de 2.236 kW y un régimen de carga/descarga de 0,5 C. Con una eficiencia RTE del 90,3 %, maximiza el retorno de inversión para desarrolladores y operadores.
Además, integra un sistema de enfriamiento líquido que optimiza la temperatura y dispone de certificaciones de protección eléctrica y térmica IP55 y UL9540A. Además, cuenta con diagnóstico inteligente que permite ejecutar operación y mantenimiento en segundos, reduciendo costos y tiempos de gestión.
Por su parte, LUNA2000-215-2S10 se presenta como una solución ideal para empresas e industrias que buscan autonomía energética con fiabilidad. Con 215 kWh útiles, 100 % de profundidad de descarga y un ciclo de eficiencia de 91,3 % a 0,5 C, este sistema destaca por su diseño plug-and-play y su capacidad de monitoreo remoto que simplifica la operación y el mantenimiento.
Su resistencia a entornos exigentes —operando entre –30 °C y 55 °C y a alturas de hasta 4.000 metros sobre el nivel del mar— la convierte en una herramienta adaptada a los desafíos propios de la región.
Estas innovaciones llegan en un momento en que el sector energético latinoamericano atraviesa un crecimiento sostenido en energías renovables y exige cada vez más soluciones de almacenamiento confiables y eficientes.
De este modo, Huawei ha sabido anticiparse a estas necesidades locales con tecnologías que integran no solo eficiencia técnica, sino también capacidades digitales avanzadas como monitoreo inteligente, compatibilidad con sistemas híbridos y gestión de redes. Esta flexibilidad ha sido crucial para su consolidación en un entorno altamente competitivo y tecnológicamente exigente.
En números absolutos, esto representó aproximadamente 11.160 MWac de los más de 28.600 MWac enviados en la región durante el año, una muestra contundente de su capacidad de despliegue y volumen.
El impulso de la firma ha estado marcado por su estrategia de penetración en proyectos utility-scale y productos inteligentes adaptadas a las condiciones específicas de los mercados latinoamericanos, consolidándose como referencia indiscutible en tecnología inversora.
Además de su apuesta por utility-scale, Huawei ha fortalecido su presencia en el segmento C&I con soluciones de storage y nuevos inversores optimizados para grandes instalaciones. También expandió su red de distribución en mercados emergentes como Bolivia, impulsó tecnologías Grid Forming para reforzar la estabilidad de la red y colaboró con CENACE en México en la digitalización de la operación eléctrica. Estos movimientos estratégicos le valieron ser reconocida por cuarto año consecutivo como “Customers’ Choice” en el informe Gartner Peer Insights 2025 para plataformas de almacenamiento, confirmando la confiabilidad y el reconocimiento internacional de sus soluciones.
La participación de Huawei en el PVBook2025, catálogo internacional elaborado por Energía Estratégica y disponible de manera gratuita, constituye un aporte significativo para el ecosistema renovable, ya que acerca información técnica validada a desarrolladores, EPCistas e inversionistas que planifican proyectos en Latinoamérica y Europa. Con la LUNA2000-4.5MWh-2H1 y la LUNA2000-215-2S10, la compañía no solo refuerza su liderazgo en almacenamiento energético, sino que también ratifica su compromiso con una transición energética más limpia, confiable y resiliente en la región.
S-5!, autoridad líder en soluciones de fijación para techos metálicos, anuncia nuevas alianzas de distribución en Argentina, Colombia, El Salvador y Guatemala. Estas alianzas estratégicas representan un paso importante en la expansión de S-5! en América Latina, haciendo que su línea completa de soluciones de fijación solar sea más accesible que nunca en la región.
Argentina – Taurus Energía
Taurus Energía, la división de energía renovable de Grupo Taurus en Buenos Aires, se suma a la red de distribución en Argentina. Grupo Taurus, una empresa familiar con más de 60 años de experiencia industrial, lanzó Taurus Energía para atender la creciente demanda de soluciones de energía renovable personalizadas y equipos especializados.
“Vemos a S-5! como una empresa sólida que respalda sus productos y su trayectoria. Con esta nueva alianza, buscamos transmitir la confiabilidad tanto de la marca S-5! como de nuestra empresa a nuestros clientes, quienes tienen necesidades diversas pero comparten un mismo objetivo: trabajar con productos y personas de confianza”, comentó Joaquín Rivero, gerente de Desarrollo de Negocios en Taurus Energía.
Colombia – iNaranja
Con sede en Bogotá, iNaranja es una firma de ingeniería y consultoría energética enfocada en el diseño, desarrollo e implementación de proyectos eléctricos, solares y de eficiencia energética en toda Colombia. Reconocida por su enfoque práctico y experiencia técnica, iNaranja ahora acerca las soluciones de S-5! a clientes que buscan fijaciones solares rentables y de alto rendimiento.
“Probamos los productos de S-5! en nuestras propias instalaciones, lo que confirmó su resistencia, confiabilidad y las ventajas que aportan a nuestro mercado. La innovación detrás de sus productos responde directamente a nuestra necesidad de mantener los costos operativos bajo control sin sacrificar calidad. Las soluciones S-5! nos brindan la confianza de ofrecer lo mejor a nuestros clientes y al mercado regional. Recibimos esta alianza con gran entusiasmo, sabiendo que nos permitirá fortalecer proyectos más eficientes y competitivos”, afirmó Luis Betancourt, ingeniero de Ventas en iNaranja.
El Salvador & Guatemala – Sunrise Latam
Como distribuidor regional de soluciones fotovoltaicas “todo en uno”, Sunrise apoya a EPCs, integradores de sistemas e instaladores con un portafolio integral de productos de calidad, soporte técnico localizado y capacitación continua en El Salvador y Guatemala.
“Elegimos asociarnos con S-5! por su ingeniería comprobada y su portafolio de soluciones específicas por aplicación que preservan la integridad del techo. Con esta alianza, nuestros clientes se beneficiarán de especificaciones precisas, tiempos de respuesta rápidos y disponibilidad local de inventario, lo que en última instancia reducirá los costos generales de los proyectos y elevará el estándar de instalación”, señaló Alejandro Díaz, gerente regional de Ventas en Sunrise.
El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos de la Provincia de Buenos Aires, a través de la Subsecretaría de Energía bonaerense, firmó un convenio con autoridades de la Universidad Tecnológica Nacional (UTN) y el Foro Regional de Energía de Buenos Aires (FREBA) para financiar el desarrollo y la implementación del primer dispositivo argentino en escala real para el aprovechamiento de energía undimotriz.
Esta nueva tecnología, también conocida como energía olamotriz, es la que aprovecha el movimiento de las olas para generar electricidad y se instalará en la Escollera Norte del Puerto de Mar del Plata. Se trata de un hito para la industria y la ciencia argentina, ya que combina investigación aplicada, transferencia tecnológica y producción local, fortaleciendo el vínculo entre Universidad, Estado y sector privado.
El convertidor consta de dos boyas unidas a un núcleo donde se encuentra el mecanismo que transforma el movimiento ondular del mar en un movimiento giratorio continuo que se envía a un generador para producir la energía eléctrica.
El Convenio Específico que se suscribe en esta ocasión, prevé un financiamiento de USD 138.000 con fondos de Investigación y Desarrollo provenientes del Programa Provincial de Incentivos a la Generación de Energía Distribuida Renovable (PROINGED), administrado conjuntamente por la Subsecretaría de Energía y el FREBA. Los fondos de este Programa provienen de un agregado tarifario para energías renovables que los usuarios abonan con las facturas de electricidad de la Provincia de Buenos Aires.
El convenio fue firmado en el Centro Bonaerense de Energías Renovables por el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni; el presidente de FREBA, Fernando Pini; el secretario General del Foro, Gustavo Piuma Justo; el decano de la UTN Regional Buenos Aires, Guillermo Oliveto; y el coordinador del PROINGED, Ricardo Lospinnato.
Beneficios de la tecnología desarrollada
El aumento de la cantidad de energía renovable en la matriz energética.
La disponibilidad energética del mar argentino está considerada como una de las mejores del mundo.
La construcción de los equipos convertidores en nuestro país para fomentar el trabajo nacional.
La inversión necesaria para la construcción de estos equipos es comparable a los aerogeneradores, pero con un potencial 5 veces superior con un factor de capacidad mucho mayor.
El impacto ambiental de esta tecnología es muy bajo, el dispositivo no perturba la flora ni la fauna marina durante su funcionamiento, no requiere el uso de combustibles.
La energía de las ondas marinas es 10 a 30 veces más densa que la energía solar y 5 veces más densa que la energía eólica.
TotalEnergies venderá el 50% de su cartera de proyectos solares en Estados Unidos a la firma de inversión global KKR por alrededor de 1.000 millones de dólares.
TotalEnergies está vendiendo el 50% de una cartera de 1,4 gigavatios (GW) de capacidad instalada combinada en una transacción que valora dicha cartera en 1.250 millones de dólares.
Gracias a las transacciones y la refinanciación bancaria que se está finalizando actualmente, TotalEnergies recibirá un total de 950 millones de dólares al cierre de la venta.
Incluidos en la venta hay seis activos solares a escala de servicios públicos con una capacidad combinada de 1,3 GW, y 41 activos de generación distribuida que totalizan 140 MW, situados principalmente en Estados Unidos. La producción de electricidad de estos proyectos ha sido vendida a terceros o será comercializada por TotalEnergies, informó la empresa.
A diferencia de otras grandes petroleras europeas como BP y Shell, que han reducido directamente el gasto en energías renovables, TotalEnergies tiene una estrategia para alcanzar un objetivo de rentabilidad del 12% para su negocio de Energía Integrada.
Esto significa que TotalEnergies típicamente desinvertiría hasta el 50% de sus activos renovables una vez que alcanzan la fecha de operación comercial (COD) y están libres de riesgos, lo que le permite “maximizar el valor de los activos y gestionar los riesgos”.
En Estados Unidos, los proyectos solares podrían experimentar una desaceleración significativa en el futuro, debido a las políticas de la Administración Trump, advirtió la industria a principios de este mes.
En un informe que elogia la instalación de cerca de 18 GW en nueva capacidad, incluido el almacenamiento en baterías, durante el primer semestre del año, que constituyó el 82% de todas las nuevas adiciones de capacidad, la Asociación de Industrias de Energía Solar también advirtió que la Ley One Big Beautiful Bill ha cambiado sustancialmente la perspectiva a medio plazo.
Los gobernadores de Chubut, Ignacio Torres; de Mendoza, Alfredo Cornejo y de Santa Cruz, Claudio Vidal, se presentaron en el Juzgado Criminal y Correccional Federal 4 de Comodoro Py para constituirse como querellantes en la causa que investiga supuestas irregularidades vinculadas al ingreso de la familia Eskenazi a YPF en 2007.
“De ser necesario, también vamos a acudir al Departamento de Justicia de Estados Unidos para que se suspenda inmediatamente la acción civil hasta tanto se resuelva la causa penal”, adelantó el mandatario chubutense.
“Las provincias petroleras somos accionistas de YPF y vamos a agotar todos los recursos para defender lo que nos pertenece”, reveló Torres e indicó que “ir contra esa operación podría modificar todo lo que siguió”, entre ello, el fallo de la jueza Loretta Preska que obliga al país a pagar 16.000 millones de dólares, más intereses, y entregar el 51 % de las acciones de YPF a los fondos Burford y Eton Park.
Torres apuntó que “ante esta locura, tenemos que hacer causa común y los gobernadores nos vamos a poner al frente de esta discusión para defender YPF y también lo que es propiedad de las provincias productoras”.
El mandatario explicó que “el grupo Eskenazi se hace del 25 % de las acciones de YPF apalancándose financieramente en dividendos futuros y devengados, y esto precede a la expropiación”. “Luego de la expropiación del 51 % de las acciones de YPF, el grupo Eskenazi le vende el juicio que había iniciado contra la República Argentina reclamando una indemnización por el procedimiento expropiatorio a un fondo muy conocido por los argentinos por el daño que le ha hecho al país” e indicó que “en esa expropiación, el 49 % del 51 % expropiado, es de las provincias productoras de petróleo”.
Presentación ante la Corte de Nueva York
Sin perjuicio de la querella penal, la provincia presentó también un amicus curiae ante la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York para defender su participación accionaria en YPF en el marco del juicio que lleva adelante la jueza Preska.
El fallo de la magistrada neoyorkina “no contempla que las provincias petroleras somos accionistas de YPF y que solo se puede embargar lo que le pertenece al demandado, en este caso el Estado Argentino”, manifestó Torres al respecto.
En diciembre de 2007, el grupo Petersen -liderado por el empresario argentino Enrique Eskenazi- firmó un acuerdo con Repsol YPF para adquirir el 25 % de las acciones a través de las empresas Petersen Energía Inversora y Petersen Energía, radicadas en España. En 2012, el Congreso de la Nación sancionó la Ley 26.741 y aprobó la ley declaración de utilidad pública y sujeto a expropiación el 51 % de las acciones de YPF, con el objetivo de retomar el control de la compañía.
Para entonces, Repsol contaba con el 57 % de la empresa dado que, tras venderle el 25 % al grupo Petersen, se desprendió de más acciones. La operación terminó de confirmarse en 2014, cuando el consejo de Repsol aceptó la oferta del Gobierno de U$S 5 mil millones como indemnización por la expropiación de la compañía.
El fondo Burford Capital compró el derecho de litigio durante el proceso de quiebra del grupo Petersen, y en abril de 2015 presentó una demanda contra la Argentina ante la justicia de Nueva York, reclamando una indemnización. El argumento de la demanda se basó en que el Estado argentino violó el artículo 7° del Estatuto de YPF, que prevé que si alguien compraba más del 15 % de la empresa debería ofrecer lo mismo a todos los accionistas, algo que en este caso no ocurrió.
En marzo de 2023, la jueza del Distrito Sur de Nueva York, Loretta Preska, hizo lugar al pedido de los demandantes y señaló que la Argentina “incumplió el contrato” por no ofrecer una compensación a todos los accionistas. No obstante, excluyó de responsabilidad a YPF. En septiembre del mismo año la magistrada ordenó al Gobierno el pago de U$S 16,1 mil millones por la reestatización de YPF.
En junio de 2025, Preska le ordenó a la Argentina entregar el 51 % de las acciones de YPF para pagar una indemnización, sin embargo, la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York suspendió preventivamente la orden de la jueza, eximiendo por el momento a la Argentina de entregar las acciones de la petrolera.
La Unión Industrial Argentina (UIA), encabezada por su presidente Martín Rappallini y su secretario Eduardo Nougués, elevó una nota formal al Jefe de Gabinete de la Nación, Guillermo Francos, para solicitar el acompañamiento del Poder Ejecutivo al Proyecto de Ley de Biocombustibles presentado por la Liga de Provincias Bioenergéticas, integrada por Catamarca, Córdoba, Corrientes, Entre Ríos, Jujuy, Misiones, Salta, Santa Fe y Tucumán.
El proyecto, que ya cuenta con estado parlamentario en ambas cámaras, surge de un trabajo de articulación entre sectores públicos y privados con el objetivo de fortalecer la producción de bioetanol y biodiesel, diversificar la matriz energética y promover el desarrollo federal.
En la nota presentada, la UIA destacó la importancia de esta iniciativa para agregar valor a la producción de caña de azúcar, maíz y soja, reducir la dependencia de combustibles fósiles importados con el consecuente ahorro de divisas,sostener cadenas de valor de alto impacto socioeconómico en las provincias productoras y garantizar la continuidad de inversiones en el sector.
Asimismo, subrayó que los biocombustibles permiten mejorar la salud de la población al disminuir emisiones contaminantes y generar empleo genuino en las economías regionales.
El nuevo marco normativo propuesto contempla un incremento progresivo en los cortes obligatorios de biodiesel y bioetanol, la apertura a inversiones en transporte aéreo, marítimo y fluvial, la habilitación de un mercado de libre comercialización por encima de las mezclas mínimas, así como la posibilidad de incorporar motores flex y kits de conversión que optimicen el uso de la materia prima nacional.
Además, reemplaza los cupos y precios fijados por el Estado por un esquema de licitaciones transparentes entre privados, promoviendo competitividad y previsibilidad en el sector, se describió.
En este contexto, Jorge Rocchia Ferro, presidente de la Unión Industrial de Tucumán, advirtió sobre la urgencia que atraviesa el norte argentino y la necesidad de políticas concretas para sostener sus economías regionales.
“El norte argentino está en una situación límite : sin políticas concretas que fortalezcan nuestras economías regionales, el futuro será devastador. Tucumán no tiene petróleo, no tiene minerales, no tiene litio funcionando. Lo que tenemos es una columna vertebral que se llama azúcar, y si no la defendemos con decisión, vamos a condenar a nuestra gente a la pobreza y a la emigración masiva”.
Y agregó, “por eso exigimos que se avance ya en la ampliación del corte de bioetanol. Hoy tenemos un 12 % (6 % maíz y 6 % caña), pero necesitamos que ese porcentaje crezca rápidamente. Esto no es un capricho: es la única manera de darle rentabilidad a nuestra producción, sustituir importaciones de combustibles y generar empleo genuino en el norte”.
Rocchia Ferro también remarcó que este reclamo responde al mandato constitucional de promover un desarrollo equilibrado entre regiones: “No pedimos privilegios, pedimos cumplimiento de la Constitución. El azúcar y el bioetanol son nuestra bandera de desarrollo. Y si el país nos da las condiciones necesarias, el norte no solo va a producir, sino que va a crecer, a educar y a darle dignidad a su gente”.
Con el respaldo de la UIA y de las uniones industriales provinciales, el proyecto busca consolidar un modelo energético federal, competitivo y sostenible, capaz de aprovechar el potencial agroindustrial de la Argentina y garantizar un futuro económico y ambiental más equilibrado para todo el país, se destacó.
El Poder Ejecutivo Nacional, a través del Decreto 695/2025 publicado hoy en el Boletín Oficial, oficializó la autorización para iniciar el proceso de privatización parcial de Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA), la empresa estatal responsable de la generación nuclear del país. Esta medida responde a la política de reducción del déficit fiscal del gobierno y tiene como objetivo principal asegurar la financiación futura y la eficiencia operativa de la compañía mediante la incorporación de capitales privados.La decisión de privatización se impulsa para obtener financiamiento complementario para proyectos estratégicos de gran envergadura y coste elevado. Específicamente, NASA requiere fondos para la Extensión de Vida de la Central Nuclear Atucha I, cuya reincorporación al sistema eléctrico se anticipa para el año 2027, y para la construcción del Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados II (ASECG II), una obra crucial que permitirá la continuidad de la operación de la Central Nuclear Atucha II. El Estado mantendrá el control mayoritario El plan de desinversión ha sido diseñado para respetar la Ley N° 27.742, que establece la obligatoriedad de que el Estado Nacional mantenga la participación mayoritaria en el capital social de NASA. La venta de acciones se instrumentará mediante un mecanismo dual. Por un lado, el cuarenta y cuatro por ciento (44%) del capital social se ofrecerá a inversores privados a través de una licitación pública de alcance nacional e internacional. Por otro lado, un cinco por ciento (5%) de las acciones será reservado para la organización de un propgrama de propiedad participada, brindando preferencia de adquisición a los empleados de la empresa. Una vez concretadas estas operaciones, el cincuenta y uno por ciento (51%) del paquete accionario de NASA seguirá en poder del Estado Nacional, distribuido entre la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía y la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA). De esta forma, el gobierno se garantiza la conservación del control estratégico sobre la actividad nuclear nacional. El Ministerio de Economía ha sido designado como la Autoridad de Aplicación del proceso, y deberá dictar todas las normas operativas y complementarias que resulten necesarias, contando con la asistencia de la Unidad Ejecutora Especial Temporaria Agencia de Transformaciòn de Empresas Pùblicas. Asimismo, la Secretaría de Trabajo, Empleo y Seguridad Social deberá intervenir para expedirse sobre la factibilidad de la implementación del Programa de Propiedad Participada. El decreto entra en vigencia al día siguiente de su publicación en el Boletín Oficial.
La venta de combustible al público en todo el país alcanzó los 1.420.350 metros cúbicos, lo que representa una variación positiva del 0,4% en comparación con el mismo mes de 2024.
Sin embargo, el total vendido mostró una caída del 2,9% respecto al mes anterior, julio de 2025, según un informe de la consultora Politikon Chaco.
A nivel provincial, ocho de las 24 jurisdicciones del país presentaron subas interanuales, lideradas por Santiago del Estero (+10,6%), Buenos Aires (+7,0%) y San Juan (+6,8%).
Por el contrario, dieciséis distritos registraron caídas en sus ventas, con los descensos más pronunciados en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (-11,7%), Misiones (-10,6%) y Santa Cruz (-6,5%).
Del total comercializado a nivel nacional, el 56% correspondió a naftas y el 44% a gasoil.
Las ventas de naftas exhibieron un incremento interanual del 3%, impulsado principalmente por el segmento premium que creció un 15,6%, mientras que la súper retrocedió un 0,9%.
En contraste, las ventas de gasoil cayeron un 2,7% interanual. Dentro de este último, el gasoil premium registró un alza del 10% y el común una baja del 9,3%.
En cuanto a la participación por empresas, YPF mantuvo el primer lugar con el 55,1% del mercado y un crecimiento del 4,9% interanual, seguida por Shell, que concentró el 22,6% pero registró una caída del 7,6%.
La información se desprende de un informe elaborado por la consultora Politikon Chaco, en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
Los gobernadores de Chubut, Ignacio “Nacho” Torres; de Mendoza, Alfredo Cornejo; y de Santa Cruz, Claudio Vidal, se presentaron este lunes en el Juzgado Criminal y Correccional Federal N° 4 de Comodoro Py para constituirse como querellantes en la causa que investiga supuestas irregularidades vinculadas al ingreso de la familia Eskenazi a YPF en 2007. “De ser necesario, también vamos a acudir al Departamento de Justicia de Estados Unidos para que se suspenda inmediatamente la acción civil hasta tanto se resuelva la causa penal”, adelantó el mandatario chubutense.
“Las provincias petroleras somos accionistas de YPF y vamos a agotar todos los recursos para defender lo que nos pertenece”, reveló Torres en la Ciudad de Buenos Aires e indicó que “ir contra esa operación podría modificar todo lo que siguió”, como el fallo de la jueza estadounidense Loretta Preska que obliga al país a pagar 16.000 millones de dólares, más intereses, y entregar el 51% de las acciones de YPF a los fondos Burford y Eton Park.
CHUBUT, MENDOZA Y SANTA CRUZ UNIDAS PARA DEFENDER LO NUESTRO
Hoy, la Argentina enfrenta una situación crítica, con un embargo por 16.000 millones de dólares que está en plena ejecución en un tribunal de Nueva York. Por eso las provincias de Chubut, Mendoza y Santa Cruz nos… pic.twitter.com/Cq6bWptaTT
Torres apuntó que “ante esta locura, tenemos que hacer causa común y los gobernadores nos vamos a poner al frente de esta discusión para defender YPF y también lo que es propiedad de las provincias productoras”. Y luego, explicó que “el grupo Eskenazi se hace del 25% de las acciones de YPF apalancándose financieramente en dividendos futuros y devengados, y esto precede a la expropiación”.
En ese sentido, el gobernador de Chubut señaló que, “luego de la expropiación del 51% de las acciones de YPF, el grupo Eskenazi le vende el juicio que había iniciado contra la República Argentina reclamando una indemnización por el procedimiento expropiatorio a un fondo muy conocido por los argentinos por el daño que le ha hecho al país ” y marcó que, “en esa expropiación, el 49% del 51% expropiado, es de las provincias productoras de petróleo”.
Sin perjuicio de la querella penal, Chubut presentó también este lunes un amici curiae ante la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York para defender su participación accionaria en YPF, en el marco del juicio que lleva adelante la jueza Preska.
El fallo de la magistrada neoyorkina “no contempla que las provincias petroleras somos accionistas de YPF y que sólo se puede embargar lo que le pertenece al demandado, en este caso el Estado Argentino”, manifestó Torres al respecto.
El origen de la causa
En diciembre de 2007, el grupo Petersen -liderado por el empresario argentino Enrique Eskenazi- firmó un acuerdo con Repsol YPF para adquirir el 25% de las acciones a través de las empresas Petersen Energía Inversora y Petersen Energía, radicadas en España. En 2012, el Congreso de la Nación sancionó la Ley 26.741 y aprobó la ley declaración de utilidad pública y sujeto a expropiación el 51% de las acciones de YPF, con el objetivo de retomar el control de la compañía.
Para entonces, Repsol contaba con el 57% de la empresa dado que, tras venderle el 25% al grupo Petersen, se desprendió de más acciones. La operación terminó de confirmarse en 2014, cuando el consejo de Repsol aceptó la oferta del Gobierno de U$S5 .000 millones como indemnización por la expropiación de la compañía.
El fondo Burford Capital compró el derecho de litigio durante el proceso de quiebra del grupo Petersen, y en abril de 2015 presentó una demanda contra la Argentina ante la justicia de Nueva York, reclamando una indemnización. El argumento de la demanda se basó en que el Estado argentino violó el artículo 7° del Estatuto de YPF, que prevé que si alguien compraba más del 15% de la empresa debería ofrecer lo mismo a todos los accionistas, algo que en este caso no ocurrió.
En marzo de 2023, la jueza del Distrito Sur de Nueva York, Loretta Preska, hizo lugar al pedido de los demandantes y señaló que la Argentina “incumplió el contrato” por no ofrecer una compensación a todos los accionistas. No obstante, excluyó de responsabilidad a YPF. En septiembre del mismo año la magistrada puso fin al litigio, al ordenar al Gobierno el pago de US$ 16,1 mil millones por la reestatización de YPF.
En junio de 2025, Preska le ordenó a la Argentina entregar el 51% de las acciones de YPF para pagar una indemnización. Sin embargo, un mes después, la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York suspendió preventivamente la orden de la jueza, eximiendo por el momento a la Argentina de entregar las acciones de la petrolera.
El Gobierno de Río Negro dio un paso clave para integrar a Pichi Mahuida al sistema eléctrico provincial. La semana pasada se abrieron los sobres de la licitación pública para ejecutar la obra, tramitada a través de la empresa estatal Transcomahue.
En el proceso licitatorio se presentaron ofertas por parte de dos empresas: Generar SRL, por $227.500.000; y CEPIEM SRL, por $221.200.000.
En los próximos días, la comisión de preadjudicaciones evaluará las condiciones técnicas, económico-financieras y legales de las propuestas para emitir un dictamen.
El proyecto busca dejar atrás la actual dependencia de una distribuidora pampeana y garantizar que las familias del paraje y su zona de influencia accedan a un servicio bajo las mismas condiciones de calidad y seguridad que el resto de los usuarios rionegrinos.
La obra beneficiará a unas 20 familias del núcleo urbano y a unas 50 personas sumando los alrededores, a través de la provisión de infraestructura de media y baja tensión.
En media tensión, se instalarán 100 metros de cableado subterráneo de 13,2 kV y 290 metros de línea aérea, con reemplazo de 14 postes de 11 metros y un puesto de seccionamiento bajo carga.
En baja tensión, el plan incluye el reemplazo del tablero de alumbrado público, renovación de la subestación transformadora de 63 kVA, instalación de 10 pilares monofásicos con protecciones, extensión de 30 metros de red y la colocación de 31 luminarias LED de 100W.
Con esta obra, Pichi Mahuida quedará incorporada al sistema eléctrico rionegrino, lo que permitirá un servicio más seguro, eficiente y regulado bajo los estándares provinciales.
El Gobierno nacional oficializó, mediante el Decreto 695/2025, el inicio del proceso de privatización parcial de Nucleoeléctrica Argentina Sociedad Anónima (NASA), la empresa estatal encargada de la generación de energía nuclear en el país. La medida combina la venta de acciones a inversores privados y un Programa de Propiedad Participada, aunque el Estado mantendrá la mayoría accionaria.
Cómo quedará la composición accionaria
Actualmente, Nucleoeléctrica está controlada en un 79 % por el Estado nacional, un 20 % por la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) y un 1 % por Energía Argentina S.A. (ENARSA). Con el nuevo esquema:
Se venderá el 44 % de las acciones mediante licitación pública nacional e internacional.
Se implementará un Programa de Propiedad Participada del 5 %, destinado a trabajadores.
El Estado nacional y la CNEA conservarán el 51 %, asegurando control mayoritario.
Además, se dispuso que ENARSA transfiera el 1 % de sus acciones en NASA al Estado, y que la propia Nucleoeléctrica ceda 0,01 % de su participación en ENARSA.
Razones de la privatización parcial
El Ejecutivo sostiene que la intervención estatal no ha garantizado eficiencia económica y que la incorporación de capital privado permitirá:
Financiar proyectos estratégicos, como la extensión de vida útil de Atucha I (prevista para 2027).
Completar el proyecto de almacenamiento en seco de elementos combustibles para Atucha II.
Reducir el déficit fiscal y diversificar riesgos en la gestión de la empresa.
En 2023, la compañía recibió transferencias de capital del Estado por 700 millones de pesos para sostener inversiones. Pese a ello, el Gobierno insiste en que es necesario sumar socios privados para fortalecer la competitividad.
Un récord en generación nuclear
En 2024, Nucleoeléctrica alcanzó un récord histórico de 10,4 millones de MWh generados, con un factor de carga del 73,3 %. El decreto reconoce la capacidad técnica de la empresa, pero sostiene que para sostener esa performance y encarar nuevas inversiones resulta clave abrir la puerta al capital privado.
El Ministerio de Economía, junto con la Agencia de Transformación de Empresas Públicas, será el encargado de ejecutar el proceso de privatización. La licitación será pública, con alcance nacional e internacional, bajo los lineamientos de la Ley 23.696.
El decreto también prevé la intervención de la Secretaría de Trabajo para evaluar la factibilidad del Programa de Propiedad Participada y el envío de un informe a la Comisión Bicameral del Congreso, cumpliendo con los requisitos legales.
El Gobierno nacional aumentó el recargo sobre el precio del gas natural destinado a financiar el Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas. Lo hizo a través de la Resolución 1448/2025 del Ministerio de Economía publicada hoy en el Boletín Oficial.
La medida establece que dicho recargo será equivalente al 7% sobre el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST).
Este porcentaje se aplicará por cada metro cúbico (m³) de nueve mil trescientas kilocalorías (9300 kcal) que ingrese al sistema de ductos en todo el territorio nacional, incluyendo los volúmenes de autoconsumo.
La resolución modifica el valor anterior, que había sido fijado en 6,80% mediante una resolución del 26 de agosto de 2025.
La normativa se fundamenta en la “mayor necesidad de fondos para financiar el régimen de compensaciones” del mencionado fondo fiduciario.
Esta necesidad surge de las modificaciones normativas recientes y del efecto financiero que se genera entre la vigencia de la modificación del recargo y su impacto efectivo en la recaudación.
La medida se enmarca en el contexto de emergencia del Sector Energético Nacional, declarada en diciembre de 2023 y prorrogada hasta el 9 de julio de 2026.
Asimismo, se alinea con el “Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados”, que busca reestructurar el esquema de subsidios para asegurar el acceso al consumo básico y esencial a los usuarios finales.
El Gobierno sostiene que la política de subsidios generalizados de administraciones anteriores es “incompatible con la situación financiera” de las cuentas públicas.
El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) será el organismo responsable de ajustar los procedimientos necesarios para la facturación del nuevo recargo.
Según lo establecido, las empresas distribuidoras deberán trasladar este cargo a las facturas de los consumidores finales sin registrar ganancias ni pérdidas por su aplicación.
De igual manera, las comercializadoras aplicarán y trasladarán el recargo en su exacta incidencia sobre el precio del gas que comercializan.
Las disposiciones de esta nueva resolución comenzarán a aplicarse para los consumos realizados a partir del día en que el ENARGAS publique en el Boletín Oficial los procedimientos especiales para su facturación.
Future Energy Summit (FES) Perú expuso el nuevo mapa de inversiones renovables en el país junto a más de 400 líderes del sector, entre representantes de empresas, autoridades gubernamentales y organismos multilaterales.
La jornada se enfocó en definir regulaciones, analizar las condiciones de mercado y acelerar la transición energética en el país. Por lo que uno de los paneles centrales fue “La visión estratégica de los grandes actores para el impulso de la Transición Energética de Perú”, donde referentes del sector revelaron cifras concretas y plantearon los principales desafíos que enfrenta la industria.
Uno de los anuncios más destacados fue el de Marco Fragale, CEO de Orygen, quien confirmó que la compañía mantiene su presencia con centrales hidroeléctrica, térmica, solar y eólica, que planea ampliar en los próximos años.
“Mantenemos un amplio portafolio y una cartera priorizada de alrededor de 3 GW de nuevas plantas renovables. Esos 3 GW son solares y eólicos híbridos, con una relación 50-50, aunque un poco más eólico porque hay mucho solar en el sistema, pero tenemos proyectos híbridos que nos ayudan a ser más competitivos”, reconoció.
Por el lado de Fenix, su gerente general Juan Elías Salinas explicó que la empresa, con operaciones integradas entre Chile y Perú, cuenta con cerca de 5000 MW de capacidad instalada, con un 60% proveniente de renovables.
Y en el caso peruano, avanzan con más de 2000 MW en desarrollo. “Queremos encontrar un portafolio diversificado tecnológica y geográficamente en Perú”, afirmó Salinas, en línea con las proyecciones de crecimiento de la demanda.
Mientras que Mario González del Carpio, CEO de Luz del Sur, destacó el camino recorrido por su empresa desde 2015 hasta la fecha, con la operación de su primera central hidroeléctrica, la compra de dos parques solares en Arequipa e Ica, y el proceso de adquisición de una tercera planta eólica, lo que completará 400 MW de capacidad.
“Tenemos concesiones de generación hidroeléctrica listas para desarrollar, esperamos hacerlo pronto. Una es de 280 MW y otra de 300 MW, pero para cuando el mercado esté dispuesto a aceptar esa inversión”, vaticinó.
“A futuro pensamos en construir proyectos pequeños pero inteligentes. Apuntamos a un crecimiento gradual, y vemos que los beneficios los puedan tener tanto las grandes industrias como todo el país”, agregó.
La transmisión será fundamental para el ingreso de dichos parques de generación renovable. Es por ello que desde ISA Energía brindaron definiciones sobre las necesidades del sistema a mediano plazo.
Según Cristian Remolina, gerente general de la compañía, se requerirán 3000 MW de capacidad adicional hasta 2028 para sostener el equilibrio de la matriz. Aunque aclaró que las redes planificadas están diseñadas para responder a la demanda de las próximas décadas.
Análisis de precios: renovables cada vez más competitivas
Uno de los aspectos más relevantes del debate fue la reducción acelerada de los precios solares, especialmente en el contexto actual del mercado. Los especialistas estimaron que los proyectos fotovoltaicos en Perú se ubicarán “muy por debajo” de los USD 35 MWh, y podrían alcanzar niveles menores a los USD 30 MWh, dependiendo del factor de planta y otros parámetros técnicos.
No obstante, coincidieron en que el análisis de precios debe considerar más que el costo nivelado. Sino que enfatizaron la necesidad de evaluar también cuánto tiempo transcurre desde la concepción del proyecto hasta su construcción, etapa en la que las trabas regulatorias tienen un impacto directo.
En este punto, Fragale fue claro al señalar que aún no han incluido almacenamiento en el portafolio de Orygen, aunque las condiciones podrían cambiar pronto.
“Se dan cambios en el mercado de servicios complementarios, que junto con un requerimiento para todas las centrales, podría dar la posibilidad de implementar más proyectos de almacenamiento y generar un mercado de baterías, siempre y cuando el reglamento sea óptimo y eficiente”, expresó el CEO.
Remolina aportó que uno de los avances más esperados en este frente es la reglamentación de la ley de servicios complementarios, cuyo contenido normativo se prevé para el comienzo del próximo año. “Se espera que el reglamento se emita en enero de 2026”, manifestó el ejecutivo de ISA Energía, quien ve en esta norma un catalizador para desplegar almacenamiento a gran escala.
El diagnóstico general de los líderes energéticos fue claro: Perú tiene más de 6000 MW de proyectos renovables en marcha proveniente de grandes players del sector, con costos competitivos y un apetito privado para invertir. Sin embargo, sin reformas regulatorias claras y ágiles, el potencial no se traducirá en resultados concretos a la velocidad requerida por la transición energética.
Lader Energy fortalece su estrategia en Chile con una cartera de proyectos en desarrollo, apostando por proyectos híbridos (solar + almacenamiento) y sistemas BESS (battery energy storage system) stand alone a lo largo del país.
“Tenemos un portafolio de 1,6 GW aproximadamente, de los cuales casi 1 GW están contratados con inversionistas. Estamos trabajando con dos fondos de inversión en cuatro proyectos, de los cuales tres parques solares se ubican en la zona central y sur del país, y uno en la zona norte”, reveló su CEO, Horacio Vásquez, en diálogo con Energía Estratégica.
El proyecto localizado en Antofagasta se trata de un parque híbrido que contempla 300 MW de capacidad fotovoltaica solares más sistemas de almacenamiento BESS. Mientras que el segundo mencionado se denomina “Rinconada Solar”, en la Región Metropolitana”, el cual prevé 220 MW de potencia fotovoltaica y acaba de ingresar al Servicio de Evaluación Ambiental de Chile.
“Por otro lado, tenemos dos proyectos denominados El Coipo Solar (120 MW) y Monterrico Solar (240 MW), que están en la comuna de Teno (región del Maule) y en la zona de Chillán (Región de Ñuble), que están en tramitación ambiental. Estos proyectos los tenemos con fondos de inversión, y se espera que puedan iniciar construcción en 2027”, afirmó Vásquez.
Además de estos proyectos en sociedad, la compañía desarrolla dos iniciativas por cuenta propia que destacan por su perfil innovador. Una de ellas es la central BESS Lo Prado, un sistema stand-alone de 300 a 400 MW con cinco horas de almacenamiento, ubicado en la Región Metropolitana, que ingresará a tramitación ambiental durante octubre.
“En tanto que el otro es Las Cardas Solar, una planta de 200 MW solares con BESS ubicada en la Región de Coquimbo, que tiene previsto su ingreso ambiental antes de fin de año y proyecta su construcción para 2028”, complementó el CEO de Lader Energy.
“Nuestro objetivo es pasar de 1,5 GW en desarrollo a alrededor de 2,5 GW de proyectos en desarrollo con inversionistas en los próximos dos años”, aseguró Vásquez Mena.
El pipeline chileno se complementa con una presencia regional en rápido crecimiento. Según cifras oficiales de la empresa, el portafolio solar de Lader Energy incluye 2,4 GW en Chile, 1,5 GW en Perú, 700 MW en Argentina, 500 MW en Colombia, 120 MW en Ecuador y 200 MW en México, con planes de escalar a 600 MW en este último mercado antes de fin de año.
La firma también avanza en nuevos modelos de negocio complementarios al desarrollo utility scale. En este sentido, acaba de completar su primer proyecto de generación distribuida bajo Net Billing, con un sistema de 300 kW fotovoltaicos para la Universidad de Chile, con PPA firmado y ya inaugurado días atrás.
Con este modelo, la compañía apunta a clientes industriales, comerciales y del sector educativo que requieren soluciones flexibles, rápidas y con bajo consumo de suelo.
Demanda 24/7 y la irrupción de los data centers
Lader Energy también identifica un nuevo segmento de mercado en crecimiento: los data centers, que requieren suministro continuo renovable 24/7 y se están convirtiendo en un actor clave de la demanda energética en Chile.
“Ya llevamos 3-4 meses con ese modelo de negocio complementario y estamos conversando con varias empresas de data centers”, reconoció Vásquez Mena, aludiendo que Chile aparece como destino privilegiado para estos proyectos por su infraestructura de telecomunicaciones y conectividad, lo que podría transformar al país en un hub regional de almacenamiento y procesamiento de datos.
En este contexto, la firma ya trabaja en aprovechar terrenos propios, cercanos a conexiones disponibles, para desarrollar proyectos específicamente diseñados para este tipo de clientes y lograr la aprobación de los permisos en el menor tiempo posible.
Con el foco puesto en consolidarse como un actor clave en la transmisión eléctrica de la región, Alupar suma cuatro nuevos proyectos en Perú y alcanza un total de 14 iniciativas adjudicadas en el país. “Estamos en un crecimiento constante”, manifestó Antony Suárez, Ingeniero Regulatorio de Alupar, al destacar que la compañía ha ganado licitaciones tres años consecutivos, desde 2023 hasta 2025.
Entre las nuevas adjudicaciones en Perú se destacan los proyectos ITC: “Nueva Subestación Palca 220 kV, LT 220 kV Palca-La Pascana, ampliaciones y subestaciones asociadas (Arequipa)”, “Enlace 220 kV Planicie – Industriales, ampliación a tercer circuito”, “Enlace 138 kV Abancay Nueva – Andahuaylas, ampliaciones y subestaciones asociadas”, y “Enlace 138 kV Derivación San Rafael – Ananea, ampliaciones y subestaciones asociadas”. Estas iniciativas permitirán reforzar la infraestructura de transmisión en zonas clave del país, alineadas con el objetivo de habilitar capacidad para futuras conexiones renovables y acompañar el crecimiento sostenido de la demanda eléctrica.
La multinacional brasileña avanza en su plan de expansión latinoamericano con presencia operativa en Colombia, Perú y Chile, al margen de su casa matriz. “Nuestra matriz es una de las transmisoras más grandes de Latinoamérica, con cerca de 9.000 kilómetros de líneas en Brasil. En la TAM —que incluye los demás países— ya operamos 600 kilómetros y queremos llegar a más”, detalló Suárez en diálogo con Energía Estratégica.
En el caso específico de Perú, los 14 proyectos adjudicados incluyen líneas garantizadas, sistemas complementarios (SGP-SCT) y reasignaciones. La empresa ya operaba desde 2013 con una generadora conocida como La Virgen, pero desde entonces amplió su portafolio para enfocarse en su core de transmisión y generación. “Queremos ser una empresa líder, top, en el rubro de transmisión”, afirmó el ejecutivo.
El cronograma previsto contempla la entrada en operación de la mayoría de los proyectos para el año 2029, con contratos que estipulan 47 meses desde su adjudicación, lo que sitúa las fechas de puesta en marcha entre septiembre y octubre de ese año. La hoja de ruta técnica comenzará con ingeniería básica, seguida del abordaje de temas complejos como sostenibilidad, medioambiente y servidumbre predial.
“Eso siempre es lo más complicado”, advierte Suárez, quien resalta la importancia de la interrelación con los stakeholders, incluyendo OSINERGMIN, COES y empresas interconectadas, antes de avanzar a la obra civil. Aún sin cronogramas internos finalizados, Alupar busca llegar a tiempo a la etapa de pruebas y marcha blanca dentro del plazo estimado.
En paralelo, la compañía prepara sus redes para facilitar la conexión de energías renovables (RER). “Una parte importante es que dejamos habilitada la infraestructura para que estas centrales puedan inyectar su energía al sistema”, indicó Suárez. Entre los proyectos con los que ya mantienen contacto se destacan centrales eólicas como Vientos de Medianía, Morrope (implementada por Orygen) y Nailam, todas de 100 MW de potencia aproximada, con entrada en operación prevista desde 2026.
Frente a este escenario, la infraestructura de transmisión toma un rol crítico. “Actualmente estamos en el boom de las renovables. Hay muchos proyectos en todo el país y hay que tener claro que para llevar esa energía se necesitan dos partes muy importantes: transmisión y distribución”, analizó el ejecutivo. En ese sentido, remarcó que mientras la gran industria puede conectarse en alta tensión, “la mediana y la pequeña empresa necesitan que los distribuidores lleven redes en media tensión”.
El ejecutivo considera clave que el Estado acelere tanto los proyectos de transmisión como los de distribución, especialmente los proyectos ITC. “Al final, ellos son los que van a llevar la energía hasta la puerta del usuario final”, enfatizó.
Sobre la nueva Ley 32249 y el marco de servicios complementarios, Suárez reconoce que Alupar mantiene su apuesta principal en la transmisión. “Para generación hay mucha competencia, por eso tomamos una postura de estar mejor en la remuneración garantizada”, explicó. No obstante, señaló que será clave observar cómo evolucionan el almacenamiento de energía, el control de picos y la optimización del transporte, elementos que forman parte del nuevo marco.
Alupar también colabora en la actualización de la infraestructura existente, al conectarse con terceros que serán partners contractuales durante 30 años. “Nosotros mejoramos la infraestructura eléctrica que encontramos: cambios en protecciones, comunicaciones, todo por el bien del sistema peruano”, destacó el ingeniero.
Por último, sin descartar nuevos negocios, la compañía evalúa su reingreso en generación hidroeléctrica y solar. “Tenemos un equipo de nuevos negocios muy fuerte que está detrás de todo esto. Estamos evaluando hacer alguna central fotovoltaica o incluso alguna eólica, aunque no es la prioridad”, anticipó Suárez.
La implementación de tecnologías de almacenamiento con baterías (BESS) se posiciona como una necesidad estratégica para la descarbonización y modernización del sistema eléctrico panameño. No obstante, la falta de un marco regulatorio específico impide su integración plena a las licitaciones energéticas y limita su potencial para brindar estabilidad y eficiencia a la red.
“La regulación del almacenamiento energético requiere una metodología concisa que equilibre el cumplimiento normativo, los detalles técnicos y la eficiencia en la descarbonización de la matriz eléctrica”, manifestó la profesional en energía y clima, Rosilena Lindo Riggs.
El almacenamiento con baterías es una herramienta clave para garantizar la seguridad y confiabilidad del sistema eléctrico. Lindo Riggs sostuvo que los BESS son fundamentales porque permiten regular la frecuencia, recortar picos de demanda y asegurar el arranque en negro, funciones esenciales en una red moderna. “Los sistemas de almacenamiento de energía con baterías son parte clave de la matriz diversificada y resiliente del presente y futuro”, destacó.
Pero para que el almacenamiento cumpla ese rol estratégico, es imprescindible que el Estado promueva condiciones adecuadas. “Se requiere innovación desde las instituciones públicas del sector energético, las organizaciones y empresas privadas y la construcción de infraestructura de punta”, indicó.
Actualmente, el principal obstáculo es la falta de una regulación técnica y normativa que habilite al BESS a participar activamente en el Sistema Interconectado Nacional. Lindo Riggs remarcó que es necesario que la entidad reguladora del sector eléctrico adopte un procedimiento claro para evaluar el estado de flexibilidad del sistema y los requisitos mínimos necesarios. “Es necesario que se estipule con claridad un reglamento para la participación de las tecnologías de almacenamiento desde la generación”, explicó. Además, señaló que deben publicarse informes regulares sobre la flexibilidad del sistema eléctrico, lo cual permitirá entender la necesidad real de integración de almacenamiento y orientar la planificación técnica.
Además, señaló que deben publicarse informes regulares sobre la flexibilidad del sistema eléctrico, lo cual permitirá entender la necesidad real de integración de almacenamiento y orientar la planificación técnica.
Lindo Riggs también advirtió sobre la falta de un cronograma oficial de licitaciones, lo cual limita la planificación del sector y debilita las señales de política pública. “Nos está haciendo falta un documento que oficialice el cronograma de licitaciones”, planteó, y propuso que este podría concretarse a través de una resolución de la Secretaría Nacional de Energía (SNE), publicada en la Gaceta Oficial.
En ese sentido, subrayó que sería fundamental adendar el pliego de cargos de la licitación de octubre para enero e incluir los sistemas de almacenamiento de energía con baterías. “Eso sería lo primero para darle sustento como política pública a lo indicado por el actual secretario”, sostuvo.
Uno de los grandes desafíos técnicos es definir cómo se integrarán los BESS a las redes de transmisión o distribución. Para ello, la profesional sostuvo que se deben establecer los códigos de seguridad, pruebas de verificación de rendimiento y procedimientos de puesta en servicio. “Importante es definir en la regulación cómo se llevaría a cabo su integración con redes de transmisión o distribución, cuáles serían los códigos de seguridad a aplicar, y cuáles serían las pruebas de verificación de rendimiento que se aplicarían a los BESS a instalar en Panamá”, puntualizó.
La transformación del sistema no puede depender solo de los actores técnicos o del sector privado. Lindo Riggs llamó al Poder Ejecutivo a liderar el proceso, promoviendo la implementación de nuevas tecnologías como el almacenamiento. “Desde el poder ejecutivo se requiere promover la implementación de nuevas tecnologías y procesos para mantener la seguridad y confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional”, afirmó.
Para ella, esta transformación no solo es técnica, sino también estratégica: se trata de construir una economía basada en innovación y energías renovables, donde el almacenamiento tenga un rol protagónico.
Panamá se encuentra ante una oportunidad histórica para transformar su sistema eléctrico mediante la integración de tecnologías como el almacenamiento con baterías. Pero para ello, es urgente avanzar en una regulación clara, técnica y actualizada que permita su despliegue con garantías.
Como resumió Rosilena Lindo Riggs, “el almacenamiento de energía es fundamental para la construcción y operación de redes eléctricas modernas”. Sin reglas claras, su potencial quedará subutilizado en un contexto que exige soluciones cada vez más resilientes, limpias y eficientes.
El mercado colombiano de energías renovables atraviesa un momento decisivo. Con solo un 8% de participación en la capacidad instalada de generación, el país dispone de un margen considerable para nuevas inversiones, tanto nacionales como internacionales.
Marco Vera, gerente de Vera Energy SAS, aseguró que “el potencial de crecimiento es aún amplio”. De esta manera, en diálogo con Energía Estratégica, recomendó que la transición debe entenderse más como una adición energética que como un reemplazo, donde la clave será la diversificación.
En este sentido, considera fundamental no limitarse al desarrollo de la energía solar fotovoltaica y la eólica, sino integrar tecnologías como pequeñas centrales hidroeléctricas, bioenergía, geotermia e incluso nuclear. “Se requiere mantener los incentivos tributarios a la inversión y los incentivos regulatorios para la operación técnica y comercial”, subraya.
El interés por invertir en Colombia sigue la tendencia global en renovables, aunque las motivaciones locales difieren. “La necesidad particular de Colombia no es la descarbonización per se de la matriz, dado que es relativamente baja la intensidad de carbono de la misma, dada la mayor participación de las hidroeléctricas de gran escala”, explicó Vera. Por ello, insiste en que el país debe priorizar un enfoque en seguridad y complementariedad energética, más que en liderar la acción climática regional.
Atraer capital sigue siendo el gran desafío. La naturaleza intensiva en capital de estos proyectos hace imprescindible abrir el sector a fondos internacionales de inversión, banca multilateral y recursos de cooperación climática.
Sin embargo, persisten barreras que afectan la confianza de los inversionistas, como la complejidad del licenciamiento ambiental y los elevados costos derivados de las consultas previas con comunidades étnicas. “La viabilidad social y territorial de los proyectos requieren también ajustes institucionales”, advirtió el directivo.
En cuanto a las preferencias del mercado, la energía solar fotovoltaica es la más demandada, principalmente por su capacidad de descentralizar la generación y desarrollar recursos energéticos distribuidos, pero su bajo factor de planta está impulsando el crecimiento de proyectos híbridos que incluyen sistemas de almacenamiento con baterías, lo que ofrece mayor estabilidad a la red.
Los inversionistas también concentran su atención en proyectos greenfield en estado Ready to Build, aunque los más conservadores optan por proyectos en estado COD, aun pagando sobrecostos para reducir riesgos constructivos y garantizar contratos de compraventa de energía a largo plazo.
Los esquemas de financiamiento más utilizados son los contratos PPA con offtakers bancables, que permiten plazos de entre 15 y 20 años, mientras que las PCHs continúan estructurándose bajo modelos de project finance vía sociedades SPV con administración fiduciaria, que aseguran flujos de caja estables. En proyectos de menor escala, como minigranjas solares, los inversionistas estratégicos utilizan equity a través de fondos de inversión, mitigando riesgos mediante la participación directa de los promotores en acuerdos como JDA, SPA, EPC, PPA y COD.
No obstante, el esquema del Cargo por Confiabilidad sigue siendo una barrera. “El esquema sigue representando más un costo que un ingreso para este tipo de proyectos de generación a partir de energías renovables variables”, sostuvo Vera.
En su opinión, la regulación debe evolucionar hacia mecanismos que remuneren servicios complementarios, como los ancillary services, y que reconozcan el valor de la complementariedad eficiente en la operación del sistema eléctrico.
Pese a los retos, la perspectiva para los próximos años es favorable. Colombia no busca convertirse en el hub de renovables de América Latina, pero sí en un referente en innovación para la seguridad energética. “Lo que sí podríamos liderar es en impulsar un hub de innovación para la seguridad energética, con la participación de distintas fuentes y tecnologías, tanto convencionales como no convencionales, renovables y no renovables, que nos garantice un desarrollo y crecimiento sostenible a precios competitivos”, concluyó el gerente de Vera Energy SAS.
La Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM-AG) compartió a los candidatos presidenciales (habrá elecciones en noviembre del presente año) y a la opinión pública su Position Paper “2026-2030: certezas, competencia y flexibilidad para el futuro energético de Chile”, que busca aportar insumos concretos al debate sobre el desarrollo del sistema energético nacional durante los próximos años.
El documento, de 10 páginas, propone una Agenda Ejecutiva de Trabajo sustentada en cuatro ejes estratégicos: certeza regulatoria, competencia efectiva, flexibilidad del sistema y suficiencia energética. Los ejes representan 10 prioridades de acción orientadas a promover un mercado eléctrico más transparente, competitivo y sostenible.
Con este Position Paper, GPM-AG hace un llamado a avanzar hacia un marco regulatorio predecible, a fortalecer la competencia y a disponer de un sistema flexible, capaz de incorporar soluciones de almacenamiento y tecnologías de manera neutra, promoviendo una transición energética que beneficie a todo el país.
El diagnóstico que plantea GPM-AG refleja los principales obstáculos que enfrenta el sector. Entre ellos destacan la falta de certeza regulatoria y los procesos de permisos lentos y complejos; un mercado de licitaciones dominado por grandes empresas que limita la participación de actores medianos; y un marco de distribución obsoleto que impide la digitalización y el acceso abierto.
Asimismo, la asociación advierte sobre el aumento de vertimientos por congestión y rigideces operacionales, lo que reduce la eficiencia del sistema y erosiona la rentabilidad de los proyectos renovables.
Otro de los puntos críticos es la escasa habilitación del almacenamiento energético: las baterías no pueden integrarse de forma plena en proyectos de distinta escala sin perder beneficios regulatorios.
A ello se suma la concentración del negocio de potencia y servicios complementarios en manos de grandes generadores, la falta de soluciones renovables con almacenamiento para los sistemas medianos y territorios aislados —que aún dependen del diésel— y los crecientes problemas de seguridad por robos y vandalismo en instalaciones.
Para enfrentar estos desafíos, el gremio propone un conjunto de medidas. En materia de certeza regulatoria, plantea la implementación obligatoria de evaluaciones de impacto regulatorio y la aplicación de principios de gradualidad y no retroactividad en los cambios normativos. A la par que sugiere mejorar la coordinación entre instituciones públicas y reforzar reglas de competencia que eviten ventajas indebidas de los actores dominantes.
En cuanto a licitaciones, GPM-AG sugiere incorporar contratos flexibles, con bloques horarios y reconocimiento explícito del almacenamiento y la potencia firme, lo que abriría espacio a una mayor participación de empresas pequeñas y medianas.
“Se propone asegurar mayor participación del 41,2% de capacidad instalada en manos de generadores medianos, diversificando la oferta y reduciendo la concentración”, detalla el Position Paper.
Asimismo, plantea la habilitación de hibridación de proyectos con baterías sin perder beneficios regulatorios, un marco específico para sistemas BESS stand-alone y la creación de un sandbox regulatorio para pilotos de flexibilidad.
La agenda también contempla la simplificación de la permisología a través de una ventanilla única digital, plazos perentorios y silencio positivo en trámites clave, así como la modernización de los sistemas medianos, con acceso abierto, incorporación de almacenamiento y medición de impactos territoriales en empleo, reducción de costos y continuidad de servicio.
Un llamado para el nuevo ciclo político
GPM-AG enmarca estas propuestas en el contexto del nuevo ciclo político 2026–2030, considerando que en noviembre el país elegirá nuevo presidente y, por tanto, cambiarán las autoridades que definirán el rumbo y planificación de la transición energética.
Para el gremio, es clave establecer un marco de reglas claras y predecibles que asegure mayor competencia, diversificación tecnológica y una transición energética justa que favorezca tanto a los inversionistas como a los consumidores finales.
El documento concluye que, con las reformas adecuadas, Chile podrá reducir vertimientos, mejorar la seguridad de suministro, bajar los costos para los usuarios y dar un paso decisivo en la descarbonización, consolidando un sistema eléctrico más resiliente y preparado para los desafíos del futuro.
Sobre GPM:
Es la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM AG), que representa a 20 empresas de generación eléctrica, con presencia en las 16 regiones de Chile.
Durante la gira regional “Retos de Productividad y Estrategias para Acelerarla en el Sector Energético Global y Regional”, desarrollada por KPMG en septiembre en El Salvador, Honduras, Guatemala y Costa Rica, se abordaron los principales desafíos estructurales que enfrenta Centroamérica para mejorar su productividad energética. Con la participación de más de 150 líderes del sector, la Directora de Operaciones Comerciales en EDP Services, Ingrid Chávez de Mendoza, destacó que el enfoque estuvo puesto en identificar brechas concretas y oportunidades de mejora para fortalecer la competitividad.
Las exposiciones estuvieron a cargo de Silvia González Zamora, líder global de sostenibilidad social; Alberto Rivas González, líder de tecnología y cadena de valor ética en América; y Luis Rivera, socio consultor y líder regional centroamericano, quienes compartieron un diagnóstico enfocado en tres drivers fundamentales de productividad: intensidad de capital, composición de la fuerza laboral y productividad multifactorial.
Según Chávez de Mendoza, el primero de estos ejes aborda la inversión en infraestructura, tecnologías y activos para modernizar el sector energético. “La intensidad de capital está relacionada con la inversión en nuevas tecnologías, activos, infraestructura y con la modernización del sector energético”, manifestó. Este punto incluye la capacidad instalada en generación, transmisión y distribución, y su impacto en la reducción de costos y sostenibilidad. Mientras Costa Rica lidera con un 99,98% de generación eléctrica renovable, Honduras mantiene niveles elevados de pérdidas en transmisión, con una necesidad de inversión del 41%.
En cuanto a la composición de la fuerza laboral, el análisis se centró en la preparación técnica, diversidad y participación femenina. Chávez de Mendoza explicó que “se valora la participación femenina y de grupos tradicionalmente excluidos como condición necesaria para una transición energética justa y sostenible”. No obstante, la región muestra cifras bajas: 32% de participación femenina en renovables y 22% en petróleo y gas, con apenas 24% en juntas directivas y 22% en gerencias en empresas de energía renovable.
El estudio presentado por KPMG evidenció las causas estructurales de esta brecha: pobreza energética, trabajo doméstico no remunerado y limitaciones educativas. Chávez de Mendoza puntualizó que “si las empresas adoptan esquemas laborales flexibles y promueven políticas de equidad, se puede evitar que muchas mujeres abandonen el sector al priorizar la familia”. Hoy, el 11% de las mujeres renuncia por razones familiares, y solo el 8,7% de las empresas energéticas invierte en liderazgo femenino, mientras que un 68% no cuenta con políticas de género.
Durante el evento se propusieron acciones concretas: reclutamiento proactivo en carreras STEM, teletrabajo, licencias compartidas, visibilización de modelos femeninos de éxito, capacitación en liderazgo basada en competencias y publicación de indicadores de equidad. “Todo lo que se mide puede mejorarse”, subrayó la ejecutiva.
En el plano de la productividad multifactorial, los especialistas remarcaron la importancia del uso eficiente de capital, trabajo y tecnología. Chávez de Mendoza afirmó que “la región necesita cerrar brechas de ingresos, generar empleo de calidad e insertarse en cadenas globales de valor. Eso solo se logra con eficiencia e innovación”.
Uno de los temas que generó mayor interés fue la incorporación de inteligencia artificial. “El uso de inteligencia artificial generativa, asistentes virtuales, modelos predictivos de demanda y mantenimiento automatizado puede marcar la diferencia en la eficiencia del sector”, señaló. Según un relevamiento realizado por KPMG en un webinar previo, el 69% de las pymes planea invertir en IA, pero solo el 1% de los líderes empresariales considera que sus organizaciones dominan esta tecnología.
La ejecutiva añadió que “la capacitación continua y personalizada mediante chatbots puede democratizar el conocimiento y hacer más ágil la transferencia de experiencia entre generaciones”, en referencia a una estrategia de digitalización del talento interno que se propuso como solución para la retención de conocimiento técnico.
Las expectativas de inversión energética en la región son altas. Guatemala y Honduras avanzan en nuevas licitaciones de generación, mientras Costa Rica afianza su matriz limpia. No obstante, Chávez de Mendoza advirtió que “no basta con invertir en generación; también hay que fortalecer la transmisión y reducir pérdidas técnicas y no técnicas”.
Además, los fenómenos climáticos se posicionaron como la principal amenaza para las empresas del sector: el 55% de los encuestados lo reconoció como el mayor riesgo disruptivo, muy por encima de los ciberataques o fallos tecnológicos. “La resiliencia energética se vuelve prioritaria, tanto como la eficiencia o la transición tecnológica”, expresó la ejecutiva.
Como resultado de los encuentros, EDP Services proyecta nuevas iniciativas para el último trimestre del año. “Estamos organizando talleres sobre inclusión de género y preparando webinars con especialistas. Además, nos queda pendiente incorporar a Nicaragua y Panamá en futuras actividades regionales”, anticipó Chávez de Mendoza.
Centroamérica avanza con decisión hacia una matriz energética más limpia, pero para mejorar su productividad deberá cerrar brechas en infraestructura, innovación y equidad. La ventana de oportunidad está abierta y el momento de actuar es ahora.
En el marco de una asamblea informativa, el secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Marcelo Rucci, oficializó un aumento del 5% en zona desfavorable y seguro laboral de 5 años para los operarios de la Cuenca Neuquina.
Los nuevos convenios implican el aumento de cinco puntos en el adicional por zona desfavorable, que llega ahora al 85%, y la puesta en marcha de un seguro por siniestros laborales y de vida, rubricado con YPF y Tecpetrol, que garantiza la continuidad de ingresos por cinco años para el trabajador en caso de accidente grave o para su familia en caso de fallecimiento.
La zona sube 5 puntos y llega al 85%. El seguro garantiza ingresos por 5 años al trabajador en caso de accidente grave o a su familia en caso de fallecimiento.
“Lo dijimos siempre: la dignidad no se negocia. Conseguimos que la zona llegue al 85% y que, si hay un siniestro grave, la familia del trabajador tenga la tranquilidad de un salario por cinco años. Eso no es un favor: es justicia”, afirmó Rucci frente a la multitud.
En ese marco, destacó el acompañamiento del gobernador Rolando Figueroa, quien dispuso medidas fiscales para sostener la actividad convencional y reincorporar a cientos de despedidos. “Cuando había más de 800 compañeros afuera, fuimos a pedir una mano y el gobernador nos la dio. Redujo regalías e ingresos brutos y comprometió que esos incentivos se destinen a recuperar puestos. Eso hoy significa que cientos de familias vuelven a tener trabajo. Gracias, Rolando”, subrayó.
Durante la asamblea, Rucci remarcó además la necesidad de que los trabajadores cuenten con representación política propia. En ese sentido, anunció que el gremio avanza con la consolidación de Fuerza Neuquina Federal, el espacio creado para que “los destinos de los trabajadores no dependan de otros, sino de quienes conocen el esfuerzo del día a día”.
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La zona sube 5 puntos y llega al 85%.