El gobernador de San Juan, Marcelo Orrego, puso en funcionamiento la primera ruta solar de la Argentina al iluminar la Avenida de Circunvalación íntegramente con energía sustentable, un proyecto que posiciona a la provincia a la vanguardia internacional en diseño vial.
Esta obra convirtió a la traza sanjuanina en la primera arteria nacional con iluminación 100% fotovoltaica, lo que representó un cambio estructural en la infraestructura energética del país. “Esto no es sólo una obra, es una decisión estratégica que demuestra que se puede crecer cuidando el ambiente”, destacó el mandatario provincial sobre la puesta en marcha del sistema.
El proyecto, impulsado por el Ente Provincial de Energía (EPSE) y ejecutado por la firma Sergio Chiconi S.R.L., consistió en la instalación de 36 generadores individuales de 5 kilovatios montados sobre monopostes en diversos sectores de la Ruta Nacional A014.
Orrego subrayó que la provincia volvió a ser pionera al integrar la producción limpia a la infraestructura cotidiana para reducir costos y mejorar servicios. Con este avance, San Juan se incorporó al grupo de regiones que utilizan tecnología similar, como los Países Bajos, Corea del Sur y California, empleando recursos y mano de obra local en el proceso.
La construcción del sistema generó trabajo para más de 80 especialistas, entre ingenieros, soldadores y técnicos, lo que consolidó un impacto económico positivo en la región. Actualmente, San Juan alberga más del 50% de los parques solares del territorio nacional, reafirmando su liderazgo en la transición hacia una matriz energética sustentable.
“San Juan demuestra que cuando hay planificación, la sustentabilidad deja de ser un discurso y se convierte en realidad”, concluyó el gobernador al finalizar la presentación de la obra que ya abastece la demanda lumínica de la estratégica vía de comunicación.
La compañía extendió el plazo del contrato vigente hasta 2030, con un nuevo acuerdo que le permite cubrir el 80% de su demanda y la potencialidad de llegar al 100% de abastecimiento de fuentes renovables.
YPF Luz proveerá energía eléctrica a todas las plantas industriales de Molinos en el país. La energía contratada total será de 80.116 MWh/año, proveniente del Parque Solar Zonda, ubicado en San Juan, y también del proyecto fotovoltaico en construcción más grande del país, el Parque Solar El Quemado, en Mendoza, que se inaugurará durante el primer semestre de 2026.
Esta nueva alianza entre Molinos Río de la Plata e YPF Luz demuestra que las energías renovables se han convertido en una alternativa eficiente y competitiva en el abastecimiento energético.
“En Molinos buscamos alentar a los argentinos a comer mejor. Con foco en hacer las cosas bien y cada vez mejor, impulsamos nuestros negocios con una mirada de largo plazo. Hoy anunciamos este nuevo acuerdo con YPF Luz, que nos permitirá avanzar hacia un abastecimiento energético renovable de todas nuestras operaciones”, destacó Agustín Llanos, CEO de Molinos Río de la Plata.
“Cerramos el año con otra gran noticia. Molinos Río de la Plata es nuestro cliente desde 2023, y ahora decidió ampliar no solo el plazo de su contrato, sino también el porcentaje de abastecimiento, llegando casi al 100% del consumo energético de fuentes renovables. Este ejemplo es un nuevo indicador de que venimos por el camino correcto desde YPF Luz. En 2026 vamos a seguir trabajando con la excelencia que nos caracteriza, poniendo en valor los recursos naturales con los que cuenta nuestro país, y ofreciendo nuevas soluciones de abastecimiento energético, que sean costo-eficientes y se adapten a los diferentes tipos de demandas y modelos de negocio”, expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) creó un nuevo marco normativo para sancionar a las empresas de distribución eléctrica Edenor y Edesur ante incumplimientos en la prestación del servicio.
El organismo aprobó un nuevo “Reglamento de Valorización de Sanciones” que regirá para las distribuidoras Edenor y Edesur durante el próximo período tarifario (2025-2030), mediante la Resolución 808/2025 publicada este lunes en el Boletín Oficial.
Según pudo saber la agencia Noticias Argentinas, la medida busca imponer criterios más estrictos, transparentes y predecibles para multar a las empresas ante incumplimientos en la calidad del servicio, incentivando así la inversión y la mejora en la prestación del servicio público.
El ENRE destacó que el reglamento “procura estandarizar el cálculo de las sanciones, proporcionando parámetros uniformes, razonables y adecuados, según el tipo de incumplimiento de que se trate, todo lo cual contribuye a la previsibilidad en la aplicación de dichas penalidades, siendo ello un aspecto fundamental para asegurar un buen funcionamiento de la regulación sectorial”.
La principal modificación introducida por el ENRE radica en cómo se calculan las sanciones que son expresadas en Kilovatios Hora (kWh). Históricamente, el cálculo de las multas dependía de variables que no siempre reflejaban la gestión de la distribuidora.
Con el nuevo reglamento, las sanciones en kWh serán valorizadas utilizando el Valor Agregado de Distribución Medio (VAD Medio), afectado por un coeficiente de 1.5.
Según el organismo, este cambio tiene un objetivo regulatorio fundamental: desvincular el valor de la penalidad de variables externas (como el Costo Mayorista de la Energía) y orientarlo hacia los costos que reflejan la eficiencia de gestión de la propia distribuidora.
Este mecanismo busca generar un incentivo económico directo para que las empresas inviertan y mejoren la calidad de servicio técnico y comercial.
Al respecto, el texto oficial precisó que “el VAD medio refleja de manera más fiel la eficiencia de gestión de cada empresa, ya que está vinculado directamente con el ingreso del distribuidor, generándole un incentivo real para mantener o mejorar la calidad del servicio, técnico y comercial, y constituyendo -por ende- una señal económica coherente con los incentivos regulatorios, garantizando que las penalizaciones sean representativas del nivel de servicio”.
La medida también responde a las inquietudes expresadas por los usuarios durante la Audiencia Pública realizada en febrero de 2025. Al estandarizar el cálculo de las sanciones, el ENRE busca proteger los intereses económicos de los usuarios y garantizar su derecho a contar con información adecuada y veraz.
Ahora, los usuarios que reciban un importe en concepto de sanción o bonificación por deficiencias o cortes en el servicio, podrán conocer con antelación y certeza la forma en que será valorizada dicha multa.
El reglamento también establece precisiones sobre la tasa de interés aplicable en caso de mora en el pago de las multas o reintegros por parte de las concesionarias.
Las nuevas disposiciones se enmarcan en la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) y serán aplicables a todas las sanciones que se impongan desde el 1 de marzo de 2025 y durante todo el quinquenio 2025-2030.
Para asegurar la correcta implementación, el ENRE se encargará de calcular e informar periódicamente el Valor Agregado de Distribución Medio (VAD Medio) y ha ordenado diseñar e implementar una aplicación informática para que sus áreas internas puedan calcular las multas y los intereses de manera automática y uniforme.
Perú podría duplicar su capacidad solar instalada al 2026, según datos publicados por OSINERGMIN. El informe, correspondiente a noviembre de 2025, estima que si solo se consideran los proyectos en operación y aquellos en tramitación con concesión definitiva, la capacidad renovable no convencional en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) podría alcanzar 3383,6 MW el próximo año.
La capacidad fotovoltaica alcanzaría 2362,3 MW, mientras que la eólica se mantendría en 1021,3 MW. Esto implica más que duplicar la potencia solar existente, que actualmente es de 938,2 MW, mientras que la capacidad eólica no registraría crecimiento respecto a su valor actual.
El regulador advierte que esta proyección responde exclusivamente a proyectos con concesión definitiva de generación otorgada por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM).
La evolución año a año dentro del escenario óptimo revela un crecimiento sostenido pero moderado de la capacidad renovable no convencional.
Para el año 2027, OSINERGMIN estima una potencia instalada de 5109,2 MW, compuesta por 3242,3 MW solares y 1866,9 MW eólicos. Mientras que para el 2028, la cifra aumentaría ligeramente hasta 5203,4 MW, con una leve expansión fotovoltaica a 3336,5 MW, mientras que la eólica se mantendría en 1866,9 MW.
Ya en 2029, la potencia total proyectada alcanzaría los 5346 MW, con la tecnología eólica subiendo a 2009,5 MW y sin cambios en la solar. Esta progresión refleja la consolidación de los proyectos con concesión definitiva, pero también marca el límite de crecimiento bajo las condiciones actuales del marco regulatorio.
Más allá de este escenario base, OSINERGMIN también presenta una proyección general para 2026, en la que estima que la potencia instalada renovable no convencional podría alcanzar los 17119,6 MW, compuesta por 9838,4 MW de tecnología solar y 7281,2 MW eólica. Este volumen proyectado refleja el potencial técnico total del país para ese año, en caso de avanzar todos los proyectos en carpeta, y tomando en cuenta aquellos con Estudios de Pre Operatividad aprobados por el COES.
Esta diferencia entre los 3,3 GW del escenario base y los 17,1 GW proyectados evidencia una fuerte brecha entre el potencial técnico del país y la viabilidad regulatoria actual.
De los 114 proyectos que cuentan con Estudios de Pre Operatividad (EPO) aprobados por el COES, solo 19 han logrado obtener la concesión definitiva de generación necesaria para avanzar hacia la construcción.
En detalle, 14 de estos proyectos son solares, con una potencia total de 2398,3 MW, y 5 son eólicos, con 986,9 MW. En cambio, los 95 proyectos restantes, 51 proyectos fotovoltaica y 44 eólicos, suman 21142,8 MW, pero aún no cuentan con la autorización final del Ministerio de Energía y Minas (MINEM) para iniciar obras.
En ese sentido, OSINERGMIN proyecta que la capacidad renovable instalada en el SEIN podría alcanzar los 24,5 GW hacia el año 2030. Ese pipeline está compuesta en un 56% por tecnología solar (15185,4 MW) y en un 44% por eólica (9344 MW).
Esta proporción confirma la predominancia del desarrollo fotovoltaico en el pipeline renovable del país, aunque su avance efectivo depende de destrabar los procesos de concesión administrativa.
La distribución geográfica de estos proyectos muestra una alta concentración en el sur del país, especialmente en departamentos como Arequipa (6895,7 MW), Moquegua (3924,2 MW) e Ica (4911,9 MW combinados entre solar y eólica). También destacan regiones del norte como Lambayeque (3983 MW) y Piura (2786,4 MW entre ambas tecnologías), lo que confirma el extenso potencial renovable a lo largo del territorio nacional.
Solar DQD se consolida como un referente en la ejecución de proyectos solares a gran escala en Argentina con más de 1200 MWp construidos bajo modalidad EPC y más de 2000 pruebas pull out realizadas.
Entre sus principales hitos recientes, se destaca la ejecución del parque solar más grande de Argentina:El Quemado, de la firma YPF Luz. El parque está actualmente en construcción, lleva un 60% de avance y 100 MW ya están prontos para habilitación comercial.
Dicha construcción tuvo una duración de 16 meses y contempló la instalación de más de 550000 paneles fotovoltaicos y 40 centros de transformación en la provincia de Mendoza.
Y cabe aclarar que el proyecto fue el primer proyecto aprobado por el gobierno para el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y tendrá 360 MW de capacidad una vez se terminen todas las fases.
Asimismo, Solar DQD culminó la construcción de Pampa del Infierno (150 MWp), considerado el tercer parque solar más grande del país. En tan solo ocho meses, Solar DQD logró conectar la planta a la red, tras instalar más de 220000 paneles solares y movilizar a 350 colaboradores en terreno.
Alejandro Garín, director de la compañía, conversó con Energía Estratégica sobre los hitos alcanzados durante el 2025 y reveló los próximos pasos previstos para el siguiente año, que incluyen la continuidad del negocio EPC como también parques renovables propios.
“Afrontar grandes proyectos EPC nos llevó a reestructurar toda la empresa (…) Hoy podemos decir que somos la única empresa capaz de construir parques de gran escala en Argentina con eficiencia, calidad y seguridad”, aseguró.
Además, bajo la marca DQD Energy, durante el 2025 la compañía comenzó la operación de su primer proyecto propio de generación, con una potencia de 25 MW, en la provincia del Chaco Paralelamente, la firma adquirió un desarrollo con 20 MW solares y 15 MWh de almacenamiento en Buenos Aires y obtuvo adjudicaciones en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) por 30 MW y 15 MW.
“Mientras que para el final próximo año, el objetivo es tener los 90 MW fotovoltaicos y los 15 MWh de BESS en operación, y 400 MW adjudicados”, reveló Garín.
Durante el presente año, la compañía especializada en EPC y ahora también con proyectos de generación, profundizó la estrategia de digitalización, con el foco en contar con mayor precisión y cantidad de datos de sus operaciones.
Para ello, invirtieron en cámaras, drones, estaciones meteorológicas, y desarrollaron herramientas internas mediante Power Apps y Power BI, gracias a su equipo de ingenieros de sistemas y analistas de datos.
Sin embargo, Garín advierte que aún existen cuellos de botella estructurales para el desarrollo solar, como por caso la necesidad de aumentar la capacidad de transporte eléctrico y la reactivación del financiamiento estructurado: “Sería importante que vuelva el project finance”, remarcó.
En el plano operativo, la logística sigue siendo una barrera crítica, ya que bajo su mirada, muchas veces se impactan los plazos constructivos por la falta de previsibilidad en la llegada de los componentes principales.
“Es común que las hincas sean las últimas en llegar y esto genera un gran impacto en los tiempos de ejecución”, apuntó el especialista. A pesar de ello, Solar DQD mantiene su eficiencia: “Con componentes en sitio, en DQD estamos en un promedio de 8 meses para poner en COD 100 MW”, indica.
Expansión geográfica y nuevos servicios
En simultáneo al crecimiento de su portafolio, Solar DQD profundiza su estructura organizacional. La firma se encuentra duplicando su oficina central en Córdoba y prepara la apertura de su primera sede en Buenos Aires, con el objetivo de ampliar una plantilla que ya supera los 100 profesionales.
“También comenzamos a diseñar, calcular y construir nuestros primeros edificios de maniobras y líneas de media tensión. Con ello queremos consolidar nuestra nueva marca DQD Services como referente en pruebas eléctricas, termografías, estudios topográficos, hidrológicos y todo lo relacionado a operación y mantenimiento”, detalló Garín.
Asimismo, el paso más reciente hacia la internacionalización se materializa en la ejecución de proyectos fuera del país. El camino comenzó en Uruguay con la construcción de nuevos proyectos, y esperan continuarlo a lo largo del próximo año.
“Creemos que el 2026 será un año para solapar proyectos de gran potencia en múltiples locaciones y con aún más alcance, y estamos preparados para ello”, concluyó el director de Solar DQD.
Atlas Renewable Energy se prepara para alcanzar 5000 MW de capacidad instalada en 2026 en América Latina, con operaciones activas en Uruguay, Chile, Brasil, Colombia y México. En ese contexto regional, la empresa impulsa una cartera diversificada de proyectos solares con baterías, apuntando a entregar energía firme y competitiva 24/7.
Sin embargo, el avance de estas iniciativas en Chile enfrenta condiciones de mercado y regulatorias que limitan su escalabilidad.
““Tenemos un pipeline bien nutrido de combinación de proyectos solares con almacenamiento. Pero la clave para materializarlos está en obtener contratos de largo plazo con off-takers que hagan bancable los proyectos. De lo contrario, no se podrán llevar adelante”, confirma Alfredo Solar, regional manager de Atlas para Chile y el Cono Sur, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Chile.
“Tenemos proyectos, estamos preparados para poder participar en las licitaciones que se presenten, pero tampoco pensamos que va a haber una escalada de inversión impresionante. Sino que estamos en un momento de pausa”, agregó.
Es decir que la empresa no proyecta una nueva ola de inversiones masivas. Y el enfriamiento responde a señales concretas. A esto se suma que la demanda eléctrica no muestra un crecimiento sostenido y que, en el caso de la minería, los contratos se expanden por tramos.
Mientras tanto, el mercado de almacenamiento energético en Chile muestra un crecimiento sin precedentes. El país ya opera 1850 MW en sistemas BESS y se prevé superar los 2 GW en enero de 2026.
Según cifras del sector, hay 456 MW en pruebas, 6373 MW en construcción y 8431 MW en evaluación ambiental. De materializarse todo este portafolio, Chile alcanzaría 8,6 GW en 2027, superando en más de un 40% su meta nacional de 6 GW para 2050.
Del total ya operativo, 1.197 MW corresponden a proyectos solares híbridos, 491 MW a sistemas BESS independientes, 95 MW a hidroeléctricas y 67 MW a parques eólicos con baterías. Esta integración ha comenzado a generar impactos operacionales significativos, especialmente en el costo marginal de la energía solar, según confirma el sector.
Pese al dinamismo, Alfredo Solar pone en duda la sostenibilidad de esta tendencia, ya que considera que la alza de penetración de almacenamiento en el sistema se detendrá y hasta se podría dar una canibalización si no se logran los ingresos para recuperar la inversión, producto del modelo económico que rige actualmente para las baterías.
“¿Quién se beneficia muchísimo del almacenamiento? El que tiene una planta solar en curtailment y no invierte en almacenamiento. Dos generadores sufren de congestión, ven precio cero y tienen problemas de flujo, pero uno de los dos decide hacer la batería y asume la inversión y los dos se benefician por igual. Es decir, si el beneficio está en el que no invierte, ¿qué sucede con el que invierte?”, planteó el especialista.
¿Cómo es el modelo de negocio de alguien que decide invertir en una batería? Partimos con un arbitraje alto y por lo tanto hay un incentivo para recuperar dinero por arbitraje. Y el otro componente es el pago por potencia”, continuó.
“Tenemos una regulación buena que asegura un pago por potencia, pero mientras más capacidad hay en el sistema, más se diluye el pago por potencia y se acaba en un determinado momento. Entonces, si se termina el ingreso por arbitraje y pago por potencia, y cada vez que se pone una batería beneficia más al vecino que al propio generador, ¿cuál es el driver para que esto siga creciendo?”, insistió.
Decreto Supremo N°125: urgencia por reglas claras para el despacho
Más allá de las señales económicas, la falta de definiciones regulatorias claras añade incertidumbre a los proyectos; en particular, la ausencia de criterios oficiales para el despacho de las baterías por parte del Coordinador Eléctrico Nacional.
En este contexto, el regional manager de Atlas para Chile y el Cono Sur de Atlas Renewable Energy destacó el trabajo avanzado con el Decreto Supremo N° 125, que busca sentar las bases de todas las reglas de despacho del almacenamiento y regular una serie de puntos pendientes en la industria.
Sin embargo, Solar enfatizó que su implementación no puede esperar, sino que debiera acelerarse el proceso en la Contraloría General para que entre en vigencia y permita que el Coordinador Eléctrico Nacional establezca las reglas.
“Es un tema necesario para este gobierno y el próximo para la industria. No podemos permitir que se retrase por intereses particulares de algunos que se benefician de una distorsión del mercado que es indispensable corregir”, advirtió.
La central fotovoltaica Don Jorge ubicada en AsunciónMita, Jutiapa, cuenta con una capacidad instalada de 5 MW constituida dentro del marco de la Generación Distribuida Renovable (GDR), la cual constituye uno de los pilares de la transición energética sostenible en Guatemala, por medio del empleo de energía solar para afianzar una matriz energética más balanceada y verde en el país.
Su empresa propietaria, Corporación de Electricidad Centroamericana (CEC), se posiciona como un referente nacional en generación energética limpia al emplear la solución FusionSolar (nivel de planta de potencia), la cual garantiza una producción segura, robusta, eficiente y altamente inteligente a través de la aplicación de la tecnología digital que caracteriza a Huawei Digital Power como líder en la industria.
El conjuntointegra 9000 módulos fotovoltaicos con FusionSolar de Huawei a través de un enfoque sistémico, que involucra un efectivo balance de sistema (BOS): 24 inversores SUN2000–215KTL–H0, un controlador inteligente de cadenas fotovoltaicas SmartACU2000D–D–03 y una estación de transformación inteligente STS–6000K–H1. Todos los equipos son monitoreados en tiempo real, través de la aplicación nativa de FusionSolar, la cual permite establecer el status de cada componente, garantizando visibilidad total, con poderosas herramientas de diagnóstico que habilitan esquemas de operación y mantenimiento prácticamente libres de intervención humana.
Desde su puesta en marcha hace más de dos (2) años, Don Jorge ha permitido la reducción de 13000 toneladas de CO₂, aportando a un futuro energético más limpio para Guatemala y la región. Desde su entrada en operación comercial, ha probado que las GDR son una opción factible, y que se pueden apalancar en las últimas tendencias tecnologías para ofrecer una producción continua, y altamente inteligente.
“Encontramos con Huawei y Operadores Nacionales (ON) una muy buena solución, con soporte local y regional. Desde el montaje y la puesta en marcha estuvimos acompañados por el equipo, y durante la operación del proyecto han mantenido un soporte excelente”, indicó Luis Pedro López, director comercial de la Corporación de Electricidad Centroamericana (CEC).
Huawei Digital Power y Operadores Nacionales (ON), ofrecen a sus clientes un esquema de solución integral, con un acompañamiento efectivo para cada etapa del proyecto, desde su diseño conceptual hasta su operación comercial, garantizando un rendimiento sostenido, lo cual minimiza pérdidas y facilita la integración de la central de producción energética con las redes de potencia. Como complemento, la certificación CSP (Certified Service Partner) de ON, avala un ciclo de postventa con los mayores índices de efectividad en gestión y tiempos de respuesta.
La Central Fotovoltaica Don Jorge, hoy con sus más de dos (2) años de operación comercial continua y comprobada dentro del marco de la GDR, marca una pauta sin precedentes en términos de factibilidad técnica y de implementación, con un diseño pensado para abrazar la revolución energética inducida por las energías renovables, especialmente la fotovoltaica, integrando una elevada confiabilidad operacional con los altos estándares de la tecnología digital aplicada a la producción energética, con recursos innovadores de última generación.
Vea más sobre el caso de éxito del proyecto Don Jorge:
España necesita instalar más de 4500 MW de energía eólica terrestre cada año hasta 2030 para cumplir con los objetivos del PNIEC, que prevé alcanzar 59 GW. Sin embargo, en 2024 se instalaron 1186 MW, lo que representa apenas una cuarta parte de lo necesario.
El sector advierte que, al ritmo actual, será imposible alcanzar la meta sin reformas urgentes.
“El crecimiento debería ser más lineal y mucho más intenso”, manifestó Juan Virgilio Márquez, CEO de la Asociación Empresarial Eólica (AEE).
El ejecutivo remarca que debería cuadruplicarse el volumen de instalaciones anuales actuales, algo que nunca se ha logrado en la historia del país.
Actualmente, España cuenta con 31.679 MW instalados, y la energía eólica fue responsable del 23,9 % de la generación eléctrica en 2024, manteniéndose como la principal fuente del mix nacional por tercer año consecutivo, según el Estudio Macroeconómico del Impacto del Sector Eólico en España 2024 de la asociación.
La AEE alerta sobre múltiples trabas estructurales, entre ellas, la lentitud en los procesos administrativos, la falta de coordinación entre organismos y la inseguridad jurídica, especialmente en algunas comunidades autónomas.
“Tenemos un problema de gobernanza y de criterios excesivamente conservadores, que no están alineados con las metas europeas”, planteó Márquez.
“Necesitamos que todo proyecto eólico que sea maduro, que esté en avanzado en estado de tramitación o desarrollo, no se pierda por una technicality administrativa de incumplimiento de un plazo, si realmente el incumplimiento del plazo no depende del promotor. Es algo que se planteó y se reguló, de algún modo, en el Real decreto ley 7.25, pero luego no fue convalidado”, analizó Virgilio.
En cuanto a eólica offshore, España aún no cuenta con parques operativos, pero ya actúa como proveedor industrial para el mercado internacional. En 2024, la industria eólica marina creció un 53 % en términos de PIB, gracias a la exportación de aerogeneradores, estructuras flotantes y tecnología asociada.
“Sin tener un solo parque marino, España ya es un actor clave en la cadena de suministro offshore. Pero es hora de acelerar también el desarrollo interno”, subrayó el CEO de AEE.
Despliegue territorial: tres regiones concentran el 83 % de la nueva potencia
En este contexto, el despliegue de nueva potencia eólica sigue estando altamente concentrado en pocas comunidades autónomas. De modo que, en 2024, Castilla y León con 550 MW, Aragón con 246 MW y Navarra con 196 MW representaron el 83 % de la nueva capacidad instalada.
Esta desigualdad territorial refleja los distintos niveles de agilidad administrativa y conflictividad judicial en cada región.
“Queríamos que esta etapa de transición energética equilibrara más el mapa”, señaló Márquez, pero las diferencias entre territorios están generando cuellos de botella que frenan el desarrollo y complican la planificación empresarial.
Presión fiscal, ahorro energético y precios de PPAs
El sector también alerta sobre la elevada carga impositiva que enfrentan los promotores eólicos. En 2024, las empresas del sector tributaron 588 millones de euros, lo que equivale a 232 euros por cada 1.000 facturados. “El sistema fiscal actual penaliza la inversión en renovables. Necesitamos una fiscalidad que esté alineada con los objetivos climáticos y de reindustrialización”, exige Márquez.
En paralelo, la generación eólica ha generado ahorros significativos para los consumidores. En 2024, redujo en 19,88 euros/MWh el precio promedio del mercado eléctrico, lo que supuso un ahorro total de 4.641 millones de euros.
“La eólica no solo reduce el precio del pool, también lo estabiliza, lo cual es clave para los acuerdos de largo plazo”, señala Márquez. En ese contexto, los Power Purchase Agreements (PPAs) se están cerrando en valores promedio de 60 a 70 €/MWh, consolidando a la eólica como una opción estable y competitiva frente a otras fuentes de energía.
El impacto de la energía eólica en la economía española va más allá del sistema eléctrico. En 2024, el sector aportó 3.274 millones de euros al PIB, equivalentes al 0,25 % del total nacional, y generó 37.070 empleos, entre puestos directos e indirectos. Además, el 46 % del valor añadido del sector provino de actividades industriales, como la fabricación de componentes, mantenimiento técnico y exportación.
“La eólica es la única tecnología renovable con una cadena de valor 100 % europea y con fuerte implantación industrial en España. Es un activo estratégico que debemos proteger”, remarcó el entrevistado. Según la AEE, mantener esa capacidad requiere señales claras a largo plazo y políticas que garanticen un entorno atractivo para los fabricantes.
Desde la Asociación Empresarial Eólica insisten en que España tiene los recursos naturales, la cadena de valor, el capital humano y la tecnología para cumplir sus metas. Sin embargo, identifican una serie de retos que, de no ser abordados, podrían poner en riesgo el objetivo de 59 GW eólicos terrestres y 3 GW marinos al 2030.
Entre ellos, acelerar la electrificación de la demanda, mejorar la tramitación administrativa, definir una hoja de ruta clara para la repotenciación y garantizar seguridad jurídica en comunidades con alta judicialización de proyectos. También se requiere una conexión más ágil a la red eléctrica, criterios homogéneos entre administraciones, y una planificación alineada con las capacidades industriales del país.
EnertrackTech, fabricante global de trackers solares y estructuras fotovoltaicas de alta ingeniería, avanza en su estrategia de expansión en América Latina y proyecta para 2026 un ciclo de fuerte maduración tecnológica y aumento de competitividad en el sector solar regional.
Con una capacidad productiva anual de hasta 16 GW, más de 90 patentes y 10 GW de suministros acumulados, la empresa refuerza su presencia a través de la división Enertrack LatAm, creada para atender demandas específicas de plantas de gran escala y proyectos de generación distribuida en Brasil, Cono Sur, Andes y Caribe.
Para 2026, Enertrack identifica un entorno favorable para la expansión de sistemas utility-scale e híbridos (solar + almacenamiento) en toda América Latina. Los factores determinantes incluyen:
Evolución regulatoria en Brasil, Chile y Colombia, reduciendo incertidumbres y aumentando la previsibilidad de los flujos de inversión;
Crecimiento de la demanda por sistemas de alto rendimiento, impulsado por la necesidad de optimizar el LCOE;
Integración creciente con sistemas de almacenamiento, que exige compatibilidad directa entre tracker, inversor y proyectos híbridos;
Expansión continua de la generación distribuida (GD), especialmente en Brasil y México, donde la competitividad de instalaciones en techos e industrias sigue siendo elevada.
Según Diego Silva, director de Enertrack LatAm, el escenario regulatorio actualizado en Brasil fortalece la confianza de los inversionistas: “Las recientes medidas 1.300 y 1.304 despejaron incertidumbres y refuerzan la viabilidad de la generación distribuida y de los proyectos centralizados. Nuestra evaluación es que 2026 será un año de recuperación consistente”.
Pipeline comercial y proyectos en negociación
Con presencia física en el continente desde inicios de 2025 en São Paulo (Brasil) y Santiago (Chile), Enertrack ya conduce negociaciones avanzadas en Chile y Colombia, además de propuestas en evaluación en Brasil, México, Perú y el Caribe. Los proyectos abarcan desde plantas superiores a 100 MWp hasta sistemas de mediana escala orientados a industrias, agronegocio y complejos comerciales.
El pipeline actual incluye:
Suministro de trackers 1P y 2P con operación adaptada a vientos extremos;
Estructuras fijas para plantas de gran extensión en terrenos de baja calidad geotécnica;
Soluciones flexibles para techos comerciales con vanos ultralargos;
Integración con sistemas de almacenamiento en mercados regulados que inician la modernización de sus matrices energéticas.
La estrategia de la empresa contempla la ampliación de equipos técnicos locales, con foco en soporte de ingeniería, análisis estructurales, preventa especializada y atención posventa avanzada, aumentando la confiabilidad para EPCs y desarrolladores.
Enertrack destaca como principal diferencial su sistema de tracking inteligente, que incorpora algoritmos propietarios para el cálculo de trayectorias, mitigación de sombras y respuesta dinámica a cargas críticas. Los beneficios incluyen:
Aumento comprobado de la generación gracias al seguimiento optimizado mediante “superalgoritmos”;
Operación estable en condiciones extremas, incluyendo zonas de alta inclinación, desiertos y regiones montañosas;
Arquitectura mecánica robusta, con menor necesidad de mantenimiento y mayor vida útil del sistema motriz;
Amplia compatibilidad con inversores modernos, permitiendo integración directa con sistemas centralizados y string.
“Desarrollamos trackers capaces de maximizar el desempeño real en campo, con menor costo operativo a lo largo del ciclo de vida del proyecto. Este es uno de los pilares competitivos para 2026”, reforzó Diego Silva.
Estructuras fijas y sistemas de soporte avanzados
La línea de estructuras fijas de Enertrack ofrece soluciones para proyectos que requieren alta eficiencia estructural, larga vida útil y reducción de CAPEX. Entre los principales atributos técnicos se destacan:
Vanos ultralargos superiores a 60 m, reduciendo el número de fundaciones;
Resistencia a vientos de fuerza 15, permitiendo la instalación en entornos agresivos;
Ahorro de hasta un 50 % en acero y fundaciones, generando ventajas significativas en el LCOE;
Cero deflexión en la instalación de los módulos, garantizando uniformidad, seguridad y mejor aprovechamiento energético.
Las estructuras se desarrollan en módulos livianos y de rápido montaje, atendiendo las necesidades de EPCs que buscan optimizar cronogramas y reducir costos logísticos.
Enertrack considera a América Latina como uno de los mercados solares más estratégicos del mundo para 2026, impulsado por el aumento de la demanda de soluciones de alta eficiencia y el crecimiento de proyectos híbridos. Aunque sujeta a ciclos políticos, la diversidad regulatoria de la región genera redundancia y flexibilidad comercial.
“Trabajamos con foco en la ingeniería y la entrega. Creemos que, incluso con oscilaciones políticas, siempre hay un mercado en aceleración en el continente. Nuestra meta para 2026 es consolidar a Enertrack como referencia técnica y comercial en trackers y estructuras avanzadas en América Latina”, concluyó el director.
Huawei Digital Power celebró el Latin America C&I Greenovation Summit 2025 el pasado 28 de noviembre de 2025, dicho evento se consolidó como un encuentro influyente para dar forma al futuro de la tecnología inteligente y la energía sostenible en América Latina y el Caribe, reuniendo a líderes de la industria, el gobierno y la academia.
El evento comenzó con discursos destacados que subrayaron la urgencia de la descarbonización y la colaboración:
Daniel Zhou (Presidente de Huawei para Latam) y Manuel Ahumada (CEO de Enlight) enfatizaron el papel crítico del sector privado en acelerar la adopción de energías renovables C&I.
Representantes gubernamentales como el Mtro. Cristopher Malpica Morales (Consejo de Humanidades, Ciencias y Tecnologías de Quintana Roo) y el Sen. Jorge Carlos Ramírez Marín (Vicepresidente del Senado Mexicano) reforzaron el compromiso legislativo y científico con el crecimiento sostenible y la modernización energética.
Dr. Miguel Robles, Director del Instituto de Energías Renovables de la UNAM
El Summit se centró en tendencias y aplicaciones del mundo real, destacando la necesidad de almacenamiento escalable y la transformación en parques industriales.
Análisis Regional: El Dr. Miguel Robles Pérez (IER-UNAM) proporcionó una visión basada en datos sobre la trayectoria de las energías renovables de México, mientras que Diana Vázquez Castañeda (AMPIP) detalló el papel de los parques industriales como centros de transformación energética impulsados por el nearshoring y la sostenibilidad.
Smart Energy, Smart Savings: Se presentaron múltiples estudios de caso de alto impacto que demuestran la viabilidad de la tecnología:
Sistemas de Almacenamiento de Energía en Baterías (BESS) en un hotel y una tienda minorista.
El proyecto de energía crítica L4 del tren ligero de Guadalajara.
Electrificación de Vehículos Pesados.
El encuentro también fue una plataforma para la presentación de soluciones de vanguardia:
José Antonio Perea Saavedra (Huawei Digital Power México) presentó una solución de energía orientada a C&I que integra sistemas inteligentes de PV y supercargadores de vehículos eléctricos.
Expertos de TÜV Rheinland enfatizaron la importancia crítica de la validación por terceros para garantizar los más altos estándares de seguridad y calidad en la infraestructura energética inteligente moderna.
Al reunir a líderes de gobierno, la academia (UNAM, consejos científicos) y gigantes tecnológicos, este encuentro no solo proporcionó una visión de la vanguardia, sino que también actuó como un foro decisivo para la Transición Energética de México, solidificando su hoja de ruta a través de la innovación en el sector C&I, la adopción de infraestructura robusta como el almacenamiento de energía y la electromovilidad.
El mensaje final fue claro: la colaboración es el catalizador esencial para un futuro industrial más limpio, resistente y eficiente en costos en América Latina, haciendo del Summit un pilar clave para un ecosistema energético mexicano más competitivo, resiliente y fundamentalmente más limpio.
Antonio Perea, Director de Desarrollo de Negocios C&I BESS, Huawei Digital Power México
El presidente Javier Milei junto al gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa.
La mayoría de los sindicatos vinculados a la actividad en Vaca Muerta lanzaron la semana pasada sus alertas frente al proyecto de reforma laboral que presentó el gobierno de Javier Milei y abrieron un escenario delicado para el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa. El mandatario provincial tiene a los principales líderes gremiales como aliados de su gestión y todavía no anticipó qué posición tomarán sus representantes en el Congreso, aunque ya iniciaron un análisis punto por punto de la iniciativa.
El proyecto tiene 197 artículos que redefinen las relaciones laborales en la Argentina al introducir cambios en indemnizaciones, vacaciones, períodos de prueba, regímenes especiales, financiamiento de sindicatos y proponer conceptos nuevos como el banco de horas y el Fondo de Asistencia Laboral (FAL).
“Es una ley muy larga. Hay muchas cuestiones que entendemos necesitaban aggiornarse al mundo del trabajo actual y otras que requieren un análisis más profundo para ver cómo podrían aplicarse en Neuquén”, dijo a Econojournal el ministro de Trabajo provincial, Lucas Castelli.
El funcionario se reunió durante siete horas con la senadora de La Neuquinidad, Julieta Corroza, el sábado inmediatamente posterior al envío del proyecto. La legisladora aseguró que continuará esos encuentros con los referentes de cada área antes de tomar una postura en el recinto, que tampoco adelantará antes de la sesión.
Castelli consideró que hay convenios colectivos de trabajo como el de Uocra que tienen más de 40 años y que demandan una “revisión”, aunque advirtió sobre las “formas”.
“Hay cosas que vienen para sumar, pero lo que dijimos siempre es que no vamos a apoyar nada que vaya en contra de los trabajadores”, afirmó.
Entre los aspectos que pueden impactar sobre la principal actividad de la provincia como es el desarrollo de Vaca Muerta, el ministro destacó que la creación del FAL podría ayudar “a dar mayor previsibilidad”, sobre todo frente a escenarios de volatilidad en la industria.
Puso como ejemplo el conflicto que se generó este año con la empresa de arenas NRG Argentina luego de que ingresara en concurso de acreedores y dejara a cientos de camioneros sin cobrar indemnizaciones, salarios ni aguinaldos.
En cambio, el titular de Trabajo advirtió que la iniciativa para establecer bancos de horas “es de difícil aplicación en la industria petrolera”. “No creo que genere productividad, hasta puede llegar a tener un doble costo para las empresas”, evaluó el funcionario en relación con la particularidad de la actividad, que demanda horas de traslado a los yacimientos que hoy están regulados por el convenio específico de Petroleros.
“Nos llevó muchos años conformar Vaca Muerta: es un lugar de paz social, tiene condiciones de previsibilidad jurídica. Eso no se tiene que romper con una ley que pueda afectar al sindicato”, planteó Castelli.
Petroleros y Uocra, los dos actores clave
La posición del sindicato que dirige Marcelo Rucci, sin embargo, todavía es una incógnita. Antes de que el gobierno de Milei formalizara el proyecto, el dirigente aseguró que el gremio estará disponible para debatir siempre que “no se avasallen los derechos adquiridos”.
“Lo que queremos escuchar es que a nuestros compañeros no se les van a sacar derechos. Porque Vaca Muerta es posible con los trabajadores adentro, respetando la dignidad, el esfuerzo, las 12 horas, los viajes, la ausencia de la familia y el sacrificio que implica el trabajo en la industria”, agregó.
Dijo que siempre se caracterizaron por una conducta “responsable” y “equilibrada”, pero que están dispuestos a “salir a luchar” si es necesario.
Rucci es uno de los principales aliados del gobierno de Rolando Figueroa en Neuquén y tiene la representación de casi 30.000 trabajadores en la Cuenca.
El sindicato no participó el jueves de la movilización convocada por la CGT, que sí tuvo entre sus filas a otro de los gremios de peso en Vaca Muerta como es la Uocra.
La marcha en la Ciudad de Buenos Aires ubicó al dirigente de Añelo, Juan Carlos Levi, encabezando la columna que se extendió por unas diez cuadras y reunió a las 42 organizaciones que integran la delegación provincial de la central obrera.
Levi es otra pieza fundamental en la pata sindical del gobierno de Figueroa y mostró el jueves su poder de convocatoria.
Castelli dijo que ya mantuvo reuniones separadas con la CGT, con Uocra y con Petroleros para recoger sus opiniones sobre la reforma. “Petroleros está estudiándola”, sostuvo.
La CGT, movilizada y en contra
El posicionamiento de la CGT Neuquén, que hoy nuclea a un 40% de los trabajadores del sector privado en la provincia, es más concreto: uno de los integrantes del triunvirato y diputado del MPN, Ramón Fernández, consideró que la ley será perjudicial “en todo” para los empleados y las organizaciones sindicales.
El dirigente lidera el Centro de Empleados de Comercio (CEC), otro rubro fundamental en la configuración de los puestos de trabajo de la provincia.
El documento que elaboró la central y que le entregaron al gobierno y, por su intermedio, a las representantes de La Neuquinidad en el Congreso, alertó que el proyecto “beneficia claramente a los empleadores al reducir costos indemnizatorios, facilitar tercerizaciones y despidos”.
“Fragmenta la negociación colectiva al limitar la ultraactividad de los convenios y darles prioridad a los convenios por empresa sobre los de actividad, facilitando acuerdos a la baja donde la organización sindical es más débil”, plantea el texto.
También aseguraron que la reforma “restringe el ejercicio real del derecho de huelga y de la vida interna de los gremios al declarar las asambleas como tiempo no pago, ampliar desmedidamente las actividades consideradas servicios esenciales o “trascendentales” y fijar servicios mínimos tan altos que vacían de contenido las medidas de fuerza”.
El documento hace un llamado “a cada representante de la provincia del Neuquén en el Congreso a la Nación a rechazar este proyecto de Modernización Laboral, que afectará seriamente el presente y futuro de la clase trabajadora”. “Hacemos responsables al Poder Ejecutivo Nacional y a quienes voten favorablemente este proyecto de las consecuencias sociales, económicas y políticas que su aprobación generará”, concluyeron.
Fernández alertó que el proyecto “quiere eliminar los convenios colectivos y pasar a tener sindicatos por empresa como existe en Chile” y ya pidió una audiencia con Figueroa para hablar de la reforma.
La visión de las pymes
El secretario de Trabajo de la Nación, Julio Cordero, dijo el miércoles en el Senado que hace falta “de manera imperiosa” una modificación en la legislación de la Argentina que tienda a una “modernización en el esquema laboral” y aseguró que el proyecto “tuvo en cuenta la visión de las pymes”, a las que consideró entre las beneficiarias de la reforma.
“Se buscó reducción significativa de los costos que terminan fomentando la informalidad”, afirmó.
El secretario de la Federación de Cámaras del Sector Energético de Neuquén (Fecene), Daniel González, dijo a este medio que la organización aún no tiene una posición tomada sobre el contenido de la reforma laboral y que tratarán de ser “prudentes” por tratarse de un tema “delicado”.
“Como empresario pyme puedo decir que hay aspectos fundamentales que apuntan a eliminar la litigiosidad sobre aspectos que hoy no están claros en la legislación como el método de liquidación de las indemnizaciones por despidos, que hoy quedan a criterio de los jueces”. “En eso se está poniendo claridad”, analizó.
Sin embargo, señaló que el proyecto, tal como está presentado, “no disminuye demasiado los costos laborales”. Advirtió que hoy, por cada 100 pesos que se le pagan a un trabajador, se deben sumar otros 60 más en concepto de gastos no salariales como son las contribuciones.
Por otro lado, consideró como positiva la ampliación del período de prueba de tres a seis meses, porque “da la oportunidad de evaluar mejor al trabajador antes de incorporarlo a la nómina”.
En la provincia de Neuquén hay unos 147.000 empleos privados, según los últimos datos del SIPA, y fue la única con un crecimiento del 2,9% en los últimos dos años, en un contexto nacional marcado por la pérdida de puestos de trabajo.
Nueva sala de Real Time Operations Room (RTOR) de la refinería de La Plata de YPF.
YPF inauguró la sala de Real Time Operations Room (RTOR) en la refinería de La Plata que integra todas las operaciones críticas de las instalaciones de la planta y le permite tomar decisiones en tiempo real sobre la operación del complejo industrial. La sala de RTOR, que sirve para ejecutar operaciones, se complementa con el espacio de visualización en tiempo real inaugurado en marzo llamado Real Time Intelligence Center (RTIC).
La nueva sala lleva un control de alrededor de 200.000 variables (por ejemplo, análisis de caudales, el estado de las válvulas, entre otros) que forman parte de la operación de las cuatro secciones principales del complejo industrial: la refinación de combustibles, la elaboración de lubricantes, productos petroquímicos y la fabricación de asfalto.
Diego Agrelo, director del Complejo Industrial La Plata de YPF, señaló ante una vista de periodistas en la que participó EconoJournal, que “la tecnología que incorporó la refinería este año incluye una sala de visualización (RTIC) y otra de ejecución (RTOR) y que ambas están integradas y operan en tiempo real”. Y añadió que “es un paso adelante en el control y ejecución en tiempo real en el mismo espacio físico. La sala Operations Room que inauguramos esta semana permite lograr mayor eficiencia y conectividad entre las personas quetoman las decisiones”.
“El petróleo de Vaca Muerta es más liviano y esto nos demanda realizar ajustes en nuestras instalaciones para poder procesarlo. El desafío para el próximo año es seguir maximizando el crudo de Vaca Muerta”, añadió Agrelo. Y señaló también que “la estructura de abastecimiento de la refinería está cambiando y nos tenemos que amoldar a ese cambio. La cuenca Neuquina sigue ganando peso relativo respecto de la del Golfo San Jorge. Para nosotros es un desafío porque cambia la canasta de la materia prima que procesamos”.
Petróleo de Vaca Muerta
La histórica refinería de La Plata fue inaugurada el 23 de diciembre de 1925 por el entonces presidente de YPF, Enrique Mosconi. Este martes la planta cumple un siglo de operación. En los últimos años viene incorporando tecnología y adaptando sus procesos e instalaciones para refinar cada vez más crudo liviano de Vaca Muerta.
Actualmente, el 70% del petróleo que refina YPF en La Plata es el no convencional de Vaca Muerta y el 30% restante es crudo pesado de la cuenca del Golfo San Jorge. El proceso de adaptación al crudo liviano de la cuenca Neuquina por parte del complejo instalado en la localidad de Ensenada es vertiginoso, ya que en 2021 el mix era distinto: el 60% del crudo que refinaba la planta era del Golfo San Jorge y el resto era shale oil.
La refinería de La Plata de YPF llegó este año a un procesamiento máximo de 211.000 barriles diarios. La llegada del Real Time en marzo y la nueva sala RTOR que comenzó a operar estos días le permitió a la compañía alcanzar una mayor optimización sobre la misma cantidad de petróleo refinado.
Es decir, con un barril de crudo YPF obtiene en la refinería de La Plata alrededor de un 2% más de productos derivados que antes. La planta pasó de un 43% de destilados medios por barril a alcanzar casi un 45,5%, según explicó Agrelo.
El 70% del petróleo que procesa la refinería de La Plata de YPF es de Vaca Muerta.
Real Time
“Cuando no contábamos con la tecnología Real Time, ocurría un desvío de algún indicador o de un proceso y demorábamos dos o tres turnos para volver al punto óptimo de la operación. Hoy, ante el mismo desvío, se resuelve en el mismo turno porque los procesos de análisis de variables y la ejecución en tiempo real operando de manera conjunta permiten el retorno al punto óptimo de calidad y rendimiento de manera mucho más rápida que antes. Esta velocidad permitió incrementar la producción un 2% en este 2025 con la misma materia prima”, destacó a EconoJournal el gerente de Producción y Refino de la planta de YPF de La Plata, Manuel Alardi.
En tanto, Agrelo explicó que “la tecnología Real Time Intelligence Center lo que hace es integrar información de los distintos puntos de operación del complejo para detectar a dónde hay un desvío y genera una instrucción para volver al punto óptimo de operación. Ahora, con la nueva sala Real Time Operations Room, la operación está integrada y se hace la ejecución en tiempo real”.
“Lo que buscamos en todo esto es alcanzar el mayor rendimiento de los productos, mayor rentabilidad y mejor uso de la materia prima. A partir del Real Time los tiempos de retorno al punto óptimo se redujeron un 50%. La refinería de La Plata de YPF está posicionada dentro del grupo de las mejores del mundo”, finalizó el ejecutivo de YPF.
Trump y Xi Jinping en un encuentro en Mar-a-Lago en 2017.
El portavoz del Ministerio de Relaciones Exteriores de China, Lin Jian, condenó la incautación de buques cisterna que transportaban petróleo venezolano por parte de Estados Unidos, al considerar que esta acción viola gravemente el derecho internacional y los principios básicos que rigen las relaciones entre los Estados. El sábado la Guardia Costera estadounidense confiscó un buque que transportaba crudo venezolano al gigante asiático.
“La incautación arbitraria por Estados Unidos de embarcaciones de otros países viola seriamente el derecho internacional”, afirmó el diplomático, al tiempo que reiteró la posición constante de Beijing contra medidas coercitivas unilaterales impuestas al margen de los mecanismos multilaterales.
“China siempre se opone a las sanciones unilaterales ilegales que carecen de fundamento en el derecho internacional y no están autorizadas por el Consejo de Seguridad de las Naciones Unidas. También se opone a cualquier acción que viole los propósitos y principios de la Carta de las Naciones Unidas, atente contra la soberanía y la seguridad de otros países o constituya actos de intimidación unilateral”, declaró Lin en una rueda de prensa diaria.
Las incautaciones de Estados Unidos que motivaron la reacción de China
La incautación de buques petroleros representa la tercera fase de un endurecimiento de la política estadounidense hacia el régimen del presidente venezolano Nicolás Maduro. El 10 de diciembre, Washington había incautado el buque Skipper y confiscado su cargamento de crudo.
Días después, el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, ordenó un bloqueo total a la entrada y salida de Venezuela de todos los petroleros sancionados por su gobierno.
Las medidas forman parte de una campaña más amplia de presión contra Caracas, a la que Washington acusa de dirigir una red de narcotráfico. Desde agosto, Estados Unidos ha mantenido un despliegue militar significativo en el marco de operaciones antinarcóticos que han resultado en la destrucción de aproximadamente 30 embarcaciones presuntamente vinculadas al tráfico de drogas y la muerte de más de cien tripulantes en ataques con misiles en el Caribe y el Pacífico oriental.
La Guardia Costera estadounidense confiscó el fin de semana un segundo petrolero sancionado frente a las costas venezolanas y anunció que mantiene una “persecución activa” de un tercer buque en el mar Caribe.
De acuerdo con The New York Times, que citó a un funcionario estadounidense y a dos fuentes de la industria petrolera venezolana, el barco detenido se llama Centuries y no figura en la lista de petroleros sancionados por Estados Unidos. Por el contrario, el medio señaló que el buque, con bandera panameña, pertenece a una empresa petrolera con sede en China que transporta crudo venezolano a refinerías del país asiático.
“Estados Unidos continuará persiguiendo el movimiento ilícito de petróleo sancionado que se utiliza para financiar el narcoterrorismo en la región”, declaró la secretaria de Seguridad Nacional, Kristi Noem, en un comunicado publicado en redes sociales tras la captura del segundo navío. “Los encontraremos y los detendremos”, advirtió.
Este lunes trascendió que Trump tiene previsto realizar un anuncio por la tarde junto al secretario de Defensa, Pete Hegseth, y el secretario de la Marina, John Phelan, desde su residencia de Mar-a-Lago, en medio de la creciente tensión con Venezuela
La reacción de Nicolás Maduro frente a la incautación de buques
El presidente de Venezuela, Nicolás Maduro, calificó como “piratería de corsarios” el asalto a buques petroleros y la confiscación de crudo venezolano por parte de Estados Unidos, en el contexto de un despliegue militar agresivo en el mar Caribe.
En un mensaje difundido a través de su canal oficial de Telegram, el jefe de Estado denunció que estas acciones forman parte de una campaña sostenida de agresión contra el país: “Venezuela tiene 25 semanas denunciando, enfrentando y derrotando una campaña de agresión que va desde el terrorismo psicológico hasta los corsarios que han asaltado petroleros”.
En medio de las tensiones, Venezuela anunció el domingo la salida del buque Canous Voyager, de Chevron, cargado con petróleo venezolano rumbo a Estados Unidos. Chevron opera en Venezuela asociada con PDVSA gracias a una licencia del Departamento del Tesoro que la exime de las sanciones.
El último episodio de Dínamo del año contó con la participación de Juan José Aranguren, ex ministro de Energía; Gustavo Lopetegui, ex secretario de Energía; y Javier Rodríguez Galli, abogado especialista en Oil & Gas del estudio Bruchou & Funes de Rioja.
Los récords históricos de producción hidrocarburífera, en un contexto de compleja interacción política y legislativa, invitan a preguntarse si el sector energético puede por sí solo rescatar la economía nacional o si su éxito está estrictamente encadenado a una normalización macroeconómica que aún se percibe en proceso. La cuestión fue analizada por Juan José Aranguren, ex ministro de Energía; Gustavo Lopetegui, ex secretario de Energía; y Javier Rodríguez Galli, abogado especialista en Oil & Gas del Estudio Bruchou & Funes de Rioja en el cierre de la segunda temporada de Dínamo – Charlas de Energía.
Lo primero que puede decirse de 2025, de acuerdo con Aranguren, es que desde un punto de vista energético dejó saldos positivos que “nadie esperaba un año antes”. “Se batieron dos marcas mensuales históricas: una producción de 859.000 barriles diarios de petróleo y un promedio de 157 millones de metros cúbicos (m3) de gas por día”, precisó. A su entender, estos logros se complementan con hitos comerciales inéditos, como la firma de contratos privados a siete años para la provisión de gas natural licuado (GNL) con una empresa alemana y acuerdos con la chilena ENAP para cubrir el 35% de su demanda.
“Se batieron dos marcas mensuales históricas: una producción de 859.000 barriles diarios de petróleo y un promedio de 157 millones de metros cúbicos (m3) de gas por día”, expresó Aranguren.
En cuanto a la caída del valor internacional del crudo por debajo de los 60 dólares, sostuvo que «la mejor respuesta a los precios bajos son los precios bajos». En un mercado privado, explicó, el riesgo lo asumen las empresas. “Así, la oferta ajusta automáticamente hasta encontrar un nuevo equilibrio”, señaló.
Señales de confianza
Más allá de compartir el optimismo, Lopetegui introdujo una dosis de cautela técnica al poner el foco en el ritmo de crecimiento. En ese sentido, expuso que Vaca Muerta viene creciendo por encima del 20% anual, una tasa que genera tensiones logísticas y financieras «traumáticas» que los balances de las empresas deben ser capaces de soportar. “Aunque el mercado de capitales a nivel mundial es infinitamente profundo, la limitación real reside en la relación entre el patrimonio neto y el endeudamiento de las compañías argentinas”, advirtió.
No obstante, reconoció, se vislumbran señales de confianza de largo plazo, como la licitación de capacidad de transporte por 50 años de Pluspetrol y el proyecto de Profertil, que implica una inversión de US$2.000 millones para sustituir importaciones de fertilizantes.
A su turno, Rodríguez Galli analizó la ejecución de la infraestructura, señalando que proyectos que antes se consideraban «faraónicos» hoy están construidos al 50 por ciento. Asimismo, calificó como un «test ácido» el cierre del primer project finance en la Argentina después de 25 años para el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), por un monto de US$2.100 millones. “Se garantizó el repago a través de contratos de exportación y cuentas en el exterior, lo que demuestra que si tenés las herramientas jurídicas y regulatorias, el mercado te presta«, aseguró.
Rodríguez Galli analizó el avance de las obras de infraestructura del sector.
Búsqueda de competitividad
Un momento de intensa interacción entre los panelistas surgió al discutir la ampliación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) al sector de exploración y producción (Upstream). Rodríguez Galli defendió la medida como un paso «estructural», argumentando que “el desarrollo del segmento no convencional requiere inversiones masivas en plantas de tratamiento, separación y oleoductos de captación que son de largo plazo, y no se limitan a perforar pozos”. Aranguren coincidió fervientemente, afirmando que el RIGI «adelanta el futuro» al bajar la carga impositiva y asegurar la disponibilidad de divisas, algo vital para que el inversor tome la decisión de qué hacer con su producido.
Lopetegui, sin embargo, planteó una disidencia conceptual marcada al advertir sobre el «agravio comparativo» que genera el RIGI para los sectores que no lo tienen. «Para mi fábrica de quesos no tengo RIGI porque es chica«, graficó el ex funcionario público, sosteniendo que el objetivo del Estado debe ser establecer reglas estables para el 100% de la economía en lugar de promover sectores mediante regímenes de excepción. Consultado sobre la posibilidad de recrear mesas de competitividad para proveedores, Lopetegui confesó que ese término le genera «urticaria», prefiriendo que el mercado coordine la cadena de valor. Aranguren reforzó esta idea, señalando que “el Estado muchas veces torpedea la iniciativa privada”, como ocurre con la falta de actualización de impuestos a los combustibles que frena la competitividad del gas natural comprimido (GNC).
“El Estado muchas veces torpedea la iniciativa privada”, consideró Lopetegui.
Lección aprendida
Al abordar la coyuntura política, Lopetegui recordó de forma vívida lo «traumática» que fue la experiencia de gobierno en 2018 y 2019. “El actual equipo económico aprendió la lección aplicando la estrategia inversa: en lugar de un shock de liberación cambiaria con gradualismo fiscal, han optado por un shock fiscal abrupto (bajando el 30% del gasto primario en un mes) y un gradualismo monetario para no depender de subidas bruscas del dólar”, ponderó. Este enfoque, acotó, “ha permitido llegar a un diciembre atípicamente tranquilo”.
En este contexto de reformas, Aranguren celebró el nuevo sendero tarifario en materia de electricidad y gas, buscando reducir subsidios gradualmente a partir de enero. “El próximo invierno será el último con importaciones significativas de GNL gracias a la finalización de gasoductos clave”, anticipó el experto, quien subrayó que la caída de la inflación permite manejar las variables energéticas de forma «profesional», evitando el descalce entre inversiones en dólares y recaudación en pesos.
La encrucijada minera
La agenda legislativa para 2026 ocupó un lugar central en el debate, con Aranguren cuestionando la brecha minera con los países vecinos: «¿Por qué nosotros exportamos US$5.400 millones y Chile, u$s 57.000 millones?«, comparó. Desde su óptica, este retraso se vincula con la incertidumbre del «área periglaciar» establecida en la Ley de Glaciares, que ha mantenido proyectos mundiales de cobre en un «limbo legal”. “Hay que devolver la responsabilidad a las provincias para que los estudios de impacto ambiental definan si se afecta una reserva hídrica estratégica, permitiendo la actividad si no hay daño hídrico real”, sugirió.
Rodríguez Galli complementó esta visión planteando que “la incertidumbre regulatoria en minería es mayor que en hidrocarburos”, donde las reglas son «bien claras» para los inversores extranjeros. Ante ello, Aranguren insistió en la urgencia de dinamizar el cobre, dado que la demanda de la humanidad se multiplicará por seis hacia 2050 debido a que la electricidad duplicará su peso como carrier de energía global.
Nuevos operadores
Acerca de la relación entre la Nación y las provincias, Rodríguez Galli advirtió sobre la necesidad de no «desordenar» el marco regulatorio. En esa dirección, cuestionó que la modificación de la Ley Bases haya habilitado que las regalías subieran del 12% al 15% para nuevas concesiones, lo cual introduce “una complejidad adicional al explicar el sistema jurídico a inversores internacionales”.
Aranguren coincidió en que el crecimiento de Neuquén atrae tensiones por la captura de renta petrolera, pero enfatizó que la infraestructura urbana en lugares como Añelo siempre corre por detrás del desarrollo productivo.
En este escenario, Rodríguez Galli destacó como un hito la llegada de Continental Resources, el primer operador puro de shale de Estados Unidos en ingresar a Vaca Muerta. Para el especialista, esta llegada es una señal de madurez del ecosistema, al igual que la posible aparición en 2026 de compañías de Midstream con fondos estadounidenses. “Esto permitirá a las operadoras enfocarse exclusivamente en la inversión en pozos”, estimó.
Idea peligrosa
Hacia el final de la charla, surgió la discrepancia más marcada de la jornada. Lopetegui cerró con una advertencia sobre lo que llamó una «idea peligrosa»: creer que Vaca Muerta salvará a la Argentina por sí sola. En efecto, recordó que el sector representa apenas el 4% del Producto Bruto Interno (PBI) y avisó que “el bienestar de los ciudadanos dependerá, en última instancia, de reglas macroeconómicas correctas y estables para el resto de la economía”.
Inmediatamente, Aranguren intervino para plantear lo contrario: «Vaca Muerta está salvando a la Argentina«. A su criterio, sin este desarrollo, el país no contaría hoy con el 70% de su producción de hidrocarburos.
Para cerrar, Rodríguez Galli aportó una mirada optimista hacia 2026, condicionada a que “se mantenga la disciplina macroeconómica y el orden regulatorio que permitió recuperar la confianza del mercado internacional”. Quedó planteado, de ese modo, que aunque el recurso geológico es extraordinario, su éxito definitivo sigue atado a la capacidad de la política para estabilizar el entorno económico general.
El cierre de 2025 marca un punto de inflexión para la industria del shale en Argentina. Según los últimos balances del sector, YPF ha alcanzado una cifra histórica al superar los 400 millones de barriles de petróleo extraídos de Vaca Muerta desde el inicio de sus operaciones en la formación.
Este volumen no solo ratifica la posición de la petrolera de bandera como el principal operador del sector, sino que representa aproximadamente dos tercios de la producción total acumulada de la cuenca neuquina en la última década.
El podio de las operadoras en el shale oil
Desde que comenzó el desarrollo masivo en 2013, Vaca Muerta ha entregado un total de 680 millones de barriles. A pesar de estas cifras récord, los especialistas subrayan que el nivel de desarrollo de la formación apenas alcanza el 10% de su potencial, lo que anticipa un crecimiento exponencial ante los próximos proyectos de exportación.
Detrás de YPF, el mapa competitivo muestra un fuerte dinamismo:
Vista Energy: La compañía liderada por Miguel Galuccio se consolida como el principal actor privado, acumulando más de 75 millones de barriles. Lo notable es su velocidad de crecimiento, habiendo iniciado operaciones recién en 2019.
Shell: Se mantiene en el tercer escalón del podio de operadoras, con una producción acumulada que supera los 51 millones de barriles.
Loma Campana y el ascenso de La Amarga Chica
El análisis por áreas revela un cambio de mando en la productividad de los bloques.
Loma Campana, el bloque pionero desarrollado por YPF en sociedad con Chevron, sigue siendo el emblema histórico con un acumulado de 208 millones de barriles (casi un tercio de todo el petróleo generado por Vaca Muerta). Sin embargo, la atención de la industria se ha desplazado hacia La Amarga Chica.
Este último bloque, operado por YPF (donde Vista Energy adquirió recientemente la participación de Petronas), ha desplazado a Loma Campana como el yacimiento con mayor producción diaria del país. Esta rotación de liderazgo en las áreas más productivas demuestra la madurez técnica alcanzada en el fracking argentino y la eficiencia de las nuevas perforaciones.
Perspectivas para 2026
Con la infraestructura de transporte en expansión y el marco de incentivos vigentes, el sector se prepara para un 2026 donde el foco estará puesto en el mercado externo. La marca de los 400 millones de barriles de YPF es solo el preludio de lo que se espera sea el verdadero “boom” exportador de la energía argentina.
Mientras los principales centros urbanos de Argentina atraviesan un escenario de volatilidad en sus indicadores laborales, la región patagónica se consolida como el motor de empleo más resistente de la nación. Según los datos oficiales del tercer trimestre de 2025, la actividad hidrocarburífera y minera ha blindado el mercado de trabajo en el sur, traccionando niveles récord de ocupación.
Este fenómeno, impulsado fundamentalmente por el desarrollo de Vaca Muerta y la minería de exportación, posiciona a la región con cifras que contrastan fuertemente con el promedio nacional.
Radiografía de un Mercado en Auge
El reciente informe sobre el mercado de trabajo revela que la Patagonia no solo lidera en términos de baja desocupación, sino que también muestra una de las tasas de participación laboral más dinámicas:
Desocupación: Se ubicó en un 5%, la cifra más baja de todo el país, situándose significativamente por debajo del promedio nacional del 6,6%.
Tasa de Actividad: Alcanzó el 47,4%, lo que demuestra que una gran proporción de la población está inserta o buscando activamente insertarse en un mercado incentivado por salarios competitivos.
Tasa de Empleo: Con un robusto 45%, la región supera a zonas tradicionalmente fuertes como el Gran Buenos Aires o el Noreste Argentino.
El “Efecto Derrame” de los Hidrocarburos
La correlación entre la salud del sector energético y la estabilidad social es innegable. La explotación de minas y canteras —rubro que engloba al petróleo y gas— actúa como el núcleo gravitante que sostiene una vasta red de servicios, logística y construcción.
Este dinamismo genera un impacto positivo en nodos urbanos estratégicos como Neuquén, Comodoro Rivadavia y Río Gallegos, que funcionan como bases operativas de las cuencas más productivas. El flujo constante de inversión, tanto pública como privada, permite que el ecosistema productivo mitigue los efectos de la subocupación que afecta a otras regiones menos industrializadas.
Desafíos: Especialización e Infraestructura
A pesar del éxito, el sector enfrenta desafíos estructurales para mantener estos niveles de excelencia:
Brecha de Talento: La alta especialización que demanda el shale y la minería técnica genera una presión constante sobre la oferta laboral, evidenciando la necesidad de mayor formación técnica.
Dependencia Externa: El mantenimiento de estos índices está atado a la estabilidad de los precios internacionales del crudo y a la ejecución de las obras de infraestructura energética proyectadas para 2026.
La cuenca neuquina ha demostrado ser, durante el último año, el verdadero pulmón económico de la Argentina, confirmando que la energía es la principal garantía de estabilidad laboral y social en la región.
La Inversión Extranjera Directa en América Latina repuntó en 2024 de la mano de nuevos proyectos mineros y del despliegue acelerado de data centers, dos sectores que están reconfigurando la infraestructura productiva y tecnológica de la región.
América Latina atraviesa un nuevo ciclo de expansión de la Inversión Extranjera Directa (IED), motorizado principalmente por la minería y el desarrollo de grandes centros de procesamiento de datos. Según datos de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), los flujos de IED hacia la región alcanzaron los u$s188.962 millones en 2024, lo que representa un crecimiento interanual del 7,1%, en un contexto global aún marcado por la cautela inversora.
El repunte está directamente vinculado a la demanda global de minerales estratégicos y a la necesidad de infraestructura digital capaz de sostener la transformación tecnológica de la industria. Así lo planteó Luciano Marrazzo, director regional del Cono Sur de Rockwell Automation, durante Automation Fair 2025, donde analizó las tendencias que marcarán el próximo ciclo industrial en la región.
“América Latina está viviendo un nuevo ciclo de inversiones estratégicas, especialmente en minería, energía y en la instalación de data centers que permitirán aumentar las capacidades de procesamiento de datos que la industria ya requiere”, afirmó.
Data centers: la nueva infraestructura crítica
Uno de los vectores más dinámicos de este proceso es la expansión acelerada de los data centers en distintos países latinoamericanos. La creciente digitalización de los procesos industriales, el uso masivo de sensores, sistemas de control avanzados y aplicaciones de inteligencia artificial están disparando la demanda de capacidad de cómputo de alto rendimiento.
De acuerdo con estimaciones de IMARC (2024), el mercado latinoamericano de data centers alcanzó un valor de u$s15.380 millones en 2024 y podría escalar hasta u$s32.740 millones en 2033, con una tasa de crecimiento anual compuesta del 8,11% entre 2025 y 2033. Este crecimiento no sólo responde al aumento del tráfico de datos, sino también a la incorporación de plataformas basadas en inteligencia artificial que requieren infraestructura robusta, confiable y energéticamente eficiente.
Marrazzo explicó que el fenómeno se expresa tanto en proyectos propios de grandes compañías como en la llegada de nuevos actores especializados en ofrecer servicios de infraestructura a terceros. “Se han anunciado proyectos de escala inédita, incluidas instalaciones orientadas específicamente a Inteligencia Artificial”, señaló. Esta expansión impacta de lleno en sectores como manufactura, energía, logística y consumo masivo, y eleva la demanda de talento técnico y de soluciones avanzadas de ciberseguridad.
Minería, automatización y control autónomo
En paralelo, la minería sigue consolidándose como uno de los principales motores de atracción de capital extranjero, especialmente en países con alto potencial geológico. La convergencia entre minería, automatización y digitalización está acelerando la adopción de tecnologías de control autónomo, otro de los ejes destacados durante Automation Fair 2025.
“La Inteligencia Artificial permitirá que los procesos industriales tomen decisiones por sí mismos, ajusten parámetros en tiempo real y operen con mínima intervención humana”, explicó Marrazzo. Esta evolución incluye sistemas capaces de autoajustarse, vehículos internos autónomos y plataformas que interpretan instrucciones mediante lenguaje natural, redefiniendo los estándares operativos de las plantas industriales.
Sin embargo, el salto tecnológico también plantea desafíos relevantes. “La Inteligencia Artificial opera sobre volúmenes masivos de datos y requiere capacidades de cómputo mucho mayores que las disponibles en muchas instalaciones actuales. Esto obliga a evaluar si la infraestructura tecnológica y energética está preparada para sostener esa demanda”, advirtió el ejecutivo.
En una entrevista exclusiva con Tendencia de Noticias en Tucumán, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, detalló la transición de Refinor a “RefiPlus”, la creación de una biorrefinería basada en caña de azúcar en Salta y el respeto por los pequeños productores de biocombustibles. La expansión de Vaca Muerta. El nuevo rol de Lisandro Catalán como director de la firma y la polémica por los sueldos.
En el marco de su visita a la provincia para participar en la Cena Anual de la Fundación Federalismo y Libertad, Horacio Marín conversó con Tendencias de Noticias y delineó la visión estratégica de la petrolera estatal, haciendo especial hincapié en la integración de los biocombustibles como un motor de desarrollo regional.
El directivo enfatizó que YPF busca complementar la matriz energética nacional sin desplazar a los actores ya establecidos, apostando por la exportación de combustibles sustentables para la aviación y la modernización de su red comercial, mientras Vaca Muerta se prepara para un salto histórico en la generación de divisas a partir de 2027.
Uno de los ejes centrales de la entrevista fue el rol de la compañía en el sector de los biocombustibles. Marín fue tajante al asegurar que la petrolera no pretende monopolizar el suministro interno: “No es nuestra intención romper un mercado que se fue abriendo mucho tiempo y tratar de coparlo y sacarlo”. El ejecutivo buscó llevar tranquilidad al sector agroindustrial al afirmar que no buscan “poner nerviosos a los pequeños productores de biocombustible”, destacando que YPF no busca definir la ley del sector, sino generar valor.
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En cuanto al marco regulatorio, Marín sugirió que Argentina debería seguir el modelo europeo y no el de Brasil. Según su visión, adoptar porcentajes de corte tan elevados como los brasileños sería un “error” que podría perjudicar a la industria automotriz local. Actualmente, YPF cumple con la ley exportando productos para aviación y no compitiendo en el mercado interno de materia prima base.
En este contexto, anunció un ambicioso plan para la refinería de Campo Durán, en Salta: convertirla en una biorrefinería denominada “BioSalta”. Este proyecto, que busca socios inversores, utilizará la caña de azúcar como insumo principal para producir biocombustibles destinados a la aviación y la exportación, lo que generará nuevos puestos de trabajo y dinamizará la economía regional.
De Refinor a RefiPlus: Modernización y categorización
Marín confirmó un cambio de imagen estratégico para el norte argentino. La marca Refinor, recientemente adquirida por la petrolera estatal, desaparecerá para dar paso a “RefiPlus by YPF”. Según explicó, el nombre anterior resultaba contradictorio para una futura expansión hacia otras zonas geográficas.
Esta transformación forma parte de una reestructuración de las estaciones de servicio en cuatro categorías:
YPF Black: Enfocada en productos premium, con alianzas con marcas como McDonald’s y una oferta gastronómica de alta calidad que incluye empanadas regionales.
YPF Estándar: La red tradicional potenciada con excelencia en servicios y limpieza.
RefiPlus by YPF: Estaciones en lugares alejados donde se ofrecerán productos regionales y servicios adicionales (como farmacia en alianza con Farmacity) para asegurar la rentabilidad del estacionero y el servicio al cliente.
YPF-ACA: Un modelo que aún se encuentra en proceso de modernización junto al Automóvil Club Argentino.
Vaca Muerta y el horizonte de exportación
Respecto a la actividad extractiva, Marín proyectó un crecimiento exponencial gracias a la finalización del oleoducto más grande de Argentina para fines de octubre de 2026. Se espera que el 1 de enero de 2027 el país ya esté exportando 180.000 barriles adicionales, cifra que escalaría a 350.000 a mitad de ese año y a 550.000 para principios de 2028.
Este incremento en la capacidad de transporte significaría un ingreso de divisas de aproximadamente 2.500 millones de dólares a principios de año, llegando a los 5.000 millones hacia mediados de 2027. “Estamos bien armados para que, incluso si existe una baja de precio del petróleo, continuar el crecimiento de YPF hacia los valores históricos”, aseguró.
Como detalle curioso de la gestión de marca, Marín mencionó que YPF comenzó a vender mamelucos similares a los que utiliza el presidente Javier Milei en diez estaciones de servicio. No obstante, aclaró que los que están a la venta no son idénticos a los del Mandatario: “Milei tiene originales”, los cuales son ignífugos y de alto costo. Las versiones comerciales son más livianas y económicas para que sean “más accesibles para la gente”.
Directorio y polémica
Finalmente, Marín se refirió a la conformación y el rol del directorio de YPF, resaltando la participación del tucumano Lisandro Catalán (foto inferior) quien además de ser director de la petrolera es el presidente de La Libertad Avanza en nuestra provincia. El CEO indicó que Catalán ya asistió a dos reuniones de directorio y que se ha integrado favorablemente a un equipo que describió como “muy profesional”, donde los directores provinciales se muestran conformes con la gestión actual.
El ejecutivo enfatizó la relevancia del cargo, señalando que ser director de YPF implica una “responsabilidad fiduciaria muy alta”, debido a que los directores responden personalmente ante cualquier inconveniente que pueda surgir en la compañía. “Cualquier cosa que esté con problemas va contra los directores”, advirtió para dimensionar el compromiso legal y financiero que asumen.
La estrategia de YPF entra en una etapa de definiciones con impacto directo sobre la producción, la infraestructura y el perfil exportador. El plan mira al mediano plazo y se apoya en la consolidación del negocio no convencional, con metas crecientes de volumen y una administración activa del portafolio de activos.
El núcleo del crecimiento se concentra en Vaca Muerta, donde la compañía prevé cerrar 2025 con producción propia de petróleo no convencional por encima de 200.000 barriles diarios. Los registros recientes muestran 206.000 barriles, con picos de 208.000, cifras que corresponden a producción propia y no a operaciones para terceros.
El contraste temporal marca la magnitud del cambio. Hace poco más de dos años, la producción rondaba 95.000 barriles diarios, mientras que la hoja de ruta plantea superar los 250.000 barriles hacia fines de 2026. El objetivo para 2027–2028 es alcanzar 400.000 barriles diarios, lo que implicaría duplicar el shale oil en cuatro años.
Desde la empresa reconocen que el ritmo no responde a una curva uniforme. La aceleración del segundo semestre del último año estuvo asociada a inversiones y tiempos de completación de pozos, mientras que hacia adelante se busca una trayectoria más regular, con incrementos mensuales sostenidos que den previsibilidad a la operación.
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El crecimiento del upstream expone límites logísticos. El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) avanza dentro de plazos y costos previstos, aunque enfrenta condicionantes en infraestructura portuaria y en la disponibilidad de boyas de carga, un insumo crítico con pocos proveedores globales.
Pese a esos cuellos de botella, el escenario de trabajo contempla puesta en marcha hacia fines de 2026 y exportaciones regulares desde enero de 2027. En paralelo, ya se evalúan ampliaciones de capacidad por encima de 700.000 barriles diarios para anticipar nuevas fases de crecimiento.
En el downstream, la estrategia prioriza optimizar activos existentes antes que construir nuevas plantas. La incorporación de herramientas de inteligencia artificial en el centro de monitoreo permitió detectar ineficiencias y corregir desvíos en tiempo real, elevando el procesamiento sin grandes desembolsos.
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Como resultado, YPF procesa hoy 45.000 barriles diarios más que en 2023, un volumen equiparable a sumar media refinería sin inversiones de capital de gran escala. La refinería de La Plata mantiene un rol central, con un mix de crudos que combina producción propia, compras locales y exportaciones.
En paralelo, el proyecto Argentina GNL transita una reconfiguración societaria tras la salida de Shell de esta etapa. La meta final es 18 millones de toneladas anuales, con un primer tramo de 12 MTPA junto a ADNOC y ENI. El cronograma prevé licitaciones formales en abril y primeras exportaciones en 2027, con una inversión estimada de 25.000 a 30.000 millones de dólares y financiamiento tipo project finance.
Impulsa analiza al menos 5 proyectos de cobre y otros de tierras raras. La mayoría está concentrada en Las Heras, pero hay estudios también en Lavalle.
Si tuviese un eslogan la política de minería que trazó Alfredo Cornejo ese sería: “Se hace lo que se puede, donde se puede”. No sólo porque estratégicamente entendió que la ley 7.722 fija los límites, sino porque además con el Distrito Minero Malargüe Occidental confirmó que si al potencial geológico se lo acompaña con licencia social y estudio ambiental, esa fórmula no falla.
Eso explica por qué el equipo de la empresa estatal Impulsa Mendoza ya haya arrancado con los estudios necesarios para definir qué proyectos podrían desarrollarse en la zona Norte de Mendoza. Esta nueva iniciativa, para la que ya se contrató una consultora aún no tiene un nombre definido, pero en la mesa de trabajo se habla del Distrito Minero Las Heras o -en una versión más inclusiva- el Distrito Minero Mendoza Norte, porque podría sumarse algún proyecto de Lavalle.
El proyecto se mantuvo en un estricto secreto mientras se discutía la Declaración de Impacto Ambiental de PSJ Cobre Mendocino que la Legislatura aprobó hace 12 días. Es que en el Gobierno sabían de las manifestaciones y las ardientes críticas que desataría el avance de esa mina de Uspallata y no querían “sumar más cuestionamientos”.
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Pero ahora que ese proyecto logró el respaldo político, se retomó el trabajo de prefactibilidad de varias iniciativas más. “Son un proyecto de exploración de cobre ubicado frente a la minera San Jorge, y otros 4 proyectos de Paramillos, 2 en la zona Norte y 2 más en la zona Sur de esa histórica mina”, enumeró el intendente de Las Heras, Francisco Lo Presti.
El intendente está convencido de que activando la minería no sólo se dinamiza la economía de su comuna y se abre una gran puerta a la generación de trabajo, también se diversifica la matriz productiva provincial.
“Además del cobre queremos ver qué potencial geológico tienen algunos proyectos de tierras raras”, sumó una fuente que pidió reservas.
Una muestra más de la fuerte apuesta que el Gobierno hizo ya a este nuevo distrito minero está en que esta semana Impulsa Mendoza inauguró una oficina en Uspallata, una localidad que se impone como el corazón de estos nuevos emprendimientos, no sólo por PSJ Cobre Mendocino, sino también por las iniciativas que surgen en los alrededores.
Un distrito minero se sostiene si es factible económica y socialmente
Aunque no lo digan, ese silencioso trabajo técnico de Impulsa y la Dirección de Minería apunta a corroborar primero el potencial geológico, y más tarde el potencial minero de esos proyectos. Esto último incluye un minucioso estudio de impacto ambiental, un sondeo de la licencia social y otro del respaldo político que podrían tener todas esas iniciativas.
Los proyectos que pasen esos filtros serían los que finalmente puedan avanzar y los que no, muy probablemente duerman el sueño eterno.
Es que esos técnicos tienen claro que la factibilidad de un proyecto define si es viable o no económicamente, e inclina la balanza de los potenciales inversores. Y para corroborar eso no alcanza con saber que probablemente en la montaña haya cobre, hay detrás meses de estudio sobre todo del impacto ambiental que conlleva extraerlo.
De ejemplo valga contar para marzo del 2024, cuando Cornejo anunció en Canadá que se estaba trabajando en el Distrito Minero Malargüe Occidental, ese proyecto ya tenía varios meses de trabajo de documentación. Es más, los primeros estudios habían arrancado hacia el fin de la gestión de Rodolfo Suarez. Fue después de que el Gobierno adquiriera los pasivos de Potasio Río Colorado.
Ahora, un año y 10 meses después de aquel anuncio, ese distrito minero ya tiene 65 proyectos de exploración de cobre activos y hay otros 71 en estudio, en medio del informe de impacto ambiental.
Un planteo judicial contra un proyecto minero de Las Heras
Uno de los escollos que deberían resolverse para que avance ese distrito minero en Las Heras es el conflicto que enfrenta un par de proyectos de la mina de Paramillos con Aguas Danone de Argentina, propietaria de la Reserva Villavicencio.
A fines de noviembre, Ricardo Montacuto contó en Diario UNO que la firma dueña de la reserva natural posee un permiso de exploración, 5 minas y 11 minas vacantes ubicadas dentro de la Estancia Canota, cuya propiedad es de Termas de Villavicencio. Además poseen otro permiso de exploración y 5 minas fuera de los límites de la propiedad de Villavicencio, en Paramillos Norte.
En total, Danone adquirió 23 propiedades mineras en Las Heras según los datos oficiales.
Pero al mismo tiempo, la firma inició acciones procesales administrativas contra la Declaración de Impacto Ambiental de unos proyectos mineros en Paramillos que se aprobaron durante la gestión de Rodolfo Suarez. Ese planteo ya llegó a la Suprema Corte de la provincia.
Según pudo confirmar Diario UNO en ese máximo tribunal hay un pedido para acumular las causas que inició Danone, antes de tomar una decisión, lo que podría darse en los primeros meses de 2026.
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“Cuando la empresa adquirió la reserva esa propiedad incluía esos derechos de cateos mineros, pero no es intención de la empresa avanzar con esos permisos. Lo que nos interesa es la reserva, que fue declarada Área Natural Protegida en el 2000 y la empresa que pretende explorar en Paramillos ingresó a la propiedad sin pedir derecho de paso y sin tener la Declaración de Impacto Ambiental, violando totalmente la protección que le da a la reserva la ley 6.045”, explicó Silvina Giudici, responsable de la Reserva Natural Villavicencio y apoderada de Fundación Villavicencio.
Giudici no deja lugar a dudas. Su preocupación principal es proteger esa reserva natural de donde la empresa obtiene el agua mineral.
Pero hay un dato que no se puede obviar y que tal vez, sólo tal vez, podría cambiar los futuros intereses de la empresa: Danone es socio de CCU Argentina, la Compañía de Cervecerías Unidas cuya casa matriz está en Chile. La controlante de CCU Chile es IRSA, a través de Heineken y del Grupo Luksic, propietario a su vez de Antofagasta Minerals.
Si los estudios geológicos revelaran que esa zona tiene un gran potencial minero, como se presume, es probable que esa empresa compare qué le es más rentable.
Hay además otro dato que no se puede minimizar ni tapar: el nuevo Código de Procedimiento Minero le impide a Danone -y a cualquier otra empresa con derechos mineros- paralizar sus propiedades mineras. Si no las desarrollan, se las van a revertir.
La minería que se proyecta para 2026
El 2026 será sin dudas el año del despunte del desarrollo minero en Mendoza. No sólo porque se comenzará a construir la mina de PSJ Cobre Mendocino, que será la que inaugure la explotación de cobre en la provincia. En paralelo se espera que se desarrollen otros tantos proyectos.
A lo que se pueda estudiar del nuevo distrito minero de Las Heras o Mendoza Norte, como se llame, hay que adosar que muy probablemente llegue a la Legislatura la Declaración de Impacto Ambiental de 71 proyectos de Distrito Minero Malargüe Occidental III que ingresaron a estudio después de que se aprobó la DIA de los 27 de la segunda tanda de ese distrito.
Además está en proceso de gestación el Distrito Minero Malargüe Oriental, en la zona Este de la comuna sureña.
En octubre de 2025 la producción de petróleo aumentó 15,6 % i.a. y 13,2 % en los últimos 12 meses (12m). La producción de petróleo convencional se redujo 9,3 % i.a. y cayó 4,6 % en los últimos 12 meses.
La producción no convencional (61 % del total) en tanto, se incrementó 34,1 % i.a y 28,3 % 12m. impulsada por el Shale, describió el informe periódico del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi (IAE).
La cuenca neuquina impulsa el crecimiento anual
En octubre de 2025 la producción de Gas se redujo 6,9 % i.a y aumentó 2,6 % en los últimos 12meses. La producción convencional se redujo 9,4 % i.a. y aumentó 1 % en 12meses. Por otra parte, la producción no convencional (63 % del total) se redujo 5,3 % i.a. y aumentó 3,5 % en los últimos doce meses.
Las cuencas Neuquina y Austral impulsan el crecimiento de la producción gasífera anualmente.
La Demanda
En octubre de 2025 las ventas de naftas y gasoil tuvieron un aumento del 2 % i.a. y del 2,7 % en 12 meses, respectivamente.
Durante los últimos doce meses, las ventas de naftas fueron 3 % mayores a las de igual periodo anterior, mientras que las ventas de gasoil fueron 2,4 % superiores.
La demanda total de Energía Eléctrica se redujo 0,9 % i.a. en octubre de 2025 respecto a igual mes de 2024. El consumo eléctrico anual presenta un aumento acumulado del 0,1% en doce meses.
El nuevo secretario de Minería de Salta, Gustavo Carrizo, anticipó una gestión con fuerte presencia en territorio, plazos más cortos para aprobar proyectos y una apuesta estratégica por la exploración. Confirmó que Taca Taca entró en una fase clave y destacó al RIGI.
La minería sigue en el centro de la agenda productiva de Salta con la llegada de Gustavo Carrizo a la Secretaría del área. Abogado, exsenador provincial y con experiencia ejecutiva previa, el flamante funcionario asumió con un mensaje claro: menos burocracia, más gestión y un Estado presente que acompañe las inversiones estratégicas sin perder control ambiental. “La minería pasó de ser artesanal y secundaria a convertirse en un verdadero motor de la economía”, resumió en una entrevista radial con AM 840 Radio Salta, que marcó su primera definición pública tras asumir el cargo.
Carrizo reconoce que no proviene del “palo” minero, pero reivindica su recorrido reciente en la Comisión de Minería del Senado como un entrenamiento clave. Desde allí, asegura, entendió que el desafío central pasa por reducir asimetrías y acelerar decisiones en un contexto donde las ventanas de inversión no esperan. “Hay oportunidades que no podemos desaprovechar. ¿Qué otro sector nos va a aportar lo que la minería puede aportar para el desarrollo de la provincia?”, planteó.
Gestión en territorio y cambio de lógica administrativa
Uno de los ejes centrales de su gestión será el cambio en la dinámica administrativa. Carrizo adelantó que ya puso en marcha una agenda bimestral por proyecto, con objetivos claros y seguimiento directo, y que la Secretaría dejará atrás la lógica de expedientes que “van y vienen” sin definición. “No voy a mandar ningún expediente para que espere meses. Nos juntamos los equipos técnicos y lo resolvemos acá en el escritorio. Eso puede demorar 48 horas, no mucho más”, aseguró.
Ese enfoque viene acompañado por una fuerte presencia en territorio. En sus primeras 48 horas de gestión, Carrizo ya había estado en proyectos mineros y anunció una agenda intensa de visitas a campamentos y zonas operativas. “Puedo resolver cosas de forma remota, pero no es lo mismo que estar allá, hablar con la gente y transmitirles el camino que queremos desde el Gobierno”, explicó.
Para sostener esa dinámica, destacó que la Secretaría cuenta con recursos humanos, técnicos y logísticos suficientes: profesionales especializados, nuevas subsecretarías en proceso de creación (Minería y Energía) y una flota operativa que permitirá acelerar inspecciones y evaluaciones en campo. “Herramientas no nos faltan”, resumió.
Estudios de Impacto Ambiental: acelerar sin perder control
Uno de los reclamos históricos del sector minero -los tiempos de aprobación de los Estudios de Impacto Ambiental- también ocupa un lugar central en la agenda del nuevo secretario. Carrizo fue directo: la demora en definiciones puede dejar a la provincia fuera del radar inversor. “Hay ventanas de inversión que no podemos desaprovechar. Necesitamos estas inversiones y tenemos que dar respuestas a tiempo”, señaló.
En ese marco, planteó una coordinación mucho más estrecha entre Minería, Ambiente y las empresas, con mesas de trabajo conjuntas que permitan resolver observaciones sin dilaciones innecesarias. “Compatibilizar desarrollo y ambiente no significa frenar proyectos, sino ordenarlos y controlarlos mejor”, afirmó.
Taca Taca, en una etapa decisiva
El proyecto Taca Taca aparece como uno de los pilares del nuevo ciclo minero que Carrizo busca impulsar en Salta. El funcionario confirmó que la iniciativa -por su escala e impacto económico- es una prioridad absoluta y que, tras un período de demoras, entró en una fase de definiciones clave. “Nos reunimos con la empresa y, a los diez minutos, ya estaba el secretario de Ambiente. Armamos una agenda que empezamos a cumplir de inmediato”, relató.
Si bien evitó poner fechas concretas, Carrizo fue claro en el diagnóstico: el Estudio de Impacto Ambiental está avanzado y “no falta mucho” para su resolución. También anticipó visitas técnicas al campamento y al área del proyecto para cerrar los puntos pendientes. “Hay cosas que tenemos que ver en el lugar, con los ingenieros y los equipos técnicos”, explicó.
En ese contexto, subrayó el rol determinante del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). “Sin RIGI es muy difícil avanzar en un proyecto de esta escala. Sin RIGI no hubiera avanzado Río Tinto, y sin RIGI no va a avanzar Taca Taca”, advirtió, remarcando que el vencimiento del régimen en junio obliga a acelerar definiciones.
Exploración: el verdadero futuro minero
Más allá de los proyectos en producción y en construcción, Carrizo dejó una definición estratégica que marca su mirada de largo plazo: el futuro minero de Salta está en la exploración. “Se los dije a las empresas: no se ofendan, pero ustedes no son el futuro. El futuro lo van a constituir las exploraciones”, afirmó.
Según el secretario, la Puna salteña sigue ampliamente inexplorada y concentra un potencial geológico que puede garantizar empleo, infraestructura y desarrollo durante décadas. Para eso, adelantó la creación de una mesa exploratoria con todos los actores del sector, con el objetivo de ordenar inversiones, información geológica y planificación de largo plazo.
La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático presentó el Estudio de Impacto Ambiental propuesto por Oleoductos del Valle S.A. El proyecto busca ampliar la capacidad de transporte de crudo desde la Estación de Bombeo Puesto Hernández (Neuquén) hasta la Estación de Bombeo Allen (Río Negro).
La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de Río Negro realizó la Audiencia Pública del proyecto “Oleoducto Duplicar Norte”, donde se presentó el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) requerido por ley.
La instancia se desarrolló en la sede de la Secretaría de Energía y Ambiente en Cipolletti, y formó parte del procedimiento de Evaluación de Impacto Ambiental previsto en la Ley Provincial 3.266.
La apertura estuvo a cargo de la Secretaria de Ambiente y Cambio Climático, María Judith Jiménez, y la mesa protocolar se integró además con el Subsecretario de Control y Fiscalización Ambiental, Nicolás Jurgeit, y el Intendente de Cipolletti, Rodrigo Buteler. Durante la jornada, se presentó el proyecto por parte de Oleoductos del Valle S.A. y la explicación del EIA estuvo a cargo de la consultora ambiental Confluencia SRL.
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También participaron como expositores invitados referentes técnicos e institucionales, entre ellos la referente técnica de la Secretaría de Hidrocarburos, Amelia Lapuente; en representación de la OFEPHI, Alejandro Monteiro; Luis Aiassa por la Cámara Empresarial de Servicios de Río Negro e Ivana Hernández por la Cámara de Servicios Petroleros. Además, participó Raúl Vila por el IAPG y Guillermo Capponi Sachramm, por la Defensoría del Pueblo de Río Negro.
Según lo expuesto, el proyecto busca ampliar la capacidad de transporte de crudo desde la Estación de Bombeo Puesto Hernández (Neuquén) hasta la Estación de Bombeo Allen (Río Negro), y el estudio presentado evalúa el tramo e instalaciones dentro de la provincia.
En ese marco, la Secretaria de Ambiente y Cambio Climático, María Judith Jiménez, explicó que se trata de “una ampliación de la capacidad de transporte de crudo” y que “consiste específicamente en 147 kilómetros de caño de ducto” hasta la estación de bombeo de Allen.
Estudio de Impacto Ambiental y medidas previstas
El EIA fue elaborado conforme a normativa nacional para sistemas de transporte de hidrocarburos (Disposición 123/2006) y al marco provincial de evaluación ambiental (Ley 3.266 y decretos reglamentarios).
El estudio incluye identificación y evaluación de impactos, y un Plan de Gestión Ambiental con programas de prevención y mitigación, capacitación en protección ambiental, contingencias y monitoreo en etapas de construcción y mantenimiento, además de medidas concretas como restauración de suelos, control de circulación, gestión de residuos y protección de fauna, entre otras.
Jiménez, remarcó el sentido de la instancia participativa: “El procedimiento de evaluación ambiental tiene una instancia de participación ciudadana que es la audiencia pública. A través de este mecanismo se da a conocer el proyecto, la gente se informa, puede opinar y nosotros recabamos esas opiniones para incorporarlas al dictamen técnico que después se traduce en una resolución ambiental”.
Jiménez explicó además que, finalizada la audiencia, se incorpora lo expresado al dictamen técnico para avanzar con la resolución correspondiente y que, una vez emitida, la empresa queda habilitada para iniciar la obra.
Mano de obra local y formación
Por su parte el Secretario General de UOCRA Zona Atlántica, Damián Miler, destacó la importancia de que estas inversiones se traduzcan en empleo, con eje en la mano de obra local y la formación profesional, acompañando el desarrollo de infraestructura “con cuidado del medio ambiente”.
El proyecto de generación de bioenergía a partir de residuos cloacales en la planta de Estación Depuradora de Aguas Residuales (EDAR) de Bajo Grande obtuvo el Premio SACHA, que destaca las iniciativas más relevantes de sostenibilidad en América Latina.
El Gobierno de Córdoba celebra la obtención del Premio SACHA, un reconocimiento internacional que distingue proyectos destacados en sostenibilidad, innovación y resiliencia climática en América Latina.
En esta edición, la distinción fue otorgada al proyecto “Generación de Bioenergías a partir de Residuos Cloacales en la Ciudad de Córdoba”, desarrollado en conjunto por el Gobierno Provincial, la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (Epec) y la Municipalidad de Córdoba.
El jurado destacó la iniciativa por su contribución a la transición energética, el aprovechamiento de recursos locales y la construcción de ciudades más sustentables.
Asimismo, valoró su capacidad para integrar innovación tecnológica, eficiencia energética, economía circular y mejora en servicios públicos estratégicos.
Cabe destacar que el proyecto generación de bioenergías a partir de residuos cloacales fue impulsado por el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, a través de la Secretaría de Recursos Hídricos y la Dirección Provincial de Biocombustibles y Bioenergías, junto con Epec, la Municipalidad de Córdoba, la empresa Supercemento S.A.I.C. (operadora de la Planta Bajo Grande) y la firma Bioeléctrica – Grupo Biomass Crop S.A.
Además, cuenta con un contrato de abastecimiento con Cammesa bajo el programa REN MDI, que garantiza la comercialización de la energía renovable generada.
También posee cartas de intención con Tamse para incorporar energía limpia al transporte urbano eléctrico.
Un proyecto que transforma residuos en energía limpia
La planta Edar de Bajo Grande, ubicada en la periferia este de la ciudad de Córdoba, incorpora un sistema de digestión anaeróbica que permite producir biogás a partir de lodos cloacales.
Ese biogás es pretratado, filtrado y utilizado como combustible en un motor–generador de 0,8 MW de potencia eléctrica, complementado con un sistema de cogeneración térmica que eleva la eficiencia global por encima del 80%.
La infraestructura instalada permite producir y valoriza más de 4.800 m³ diarios de biogás excedente, obtener biogás con hasta 70% de metano y reducir compuestos críticos que afectan el funcionamiento del sistema de saneamiento.
A su vez, posibilita generar energía suficiente para abastecer a unos 10 mil usuarios, reemplazar parte del consumo de combustibles fósiles de la planta y optimizar la temperatura de digestión, mejorando el desempeño integral del sistema cloacal.
El proyecto se implementa en el predio de la planta, sobre el camino a Chacra de la Merced, donde se encuentran los nuevos biodigestores, los sistemas de pretratamiento de gas y el módulo de generación eléctrica, todos integrados a la red interna de la instalación.
El jurado valoró especialmente los aportes ambientales del proyecto, entre ellos la reducción de emisiones de metano y CO₂ mediante captura y uso energético, y la integración de saneamiento y energía renovable bajo un modelo de economía circular.
También se destacó su contribución a la resiliencia climática, al disminuir la dependencia de combustibles fósiles, mejorar la eficiencia del servicio cloacal y promover el desarrollo de capacidades técnicas locales con empleo calificado y formación profesional.
La iniciativa se alinea con los principios del Premio SACHA, orientado a destacar proyectos que transforman el territorio, generan valor social y ambiental y promueven la innovación en infraestructura sostenible.
Sobre los Premios SACHA
Los Premios SACHA son un reconocimiento latinoamericano que identifica y fortalece soluciones innovadoras frente al cambio climático.
La diputada nacional Jimena López, del Frente Renovador, informó que presentó observaciones formales a la Resolución 484/2025 de la Secretaría de Energía, que abrió una consulta pública no vinculante sobre el el valor de las tarifas de electricidad y gas natural a partir de 2026.
Según la legisladora, “no se trata de un simple reordenamiento de subsidios, sino de la instalación de un impuesto encubierto dentro de la boleta de luz y gas”, y reclamó que el nuevo esquema sea discutido y aprobado por el Congreso de la Nación.
La Resolución 484/2025 no sólo redefine quién recibirá o no subsidios, sino que también fija el sendero de los precios mayoristas de referencia para la energía. De acuerdo con la información oficial, a partir de su implementación sólo habrá dos categorías: “hogares con subsidio” y “hogares sin subsidio”, con acceso al beneficio restringido a familias cuyos ingresos no superen tres Canastas Básicas Totales, hoy equivalentes a $ 3.641.397 mensuales, y que además cumplan determinados criterios patrimoniales.
“El Gobierno anuncia que siete millones y medio de hogares van a pagar sin subsidios. Pero cuando leés los documentos, lo que hacen en realidad es redefinir qué significa ‘no estar subsidiado’”, señaló López.
El punto más crítico no es sólo quién queda dentro o fuera del esquema, sino qué significa “sin subsidio” en el nuevo diseño.
El Informe Técnico oficial que acompaña la resolución proyecta que en 2026 el componente “sin subsidio” (usuarios de mayores ingresos y consumos excedentes del bloque básico) pagará alrededor del 103,4 % del costo mayorista de la energía. Es decir, más que el costo real, justificando esa diferencia como “contribución a costos fijos del sistema, infraestructura y programas de eficiencia”.
“La trampa está en la definición. La gente cree que ‘sin subsidio’ es ‘me cobran lo que sale’. Pero el propio documento oficial dice que a esos usuarios les van a cobrar por encima del costo para financiar obras de infraestructura. Eso no es una tarifa, es un impuesto encubierto dentro de la boleta de luz y gas”, denunció la diputada.
López también cuestionó que, mientras se avanza con este esquema, el Gobierno disolvió el Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (FFTEF) mediante el Decreto 234/2025, fondo que se financiaba con cargos contenidos en las facturas de electricidad.
“Tal vez muchas familias no lo saben, pero ya están pagando infraestructura eléctrica en cada boleta. El Gobierno sigue recaudando un cargo para infraestructura a pesar de que liquidó el fondo de transporte eléctrico y la obra pública en energía está prácticamente paralizada. Ahora encima reconocen que al usuario sin subsidio le van a cobrar más del 100 % del costo para financiar obras que no se hacen. Es hacer pagar dos veces a la gente por una infraestructura que no ve”, subrayó.
La diputada advirtió además que el nuevo esquema “desconoce la realidad energética del país”. El criterio de 3 Canastas Básicas Totales y los consumos base se definen de manera prácticamente homogénea, sin contemplar: ⦁ las diferencias climáticas entre NOA, NEA, Centro y Patagonia;
⦁ las provincias donde la mayoría de los hogares se calefacciona sólo con electricidad;
⦁ ni la informalidad y estacionalidad de los ingresos en el interior del país.
“Es un esquema pensado desde el Ministerio de Economía para un país que no existe. Un modelo único de subsidios para realidades completamente distintas. El resultado va a ser gente del norte y del sur pagando tarifas impagables por no encajar en la foto que ven desde el Palacio de Hacienda”, advirtió.
López también recordó que la propia Resolución 267/2024 de la Secretaría de Industria y Comercio estableció que las facturas de servicios públicos no pueden incluir cargos ajenos al servicio contratado por el usuario.
“Primero dictan una resolución diciendo que en las boletas no se pueden esconder extras, y ahora usan el renglón ‘energía’ para cobrar por encima del costo y financiar otros conceptos. Es una contradicción evidente dentro del propio Ministerio de Economía”, señaló.
La diputada cuestionó que el Gobierno pretenda legitimar estas definiciones sólo con una consulta pública administrativa de 15 días, cuando la Corte Suprema, en el fallo “CEPIS”, ya estableció la necesidad de instancias de participación robustas en materia tarifaria.
“Una consulta online que dura unas semanas, que casi nadie conoce y que además es no vinculante, no puede reemplazar una audiencia pública seria, ni mucho menos el debate en el Congreso. Si insisten con avanzar por esta vía, no sólo vamos a discutirlo políticamente: vamos a analizar todas las vías jurídicas, incluida la judicialización, porque hay serias dudas de razonabilidad y transparencia”, sostuvo.
La diputada del Frente Renovador remarcó: “No estamos en contra de revisar los subsidios: estamos en contra de que el ajuste se esconda adentro de la factura y se haga sin control democrático. Las tarifas no pueden convertirse en el nuevo sistema de recaudación paralelo del Estado. Este esquema tiene que venir al Congreso, discutirse de cara a la sociedad y corregirse para que no castigue a la clase media y a las regiones más vulnerables del país”.
La compañía recibió el Premio al Mejor Reporte Social de la República Argentina
Naturgy Argentina recibió el Premio al Mejor Reporte Social de la República Argentina otorgado por el Foro Ecuménico Social y dos premios de la categoría Acciones Sociales por el lanzamiento de la aplicación de la Oficina Virtual en San Juan y por las acciones de voluntariado 2025.
“Estamos muy agradecidos con el Foro Ecuménico Social y APSAL por estas distinciones que ponen en valor la estrategia de sostenibilidad de la compañía y nuestro compromiso con la sociedad”, aseguró Verónica Argañaraz, Directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy Argentina.
El Foro Ecuménico Social premia anualmente a empresas, ONG´s y personalidades destacadas por su compromiso con la sociedad. Y los Premios APSAL reconocen la excelencia en productos y servicios. Así, distinguen a las iniciativas orientadas a la solidaridad, la responsabilidad social y la sustentabilidad.
Acciones premiadas
El Reporte de Sostenibilidad 2024 de Naturgy Argentina tiene la particularidad de ser el primero que consolida la información de sus tres empresas—Naturgy BAN, Naturgy NOA y Naturgy San Juan—bajo una identidad única y fortalecida. Este informe rinde cuentas sobre el desempeño de la compañía y reafirma su compromiso con la sostenibilidad como pilar fundamental del negocio.
En relación con la Oficina virtual, en un contexto de digitalización y nuevos hábitos de consumo, Naturgy San Juan modernizó y optimizó la atención al cliente con el lanzamiento de una nueva aplicación. Así, sus oficinas de atención presencial se reconvirtieron en espacios digitales para la mejor atención de los usuarios con diversas alternativas para concretar sus trámites de manera ágil, rápida y segura.
En Naturgy, el voluntariado es un reflejo de nuestra cultura y un motor de impacto. Con el fin de profesionalizar este compromiso y en el marco de la integración en Naturgy Argentina (Naturgy BAN, Naturgy NOA y Naturgy San Juan), se lanzó el Programa de Formación en Voluntariado Corporativo en alianza con la Asociación Conciencia para propiciar estos espacios que acercan a las personas. Este acuerdo incluyó la capacitación de los colaboradores para que desarrollen habilidades clave y se conviertan en agentes de cambio, transformando comunidades y demostrando que la acción colectiva es la base para un crecimiento sostenible y con valor social.
“Sembrando Futuro” es un programa que Naturgy inició en el 2016 para fomentar la formación, concientización y restauración de la biodiversidad
Naturgy Argentina llevó a cabo otra jornada de “Sembrando Futuro”, su programa de educación ambiental y restauración de la biodiversidad. El evento se realizó el 14 de noviembre en la Nueva Plaza San Martín, en la localidad de Alberti y contó con la participación de jóvenes entre 11 y 18 años de distintas organizaciones locales.
“Sembrando Futuro” es un programa que Naturgy inició en el 2016 para fomentar la formación, concientización y restauración de la biodiversidad, contribuyendo al cuidado del ambiente y a la construcción de un futuro más sostenible. A través de acciones participativas junto a jóvenes, escuelas y comunidades locales, promueve la conciencia ambiental y el cuidado del entorno natural.
Educación ambiental
Durante la jornada realizada en Pilar, provincia de Buenos Aires, los jóvenes representantes de organizaciones locales recorrieron distintas postas temáticas sobre energía, reciclaje y los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS), convirtiéndose en verdaderos Protectores Ambientales.
La jornada finalizó con una plantación de especies nativas, símbolo del compromiso con el cuidado del planeta. En total, se plantaron 20 árboles en la plaza y se entregaron 80 adicionales al Municipio para continuar la forestación en otros espacios verdes de la localidad. Entre las especies seleccionadas se incluyeron chiltos, anacahuitas, curupíes, sen del campo, talas y molles, lo cual se alinea con el objetivo de promover la diversidad vegetal y la restauración del ecosistema local.
“Nos produce una profunda satisfacción el avance de este programa que deja huella en las comunidades. La estrategia de sostenibilidad de Naturgy Argentina se refleja en cada acción que realizamos”, aseguró Verónica Argañaraz, Directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy Argentina.
La plantación realizada refleja el espíritu del programa: aprender, actuar y sembrar conciencia para el futuro.
En octubre de 2025 la producción de petróleo aumentó 15,6 % i.a. y 13,2 % en los últimos 12 meses (12m). La producción de petróleo convencional se redujo 9,3 % i.a. y cayó 4,6 % en los últimos 12 meses. La producción no convencional (61 % del total) en tanto, se incrementó 34,1 % i.a y 28,3 % 12m. impulsada por el Shale, describió el informe periódico del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi (IAE).
La cuenca neuquina impulsa el crecimiento anual
En octubre de 2025 la producción de Gas se redujo 6,9 % i.a y aumentó 2,6 % en los últimos 12meses. La producción convencional se redujo 9,4 % i.a. y aumentó 1 % en 12meses. Por otra parte, la producción no convencional (63 % del total) se redujo 5,3 % i.a. y aumentó 3,5 % en los últimos doce meses.
Las cuencas Neuquina y Austral impulsan el crecimiento de la producción gasífera anualmente.
La Demanda
En octubre de 2025 las ventas de naftas y gasoil tuvieron un aumento del 2 % i.a. y del 2,7 % en 12 meses, respectivamente.
Durante los últimos doce meses, las ventas de naftas fueron 3 % mayores a las de igual periodo anterior, mientras que las ventas de gasoil fueron 2,4 % superiores.
La demanda total de Energía Eléctrica se redujo 0,9 % i.a. en octubre de 2025 respecto a igual mes de 2024. El consumo eléctrico anual presenta un aumento acumulado del 0,1% en doce meses.
El gas natural entregado por redes de distribución aumentó 0,3 % i.a. en septiembre de 2025 (último dato disponible), y se redujo 2,3 % en los últimos doce meses corridos respecto a igual periodo del año anterior.
Subsidios energéticos
Según el IIEP-UBA los subsidios energéticos acumulados a octubre se redujeron 25 % en el acumulado del año 2025 respecto a igual periodo del año anterior y sumaron $ 4.962.879 millones. La partida más importante fue para CAMMESA con $ 3.384.438 millones, indicó el IAE.
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 29/12/2025 al 11/01/2026, en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 45 ofertas para abastecer 42.850.000 m3/día, con Precios Promedio Ponderados de u$s 1,96 por Millón de BTU en el PIST, y de u$s 2,60 el MBTU, puesto en el GBA.
Los precios en el PIST variaron desde u$s 0,53 hasta u$s 2,52 el MBTU, y los precios en el GBA fueron desde u$s 0,94 hasta u$s 3,41 el MBTU, según las zonas de orígen del gas.
Del total de ofertas, 17 correspondieron a productores-comercializadores de Neuquén para abastecer 18.050.000 m3/día; 10 a Tierra del Fuego por 11.500.000 m3/día; 6 a Santa Cruz por 4.500.000 m3/día; 6 ofertas desde Chubut por 5.600.000 m3/día; y 6 llegaron desde la cuenca Noroeste, por 3.200.000 m3/día de gas.
Molinos Río de la Plata sella un nuevo acuerdo con YPF Luz para aumentar su consumo energético de fuentes renovables. La compañía extendió el plazo del contrato vigente, ahora hasta 2030, con un nuevo acuerdo que le permite cubrir el 80 % de su demanda y la potencialidad de llegar al 100 % de abastecimiento de fuentes renovables, se informó.
YPF Luz proveerá energía eléctrica a todas las plantas industriales de Molinos en el país. La energía contratada total será de 80.116 MWh/año, proveniente del Parque Solar Zonda, ubicado en San Juan, y también del proyecto fotovoltaico en construcción más grande del país, el Parque Solar El Quemado, en Mendoza, que se inaugurará durante el primer semestre de 2026.
Esta nueva alianza entre Molinos Río de la Plata e YPF Luz demuestra que las energías renovables se han convertido en una alternativa eficiente y competitiva en el abastecimiento energético.
El CEO de Molinos Río de la Plata, Agustín Llanos, destacó que “en Molinos buscamos alentar a los argentinos a comer cada vez mejor. Impulsamos nuestros negocios con una mirada de largo plazo. Hoy anunciamos este nuevo acuerdo con YPF Luz, que nos permitirá avanzar hacia un abastecimiento energético renovable de todas nuestras operaciones”.
Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, sostuvo que “cerramos el año con otra gran noticia. Molinos Río de la Plata es nuestro cliente desde 2023, y ahora decidió ampliar no solo el plazo de su contrato, sino también el porcentaje de abastecimiento, llegando casi al 100 % del consumo energético de fuentes renovables”.
“Este ejemplo es un nuevo indicador de que venimos por el camino correcto. En YPF Luz vamos a seguir trabajando en 2026 con la excelencia que nos caracteriza, poniendo en valor los recursos naturales con los que cuenta nuestro país, y ofreciendo nuevas soluciones de abastecimiento energético, que sean costo-eficientes y se adapten a los diferentes tipos de demandas y modelos de negocio”, expresó Mandarano.
Esta semana se puso en funcionamiento la mini red de generación solar en el paraje Chacay Huarruca, cerca de Ñorquinco, Río Negro, para asegurar energía eléctrica las 24 horas a 10 familias y edificios públicos, con una inversión de $112 millones.
Con esta obra, el paraje, ubicado a 65 km de Pilcaniyeu y 30 km de Ñorquincó, fuera del Sistema Argentino de Interconexión, suma un servicio eléctrico más estable y seguro, que acompaña la vida cotidiana y fortalece el arraigo.
La puesta en marcha beneficia de manera directa a las familias residentes y a espacios clave de la comunidad como la Escuela N° 65, el puesto/centro de salud y la capilla, que ahora cuentan con abastecimiento continuo para iluminación, tareas diarias y comunicaciones.
También permitirá abastecer con energía limpia todo el sistema de alumbrado público que construyó el Gobierno Provincial en los principales sectores de circulación del paraje y su ingreso.
La mini red integra un sistema de generación fotovoltaica con almacenamiento en baterías y equipamiento de control, que permite sostener el suministro durante el día y la noche. En paralelo, se dispone de grupos electrógenos a GLP como respaldo para asegurar continuidad ante contingencias.
La obra también contribuye a reducir el consumo de GLP, al sumar generación renovable en un punto remoto donde históricamente el servicio dependía de generación a combustión y podía atravesar períodos prolongados sin energía.
Este jueves, en Cipolletti, la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático realizó la Audiencia Pública del proyecto “Oleoducto Duplicar Norte”, donde se presentó el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) propuesto por Oleoductos del Valle S.A.
La instancia se desarrolló en la sede de la Secretaría de Energía y Ambiente y formó parte del procedimiento de Evaluación de Impacto Ambiental previsto en la Ley Provincial 3.266.
La apertura estuvo a cargo de la Secretaria de Ambiente y Cambio Climático, María Judith Jiménez, y la mesa protocolar se integró además con el Subsecretario de Control y Fiscalización Ambiental, Nicolás Jurgeit, y el Intendente de Cipolletti, Rodrigo Buteler.
Durante la jornada, se presentó el proyecto por parte de Oleoductos del Valle S.A. y la explicación del EIA estuvo a cargo de la consultora ambiental Confluencia SRL.
También participaron como expositores invitados referentes técnicos e institucionales, entre ellos la referente técnica de la Secretaría de Hidrocarburos, Amelia Lapuente; en representación de la OFEPHI, Alejandro Monteiro; Luis Aiassa por la Cámara Empresarial de Servicios de Río Negro e Ivana Hernández por la Cámara de Servicios Petroleros. Además, participó Raúl Vila por el IAPG y Guillermo Capponi Sachramm, por la Defensoría del Pueblo de Río Negro.
Según lo expuesto, el proyecto busca ampliar la capacidad de transporte de crudo desde la Estación de Bombeo Puesto Hernández (Neuquén) hasta la Estación de Bombeo Allen (Río Negro), y el estudio presentado evalúa el tramo e instalaciones dentro de la provincia.
En ese marco, la Secretaria de Ambiente y Cambio Climático, María Judith Jiménez, explicó que se trata de “una ampliación de la capacidad de transporte de crudo” y que “consiste específicamente en 147 kilómetros de caño de ducto” hasta la estación de bombeo de Allen.
El EIA fue elaborado conforme a normativa nacional para sistemas de transporte de hidrocarburos (Disposición 123/2006) y al marco provincial de evaluación ambiental (Ley 3.266 y decretos reglamentarios).
El estudio incluye identificación y evaluación de impactos, y un Plan de Gestión Ambiental con programas de prevención y mitigación, capacitación en protección ambiental, contingencias y monitoreo en etapas de construcción y mantenimiento, además de medidas concretas como restauración de suelos, control de circulación, gestión de residuos y protección de fauna, entre otras.
El Gobierno nacional aprobó un préstamo de hasta 300 millones de dólares otorgado por el Banco Internacional de Reconstrucción y Fomento (BIRF), destinado a financiar una ampliación del proyecto “Apoyo a la Transición hacia Sectores de Electricidad y Gas Sostenibles en Argentina”.
De acuerdo a lo que replicó la agencia de noticias DIB, la medida fue oficializada mediante el Decreto 900/2025 y apunta a fortalecer la capacidad del Estado para racionalizar y focalizar los subsidios energéticos.
Según se detalla en la norma, los fondos estarán orientados a mejorar los criterios de elegibilidad de los subsidios, reforzar capacidades institucionales y financiar esquemas simplificados de asistencia al consumo de gas y electricidad.
El Ministerio de Economía, a través de la Secretaría de Energía, será el organismo ejecutor del proyecto, con participación del ente regulador de gas y electricidad en una de las etapas del programa.
El decreto también faculta al ministro de Economía y al secretario de Finanzas a suscribir el contrato de préstamo y la documentación vinculada, así como a realizar modificaciones que no alteren el objeto ni el monto del financiamiento.
La operación quedará supeditada a la aprobación final del Directorio Ejecutivo del BIRF.
Desde el Ejecutivo destacaron que el impacto del crédito sobre la balanza de pagos será limitado y que el costo financiero resulta más conveniente que el acceso al mercado internacional, lo que respaldó la decisión de avanzar con la operación para sostener el proceso de reordenamiento de los subsidios energéticos.
La exportación de energía alcanzó los US$1.008 millones en noviembre, lo que representa un alza de 52,8% frente al mismo mes del año pasado, según informó la Secretaría de Energía.
De esta forma, en once meses el sector acumuló un superávit de US$6.911, de acuerdo a la información oficial.
El sector energético sigue generando dólares para el país.
En noviembre, Argentina exportó USD 1.008 M en el rubro energético, un 52,8% más que en el mismo período del 2024, y alcanzó así los USD 6.911 M de superávit comercial en lo que va del año.
El ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, aprobó este viernes la preadjudicación del paquete accionario de cuatro centrales hidroeléctricas del Comahue. Esto fue en medio del proceso de privatización de ENARSA y NASA.
A través de la Resolución 2059/2025, el ministerio de Economía aprobó lo actuado en la segunda etapa del concurso público para la venta del cien por ciento del capital accionario de las sociedades que operan los complejos Alicurá, El Chocón, Cerros Colorados y Piedra del Águila.
Para la central Piedra del Águila, la preadjudicación recayó sobre la firma Central Puerto S.A., con una oferta de 245 millones de dólares. Por otro lado, el complejo El Chocón fue asignado al consorcio liderado por BML Inversora S.A.U. y MSU Energy, entre otros, por un total de 235.671.294 dólares.
El grupo integrado por Edison Inversiones S.A.U. y el Consorcio de Empresas Mendocinas para Potrerillos se quedó con la preadjudicación de las centrales Alicurá y Cerros Colorados. Las ofertas fueron de 162.040.002 dólares, para el primero, y 64.174.002 dólares, para el segundo, tras un proceso en el que se pidió una mejora de precios para el último caso.
Esta resolución desestimó las ofertas presentadas por el grupo conformado por Hidroeléctrica Futaleufú, Genneia y Aluar para tres de los renglones. La Comisión Evaluadora consideró que las propuestas de un dólar realizadas por estas firmas constituían un “precio vil o no serio, de manera palmaria y manifiesta“.
Las obras se llevaron adelante tras una inversión superior a los 51.800 millones de pesos.
La distribuidora de gas Camuzzi informó que las obras de repotenciación del Sistema de Cordillerano Patagónico se encuentran avanzando conforme lo planificado. Por ello, a partir del 05 de enero de 2026 la compañía se encontrará en condiciones de liberar las factibilidades de gas natural en toda la región.
La medida implica que todos aquellos vecinos que deseen conectarse al gas natural y cuenten con la aprobación técnica de sus instalaciones internas podrán, desde la fecha indicada, solicitar suministro.
“Es importante destacar que en julio de 2022 y ante la falta de concreción de las obras necesarias para acompañar el crecimiento de la demanda – ajenas a Camuzzi – la compañía se vio obligada a restringir el acceso de nuevos usuarios a la red. Esta medida tuvo como objetivo garantizar el suministro a los vecinos ya conectados por sobre las futuras conexiones, en cumplimiento de lo establecido por el marco regulatorio”, destacaron desde la empresa.
Las obras se llevaron adelante tras una inversión superior a los $51.800 millones (de los cuales casi $25.000 millones fueron financiados por los bancos provinciales del Chubut y Neuquén) y al trabajo mancomunado con las provincias del Neuquén, Rio Negro y Chubut.
Repotenciación del Sistema Cordillerano Patagónico
La repotenciación del Sistema Cordillerano Patagónico contempla la construcción de una nueva Planta Compresora en Alto Rio Senguer, otra Planta Compresora en la localidad de Holdich, como así también el montaje de un nuevo equipo de compresión en la actual Planta Compresora que Camuzzi posee en la localidad de Gobernador Costa.
En paralelo ya se concretó otro hito clave de esta obra: la interconexión del Gasoducto Patagónico con el Gasoducto General San Martín. “Esta vinculación permitió dejar atrás la inyección de gas desde un único yacimiento cercano a Comodoro Rivadavia y conectar de manera directa y permanente la infraestructura regional con el sistema troncal de gasoductos de la Argentina, fortaleciendo la confiabilidad y la sostenibilidad del servicio”, ´precisaron desde la compañía.
En paralelo ya se concretó otro hito clave de esta obra: la interconexión del Gasoducto Patagónico con el Gasoducto General San Martín.
El sistema de transporte y distribución
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.
“La culminación de esta obra, pendiente durante tantos años, refuerza el compromiso de Camuzzi con el desarrollo de toda la región, posibilitando que en el corto plazo miles de usuarios, comercios e industrias puedan conectarse al gas natural y, de esta forma, potenciar el crecimiento del país en su conjunto”, concluyeron desde la distribuidora.
El Panel de Líderes reunirá a expertos que operan en la intersección de políticas, tecnología y planificación industrial.
En un momento en que el debate sobre el hidrógeno pasa de las expectativas a los pasos mensurables, DECARBON 2026 se celebrará con Shell como anfitrión, creando un entorno para un intercambio centrado e impulsado por la industria. El Panel de Líderes reunirá a expertos que operan en la intersección de políticas, tecnología y planificación industrial. En lugar de revisar narrativas a largo plazo, la sesión examina las condiciones prácticas que configuran el progreso: estructuras de costos, integración en activos existentes, limitaciones de infraestructura y vías realistas para escalar.
Cadena de valor del hidrógeno
Para explorar estas cuestiones desde diferentes perspectivas, el panel contará con especialistas que trabajan en segmentos clave de la cadena de valor del hidrógeno:
– Martin Kardos, director de Proyectos de Hidrógeno Verde en MOL Group, disertará sobre el desarrollo de la cadena de valor del hidrógeno verde en la región de Europa Central y Oriental: cómo las iniciativas iniciales avanzan a pesar de las deficiencias de infraestructura y por qué los primeros proyectos influyen en la competitividad a largo plazo.
– Fabio Ferrari, jefe del Departamento de Soluciones de Integración y Carbono Circular en NextChem, hablará sobre la Tecnología de Oxidación Parcial Catalítica como herramienta para la producción de hidrógeno bajo en carbono en entornos industriales, con especial atención a la viabilidad operativa y el impacto en los costes.
– Javier Manzano, director Comercial de Tecnología en Técnicas Reunidas SA, dará cuenta del rol que ocupará el hidrógeno para la transformación industrial: integración del hidrógeno en los activos actuales mientras se prepara para fases de descarbonización más avanzadas.
– Camilla Montemurro, Asesora de Políticas en Eurogas, se referirá al hidrógeno bajo en carbono en la normativa de la UE: factores que aceleran la implementación, áreas que siguen siendo ambiguas y sus implicaciones para la planificación y los plazos.
Hidrógeno bajo en carbono
Tras estas aportaciones, la sesión se convertirá en un debate estructurado que abordará cuestiones clave para la toma de decisiones de la industria:
– Cómo la integración tecnológica puede reducir el coste del hidrógeno;
– Qué elementos de infraestructura determinan la escalabilidad;
– En qué procesos el hidrógeno ya desempeña un papel fundamental en la descarbonización;
– Cómo la industria, los desarrolladores de tecnología y los responsables políticos coordinan las prioridades.
El Panel de Líderes, que se celebrará a puertas cerradas con breves aportaciones y un diálogo moderado, ofrecerá una visión clara de cómo los diferentes sectores del sector abordan las decisiones relacionadas con el hidrógeno en la actualidad.
Conseguí tu acceso a DECARBON 2026 y unite al debate de la industria acá.
La Comisión Federal de Electricidad (CFE) de México anunció una ambiciosa expansión en generación renovable, con una inversión superior a los 29000 millones de pesos mexicanos. Entre los proyectos prioritarios destaca la ampliación del complejo solar Puerto Peñasco, en Sonora, que sumará 580 MW y alcanzará una capacidad total de 1000 MW, consolidándose como uno de los parques solares más grande de América Latina.
La fase III del proyecto suma 300 MW solares y 90 MW de baterías de 3 horas, con una inversión estimada de $6488 millones. Comenzará a construirse en lo que resta de diciembre, mientras que la etapa IV iniciará obras en febrero de 2026 y contará con 280 MW solares y 30% de baterías por 3 horas, con una inversión de 6788 MDP. Se espera que ambas instalaciones estén finalizadas para el primer trimestre del 2028.
El plan incluye también dos nuevas plantas solares en Coahuila: Carbón II y Río Escondido, que en conjunto aportarán 556 MW con respaldo de baterías. Su construcción iniciará en febrero de 2026 y se extenderá hasta 2028, con una inversión estimada en $15450 millones.
La central fotovoltaica Carbón II tendrá 376 MWac y 30% en baterías de 3 horas, con inversión de $10397.2 millones . En tanto que el parque Río Escondido contará con 180 MWac y 30% de baterías de 3 hrs por un total de $5052 millones.
En enero se hará la publicación de concurso, en la que estará a cargo una mesa de trabajo conformada por la Secretaría de Energía (SENER), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y el Fondo Nacional de Infraestructura (FONADIN).
La presidenta de México, Claudia Sheinbaum, destacó que estos desarrollos permitirán asegurar el 54% de participación estatal en la generación eléctrica, siguiendo la misma línea que el gobierno de Andrés Manuel López Obrador (AMLO) de que la CFE tenga un mayor rol predominante dentro del sector.
En el marco del mismo plan, CFE también evalúa tres nuevas instalaciones bajo esquemas mixtos con FONADIN y SENER: dos plantas solares, Las Garzas (Durango) de 270 MW y Los Girasoles (Quintana Roo) de 110 MW, y un parque eólico en San Luis de la Paz (Guanajuato) de 63 MW.
Estos tres proyectos suman 443 MW de capacidad y fueron parte del paquete de activos que el Estado adquirió a Iberdrola, por lo que están en proceso de evaluación técnica.
“Estamos trabajando en mesas tripartitas para revisar las características técnicas y el estado de las gestiones previas de cada uno. Es un ejercicio de planeación vinculante que permitirá iniciar de manera ordenada el desarrollo de estos proyectos”, explicó Emilia Calleja, directora de la CFE.
Recientemente, circularon rumores entre actores clave del sector sobre un posible relevo en la dirección general de la CFE, y comenzó a mencionarse el nombre de José Antonio Rojas, actual funcionario cercano al equipo presidencial, como potencial reemplazo de Calleja. Si bien no hay definiciones oficiales, el tema ya forma parte del debate interno en áreas técnicas del sector energético.
Desde la Secretaría de Energía, Luz Elena González remarcó que “además de las etapas 3 y 4 de Puerto Peñasco, hay cinco plantas más en planificación con FONADIN”, lo que fortalece la articulación interinstitucional del plan.
En materia de infraestructura eléctrica, CFE calendarizó 66 proyectos de transmisión para ejecutarse entre 2025 y 2026, con una inversión estimada de 35.836 millones de pesos mexicanos. Estas obras serán fundamentales para abastecer regiones con creciente demanda, especialmente en zonas industriales del norte y del sureste.
Por su parte, el sector privado también moviliza inversiones. Tal como informó Energía Estratégica, la Secretaría de Energía autorizó 20 nuevos proyectos privados que aportarán 3320 MW de generación y 1488 MW de almacenamiento, con inversiones por más de $90000 millones y con entrada en operación prevista entre 2027 y 2029.
En total, se ofertaron 5970 MW de capacidad renovable distribuidos en seis regiones del país. De ellos, 3790 MW correspondían a tecnologías fotovoltaica y eólica. Esto significa que se cubrió el 55% de la capacidad de generación ofertada y se asignó el 58% de los proyectos propuestos en la primera convocatoria. Las iniciativas seleccionadas suman 3320 MW de generación y 1488 MW de almacenamiento: en total, 15 proyectos solares aportarán 2471 MW, mientras que 5 parques eólicos sumarán 849 MW.
La negociación de contratos de compraventa de energía a largo plazo en España atraviesa un momento de presión bajista. El mercado se ha acomodado en un rango de entre 25 y 33 €/MWh, en el que resulta difícil cerrar PPAs por encima de los 30 €/MWh, según apuntó Álvaro de Simón, Energy and Cleantech Advisor en ASB Renewables Consulting.
La causa principal es la inestabilidad de los precios del mercado spot. Según el consultor, la demanda actúa con plena conciencia del escenario de precios volátiles, especialmente tras la experiencia de la primavera pasada.
“Tuvimos capture prices en abril, mayo y junio por debajo de los 5 €/MWh”, señaló en diálogo con Energía Estratégica.
Ante este panorama, los compradores rechazan cualquier oferta que supere ciertos umbrales. “Los clientes te dicen ‘no vamos a firmar un precio a 35 o a 40 €/MWh, sino que van en torno a 25, 32 – 33 €/MWh, como mucho’”, explicó De Simón.
La posición dominante del comprador, sustentada en un contexto de alta disponibilidad renovable y precios mayoristas bajos, ha fijado un nuevo piso en el mercado. Este fenómeno, que ya no se percibe como una anomalía sino como una tendencia estructural, condiciona fuertemente las decisiones de compra.
“Esa realidad se va a ir reproduciendo año a año de forma cíclica, pero cada vez de forma más acentuada”, advirtió.
En paralelo, el entorno regulatorio aporta incertidumbre. La demora en la aprobación de medidas clave, como el real decreto previsto para julio, genera desconfianza entre los desarrolladores y ralentiza la toma de decisiones de inversión en proyectos estratégicos.
En algunos casos, esto se traduce en la decisión de frenar tramitaciones para evitar ejecutar avales o en ajustes administrativos que les permitan ganar tiempo.
“Hay poca presión a efectos de tomar decisiones inmediatas por la incertidumbre que hay. Hay una necesidad de demorar y aplazar los procesos”, aseguró.
Sin embargo, en medio de este impasse, el almacenamiento emerge como uno de los pocos factores capaces de desbloquear valor. “Ahora ya no se concibe ningún tipo de proyecto sin su hibridación entre solar y almacenamiento”, destacó De Simón.
Además, aseguró que el apagón del 28 de abril funcionó como una “palanca de aceleración para la inversión en almacenamiento” y el attachment ratio de baterías para comercial e industrial se incrementó más de un 60% en apenas ocho meses, impulsado por la necesidad de capturar ingresos fuera del mercado spot.
El problema, apuntó De Simón, es que el marco normativo no ha evolucionado a la misma velocidad que la tecnología. “Si me planteo un desarrollo, mi sensación es que voy por terreno desconocido y no sé muy bien cómo mi expediente va a ser tratado”, sostuvo.
Por eso, considera urgente establecer reglas claras en tramitaciones, especialmente para proyectos híbridos, y mecanismos que otorguen estabilidad de ingresos en el mediano plazo.
Desde su experiencia reciente trabajando con proyectos on-site en el segmento comercial e industrial, De Simón también observa que los PPAs se firman en torno a los 40-45 40-45 €/MWh, debido a que no tienen peajes, servicios de ajustes ni dependen del acceso a la red.
“No hay un sentido de urgencia a la hora de invertir, aunque sean precios muy buenos desde el punto de vista del consumidor. Los procesos se demoran en el tiempo porque nadie quiere tomar decisiones”, analizó.
De cara a 2026, el especialista proyectó que la reactivación dependerá de tres ejes: certidumbre regulatoria, incentivos fiscales para proyectos híbridos y mayor claridad en la tramitación. Aunque no descartó que pueda haber apoyo directo, considera que otras vías podrían ser más eficaces, como alguna bonificación o mejora en CAPEX.
“Estamos en un momento de cierto impasse dentro de la industria y para que todo se reactive tiene que haber algún tipo de impulso, a nivel de mercado, a nivel regulatorio y a nivel de transmitir los mensajes de forma más clara”, concluyó el especialista.
Controlar el precio, garantizar el suministro y escalar rápido. Con esos tres pilares, Hoymiles apuesta por la fabricación interna de celdas, con el objetivo de multiplicar por siete su capacidad en 2026. Así lo aseguró Sebastián González, country manager para Iberia de la compañía, en diálogo con Energía Estratégica.
A lo largo del diálogo, el ejecutivo analizó los factores que explican el salto de Hoymiles: desde el cierre de año con 100 MWh, el rol de las subvenciones gubernamentales, la innovación tecnológica y la incorporación de inteligencia artificial para optimizar los sistemas de almacenamiento.
– Sebastián, en un mercado de almacenamiento cada vez más competitivo, donde además aún falta conocimiento técnico, ¿cómo logran destacarse y explicar su diferencial frente a tantas alternativas?
Nos diferenciamos desde varios puntos. Para empezar, estamos en el Tier 1 de Bloomberg NEF por tercer año consecutivo. Llevamos trabajando con almacenamiento desde 2017, tanto para utility como para comercial e industrial, pero el gran diferencial es que nosotros mismos fabricamos nuestra propia celda.
– ¿Qué implica fabricar su propia celda y cómo impacta en el modelo de negocio?
Nos da más margen de maniobra para competir en precio y, al mismo tiempo, nos permite controlar la calidad y el suministro. No dependemos de terceros para uno de los componentes más críticos del sistema.
– Y más allá del producto, ¿cómo se relacionan con el cliente desde el momento cero?
No queremos simplemente vender y desaparecer. Acompañamos desde el primer momento con soporte de ingeniería, en toda la fase de pre-sales. Y algo importante: la primera puesta en marcha siempre está incluida en nuestro pricing. Eso también es un valor agregado.
– Ya entrando en el balance del año, ¿cómo cierran 2025 en Iberia en términos de almacenamiento?
A raíz del apagón que tuvimos en España a mediados de año, el mercado se movió muchísimo. A nosotros nos benefició, porque ayudó a que cerráramos el año con 100 MWh instalados solo en almacenamiento. Puede parecer poco, pero es un paso firme.
Eso es exclusivamente almacenamiento. No estoy contando inversores residenciales, que también han crecido, sino que hablamos de utility y comercial-industrial. Incluso así, no representa ni el 5% del portafolio europeo de Hoymiles, pero en Iberia es un gran logro.
– Y mirando al próximo año, ¿cuál es la proyección?
Si le tengo que responder a mi jefe, le digo que vamos por un x7. Hablamos de 700 MW en 2026 solo en Iberia, lo cual representa un salto ambicioso. Pero la demanda está creciendo muchísimo, no solo por necesidad energética, sino también por la búsqueda de independencia de red y las ayudas que está facilitando el Gobierno.
– Pensando en esa relación con el Estado, si tuvieras hoy una reunión con el Gobierno español, ¿qué medidas les sugerirías para incentivar el almacenamiento?
Más subvenciones y más accesibilidad. Está bien apoyar los grandes proyectos, pero no hay que olvidarse de los de 10, 20 o 30 MW, que son los que construyen volumen en un mercado como el español, donde hay tantas plantas aún sin hibridar.
– ¿Desde Hoymiles realizan estudios propios de inteligencia de mercado para identificar cuánta capacidad instalada podría sumar almacenamiento, más allá de los nuevos proyectos?
En realidad, el dato total del mercado no lo tenemos. Pero de lo que se ha montado este año en utility en Iberia, calculamos que Hoymiles ha representado un 4,5%.
– El mercado está creciendo, pero también es desafiante: ¿cómo manejan el equilibrio entre rentabilidad, precios competitivos y expansión?
España es un mercado que quiere ver proyectos terminados y funcionando en el país. Por eso, la mayoría de fabricantes priorizamos posicionarnos, aunque eso implique dejar de lado la rentabilidad en el corto plazo. Vemos esto como una carrera de media distancia. El próximo año los precios se mantendrán similares, y ganaremos márgenes por la baja en el precio del litio ferro-fosfatado.
– ¿Hay alguna novedad o innovación tecnológica en la que estén trabajando?
Sí, estamos desarrollando la solución all in one «HoyUltra 2″. Un gabinete con todo incluido, que fabricamos 100% nosotros, incluyendo el sistema de gestión de energía local (MS) y refrigeración líquida. Tiene una capacidad de 261 kW. Es nuestro producto más nuevo.
– Otro tema que aparece con fuerza en el último tiempo es la inteligencia artificial . ¿Qué rol cumple en sus operaciones, productos o soluciones a clientes?
Nuestros productos tienen protocolos 100% abiertos, lo que facilita la compatibilidad con muchos softwares. Además, en proyectos como uno que tenemos en el Pirineo, la IA gestiona la batería con base en los precios de la OMIE. Esto permite decidir el mejor momento para cargar o descargar. El cliente logró un ahorro del 15% gracias a esa estrategia.
– Para cerrar, una mirada más personal: si nos encontráramos en noviembre de 2026, ¿qué te gustaría haber logrado para sentir que fue un buen año para ti también?
Me gustaría haber consolidado a Hoymiles en Iberia como una solución que realmente represente nuestra visión: “Solar Storage Beyond Limits”. Hoy somos el segundo fabricante de microinversores más grande del mundo, pero queremos que se nos reconozca también como referentes en almacenamiento.
Con su apuesta por la fabricación propia de celdas y una fuerte estrategia de acompañamiento técnico, Hoymiles busca posicionarse como uno de los principales actores del mercado ibérico de almacenamiento. En palabras de González, se trata de correr una carrera inteligente: construir presencia, adaptarse al contexto y capitalizar la demanda creciente.
Temática
Declaración textual destacada
Ventaja competitiva (fabricación de celda)
“Nosotros mismos fabricamos nuestra propia celda.”
Impacto en precios
“Esto nos da más margen de maniobra para competir en precio.”
Acompañamiento al cliente
“La primera puesta en marcha siempre está incluida en nuestro pricing.”
Cierre 2025 – Montaje en Iberia
“Cerráramos el año con 100 MW hora instalados solo en almacenamiento.”
Proyección 2026 – Objetivo Iberia
“Hablamos de 700 MW en 2026 solo en Iberia.”
Demanda y contexto local
“La demanda está creciendo muchísimo, no solo por necesidad energética, sino por las ayudas.”
Relación con el Gobierno
“Más subvenciones y más accesibilidad.”
Participación de mercado
“Calculamos que HoyMiles ha representado un 4,5% del total de utility montado en Iberia.”
Estrategia de precios
“Vamos a mantener los precios similares el año que viene.”
Innovación tecnológica – HoyUltra 2
“Es un gabinete todo incluido con refrigeración líquida y 261 kW de capacidad.”
Inteligencia artificial aplicada
“La IA decide cuándo cargar o descargar la batería en función de los precios de la OMIE.”
Resultado IA – Ahorro al cliente
“El cliente logró un ahorro del 15% gracias a esa estrategia.”
Objetivo personal 2026
“Quiero que se nos reconozca como referentes en almacenamiento en el mercado ibérico.”
La multinacional JA Solar profundiza su posicionamiento en América Latina con una estrategia centrada en la integración de módulos solares de alta eficiencia y sistemas de almacenamiento energético (BESS).
Con el reciente lanzamiento de JA Energy Storage, la compañía presenta una propuesta regional adaptada que busca acelerar la ejecución de proyectos híbridos, destrabar cuellos de botella y responder a las exigencias técnicas de los principales mercados latinoamericanos.
“Ahora tenemos un negocio de paneles solares y sistemas de almacenamiento. Esto significa podemos transferir nuestro conocimiento hacia sistemas de baterías, trasladar la expertise en grandes proyectos fotovoltaicos al segmento BESS”, manifestó Víctor Soares, head of LATAM Technical Team de JA Solar, durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Chile.
Esta evolución responde a una necesidad creciente en la región: contar con soluciones integradas que tomen en cuenta las condiciones técnicas, regulatorias y climáticas específicas de cada país. JA Solar trabaja junto a los principales fabricantes mundiales para ofrecer sistemas BESS con soporte local y adaptados a las exigencias de conectividad, control y desempeño de cada mercado.
La compañía ya tiene en marcha una producción de 30 GWh en sistemas de almacenamiento, orientada principalmente a países como Chile, Brasil, Colombia y Argentina, donde los sistemas BESS empiezan a consolidarse en la planificación energética. E
El objetivo de JA Solar es lograr proyectos más interesantes y efectivos, aprovechando su conocimiento previo en generación fotovoltaica para integrarlo ahora al almacenamiento.
En paralelo, la empresa sigue innovando en el desarrollo de módulos solares adaptados a las particularidades climáticas de América Latina, que incluyen diferentes niveles de radiación solar, temperaturas elevadas, humedad y polvo.
En ese marco, Soares destacó que siguen implementando y mejorando la tecnología TOPCon, junto con soluciones específicas como una “capa frontal de paneles menos vulnerable al polvo y un sistema antipolvo diseñado para maximizar el rendimiento en zonas áridas”.
“Mientras que por el lado de las baterías, también hay particularidades del mercado en temas de temperatura. Para los sistemas BESS hay que considerar particularidades en sus diseños, por los tipos de certificaciones en cuanto a control, degradación, curvas específicas, requisitos de conexión de red, a fin de lograr un proyecto optimizado”, detalló.
Una ventaja estratégica de JA Solar en este proceso es su presencia local en diferentes países de la región, lo que permite mantener equipos técnicos, comerciales y logísticos alineados con las demandas específicas de cada mercado.
“Tenemos equipos comerciales, técnicos, de logística y marketing en diferentes mercados para hacer el intercambio de información y ver qué producto se adapta más para cada región”, indicó Soares. Esta red regional permite un aprendizaje continuo y una mejor adaptación de los productos a las normativas y condiciones locales.
El crecimiento del segmento BESS es aún más notorio si se considera la cartera de proyectos que se encuentra actualmente en desarrollo. De acuerdo al reporte gremial, existen 456 MW (1658 MWh) en etapa de pruebas, 6373 MW (27585 MWh) en construcción y otros 8431 MW (40987 MWh).en evaluación ambiental.
Un proveedor integral en la transición energética
Con sede en Shanghái y fundada en 2005, JA Solar se ha consolidado como uno de los actores más influyentes del sector solar global. Produce obleas, celdas, módulos y plantas fotovoltaicas, y en 2023 fue reconocido como el mayor proveedor mundial de módulos solares por volumen, según datos de InfoLink y PV Tech. La empresa ya ha suministrado más de 300 GW de potencia acumulada en todo el mundo.
Con la incorporación de soluciones BESS, JA Solar da un paso más en su transformación hacia un proveedor integral de energía renovable. La combinación de módulos solares de alta eficiencia con sistemas de almacenamiento, junto con soporte técnico y adecuación normativa, permite presentar una propuesta de valor sólida para los mercados latinoamericanos, orientada a potenciar la transición energética con herramientas prácticas y adaptadas.
Las energías renovables están alterando silenciosamente la formación del precio eléctrico en Guatemala. Aunque por ahora participan poco como tecnologías marginales, desplazan volúmenes crecientes de energía más costosa y, con la llegada del almacenamiento, podrían dejar de ser tomadoras de precio para empezar a fijarlo.
En el período de diciembre de 2024 a noviembre de 2025, las tecnologías solares y eólicas apenas marcaron el Precio de Oportunidad de la Energía (POE) en 13 y 24 horas respectivamente, de un total de 8760 horas. A simple vista, parecerían actores secundarios. Sin embargo, la tendencia indica lo contrario.
Las plantas renovables desplazan MWh de tecnologías más costosas, reordenan el despacho y empujan hacia los márgenes a las tecnologías convencionales. Esta presión sistémica ha cambiado las reglas de juego. Y con la incorporación de sistemas de almacenamiento con baterías (BESS), el rol de las renovables podría escalar aún más.
La clave está en que, al sumar almacenamiento, una planta renovable ya no depende del sol o el viento para despachar en tiempo real. Puede almacenar y decidir cuándo inyectar. En términos de mercado, eso significa convertirse en formadora de precio.
En Texas, esta transformación ya ocurrió. En Guatemala, aún no se concreta, pero el movimiento ya comenzó. Proveedores han llegado con soluciones modulares en contenedores, con capacidades cercanas a 5 MWh, aunque todavía sin implementaciones masivas.
Más allá de la tecnología, el cuello de botella es económico. Leonardo David, Consultor de renovables, lo sintetizó con claridad:
“Existe una oportunidad clara de activar el mercado del almacenamiento mediante esquemas que reconozcan los distintos servicios que las baterías pueden aportar al sistema eléctrico”.
La referencia es directa al modelo de NYSERDA, en Nueva York, donde las baterías acceden a ingresos por varios servicios: reducción de demanda, potencia instalada, servicios auxiliares y, en menor medida, arbitraje energético. Este enfoque multiplica su viabilidad económica sin depender de que el precio spot sea alto.
En el contexto guatemalteco, donde la penetración renovable sigue creciendo, replicar este tipo de modelo permitiría acelerar inversiones en almacenamiento distribuido, mejorar la flexibilidad del sistema y cambiar la lógica de precios.
Hoy, el precio spot está aún fuertemente marcado por otras tecnologías, pero las señales ya están claras. El POE promedio registrado por las renovables fue de apenas $1,65 USD/MWh para la solar y 0,86 USD/MWh para la eólica, frente a valores más altos en otras fuentes. Sin embargo, la participación marginal no refleja su influencia real.
“Los GDR que no cuentan con PPA tienden a ser los más vulnerables a las reducciones de precio spot, ya que éste determina su precio de venta para la producción que no está bajo contrato”, advirtió David, señalando que si bien las renovables empujan el precio a la baja, esto también obliga a pensar modelos de comercialización más estables para actores distribuidos.
El escenario se completa con un mercado en transformación. Mientras las tecnologías variables siguen creciendo en capacidad instalada, el almacenamiento se perfila como el eslabón clave para que esa energía no solo entre al sistema, sino que también empiece a formar precios.
El desafío ya no es técnico, es regulatorio y económico. Reconocer el valor completo de las renovables y su almacenamiento no solo evitará impactos financieros a los actores más expuestos, sino que definirá quién marcará el precio eléctrico en Guatemala en los próximos años. Y todo indica que serán las renovables.
DIPREM avanza en su posicionamiento internacional como proveedor estratégico de talento técnico para el sector energético. Fundada en Zárate, Argentina, la compañía suma presencia en más de diez países —incluyendo Argentina, Brasil, Uruguay, Chile, Perú, Colombia, R. Dominicana, Guatemala, México, Estados Unidos, Canadá y Guyana – y recientemente confirmó su ingreso al mercado español, dando el primer paso en Europa.
Esta expansión responde a una estrategia consolidada en torno a la gestión de proyectos y el suministro de perfiles técnicos especializados, adaptados tanto a tecnologías convencionales como renovables.
DIPREM cubre todas las fases de los desarrollos energéticos, desde etapas de construcción y operación hasta perfiles para gestión, logística y salud ocupacional.
Entre los profesionales que integra a los proyectos, se destacan field managers, técnicos eléctricos y mecánicos, soldadores, personal HSE y HQD, almacenistas y supervisores, ajustando la oferta según los requerimientos específicos de cada cliente y etapa del proyecto.
La compañía también apuesta de forma activa al desarrollo del talento joven, con programas de pasantías, mentorías internas y convenios con universidades.
En cada país donde opera, establece alianzas con instituciones educativas para facilitar la incorporación de nuevas generaciones al mercado laboral energético. La capacitación combina teoría y práctica, priorizando la formación en terreno como complemento a la educación académica.
“Tenemos pasantías en donde llegan estos chicos y empiezan a crecer dentro de nuestra organización”, expresó Ximena Castro Leal, gerente comercial Colombia de DIPREM, en una entrevista exclusiva durante Future Energy Summit (FES) Colombia de 2025.
En ese proceso, el acompañamiento del equipo técnico resulta clave: “Nos apoyamos en gente muy capacitada que lidera las mentorías para su crecimiento”.
En paralelo, la firma promueve alianzas estratégicas con entidades del sector y otros actores del ecosistema energético. Este vínculo permite anticipar las necesidades de personal en distintos mercados y colaborar con la generación de empleo técnico en sectores críticos para la transición energética.
La visión de DIPREM está alineada con los desafíos de sostenibilidad y demanda de recursos humanos especializados que enfrenta la industria.
Con la expansión a España, la compañía busca potenciar su red de operaciones y consolidarse como referente regional en capital humano para energía, con foco en el desarrollo de empleos verdes y en acompañar el avance de proyectos energéticos desde el terreno.
“Estamos muy enfocados en relaciones y alianzas estratégicas para poder fortalecer y apoyar a quienes ya están en el sector”, afirmó Castro Leal, al destacar el rol de DIPREM como articulador entre empresas, instituciones educativas y jóvenes profesionales.
En un escenario donde la transición energética exige soluciones ágiles, capital humano capacitado y redes regionales consolidadas, DIPREM apuesta por seguir ampliando su cobertura territorial y técnica, combinando expansión comercial con impacto en formación e inclusión laboral.
SolisStorage, proveedor líder de soluciones innovadoras de almacenamiento de energía, anunció el próximo lanzamiento de su nuevo sitio web corporativo, el cual estará disponible a partir del 20 de diciembre de 2025.
El nuevo sitio cuenta con un diseño moderno y totalmente responsivo, optimizado tanto para dispositivos móviles como de escritorio. Incorpora una navegación más intuitiva, tiempos de carga más rápidos, funcionalidades avanzadas de búsqueda y una sección de preguntas frecuentes ampliada, todo ello con el objetivo de mejorar la experiencia del usuario y facilitar el acceso a la información.
A través del sitio web, los visitantes podrán explorar los más recientes sistemas de almacenamiento de energía EverCore de SolisStorage para aplicaciones comerciales e industriales, que incluyen modelos desde 100 kWh hasta 261 kWh, con potencias que van de 50 kW a 125 kW. La plataforma ofrece páginas de producto detalladas y contenido orientado a soluciones, permitiendo a los usuarios comprender mejor las capacidades de cada sistema y seleccionar la opción más adecuada para distintos proyectos comerciales e industriales.
“El lanzamiento de nuestro nuevo sitio web representa un hito muy importante en nuestros esfuerzos por fortalecer la interacción digital con clientes y socios a nivel global”, señaló Lucy Lu, Subdirectora General de SolisStorage. “El diseño moderno de la plataforma y sus capacidades mejoradas reflejan nuestro compromiso de ofrecer soluciones energéticas innovadoras, respaldadas por un servicio superior y una mayor accesibilidad”.
Para celebrar el lanzamiento de su nuevo sitio web, SolisStorage invita a clientes, socios y actores de la industria a visitar la plataforma y suscribirse al boletín informativo de la compañía, con el fin de mantenerse informados sobre las últimas noticias y actualizaciones.
Acerca de SolisStorage
SolisStorage es un reconocido proveedor de soluciones de almacenamiento de energía, diseñadas bajo el principio de simplicidad y construidas para una larga vida útil, ofreciendo sistemas seguros y fáciles de integrar que responden a las diversas necesidades de los clientes.
Comprometida con la innovación tecnológica y una experiencia de usuario excepcional, SolisStorage desarrolla productos enfocados en una larga vida útil, altos estándares de seguridad y una adaptación flexible a múltiples aplicaciones.
Impulsada por su misión de acelerar la transición global hacia la energía limpia, SolisStorage continúa ampliando los límites de la tecnología de almacenamiento de energía. A través de una innovación constante y una calidad sin concesiones, la empresa busca ser una fuerza clave en la construcción de un futuro más sostenible y verde a nivel mundial.
Huawei Digital Power México se consolida como uno de los principales impulsores de la infraestructura inteligente necesaria para la transición hacia la movilidad sostenible, de modo que la compañía presentó soluciones disruptivas que abordan desde el almacenamiento seguro de energía hasta la recarga de ultra alta potencia.
Innovación en el Stand: El BESS 215 kWh, un Foco de Interés Masivo
En el área de exhibición, el stand de Huawei fue un punto de gran afluencia, con foco en sus tecnologías de gestión de energía. Dexter Castillo, Solution Manager de Huawei Digital Power, presentó a los asistentes la Solución de Almacenamiento de Energía en Baterías (BESS) de 215 kWh, la cual despertó un interés masivo entre desarrolladores e inversionistas.
La atención se centró en la capacidad del BESS para realizar la «gestión de la demanda máxima», una estrategia que permite evitar las tarifas eléctricas más altas en horas punta, generando ahorros de hasta el 30% en la factura. Además, se destacó la seguridad robusta de la solución, que cuenta con protección en cascada y sistemas avanzados de gestión térmica, asegurando una operación fiable y segura para cualquier infraestructura de recarga.
Visión Estratégica: La Electrificación del Transporte de Carga, Clave para México
Durante el evento, Manuel Alejandro Macías, Business Development Manager de Utility de Huawei Digital Power, participó en el panel “Power To Move: Impulsando la revolución de la movilidad desde la innovación energética y la infraestructura de carga”.
Macías señaló que el principal desafío para la infraestructura de recarga es la armonización de los estándares de recarga, cuya variedad dificulta la inversión. Reconoció que, si bien la generación de energía puede resolverse, el gran reto pendiente es la distribución. Para superarlo, es fundamental implementar sistemas de digitalización y horarios escalonados para la recarga. Esto implica desarrollar soluciones que tomen decisiones inteligentes automáticamente sobre la red, sin requerir intervención humana, un paso esencial para sostener el crecimiento de la electromovilidad.
Esto subraya la urgencia de adoptar soluciones energéticas disruptivas en la región, y Huawei Digital Power demostró ser el líder en esta transición, proporcionando la infraestructura digital y de energía necesaria. Al ofrecer tecnologías de vanguardia como el BESS de alta seguridad y FusionCharge para carga de ultra alta potencia, Huawei está habilitando un ecosistema de movilidad sostenible que es económicamente viable, seguro y tecnológicamente avanzado.
La combinación de la gestión inteligente de la energía –destacando la eficiencia del BESS– y los sistemas escalables de ultra alta potencia de FusionCharge, posiciona a Huawei como el socio estratégico esencial para los desarrolladores e inversionistas mexicanos. La empresa está definiendo el estándar de la movilidad sostenible en la región, sentando las bases tecnológicas y financieras para que México y Latinoamérica construyan un ecosistema eléctrico, eficiente y rentable para las próximas décadas.
Con el 100% de la superficie vendida, el evento más importante de los hidrocarburos en la región ampliará su infraestructura en el Espacio DUAM para recibir a más de 400 marcas expositoras.
La Argentina Oil & Gas (AOG) Patagonia 2026 ya marca un hito antes de su inicio al confirmar que la totalidad del espacio disponible ha sido comercializado. El principal evento del sector de los hidrocarburos en la región regresará a Neuquén con una propuesta renovada que busca dar respuesta al crecimiento acelerado que experimenta la industria energética de la mano de Vaca Muerta.
La cita tendrá lugar del 19 al 22 de octubre de 2026 en el Espacio DUAM, ubicado en Neuquén Capital. Tras el éxito de las convocatorias previas, la organización proyecta superar ampliamente la marca de los 17.000 visitantes alcanzada en la última edición, consolidándose como el punto de encuentro clave para los principales actores del sector.
Esta nueva edición contará con una superficie total de 17.000 metros cuadrados, donde participarán más de 400 marcas expositoras.
El crecimiento del evento se refleja no solo en el volumen de empresas, sino también en la infraestructura dispuesta: además del hall general, se desplegarán seis carpas adicionales para que las compañías exhiban las novedades de su catálogo y servicios.
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En cuanto a la agenda de actividades, la AOG Patagonia 2026 dispondrá de cuatro auditorios destinados a presentaciones, charlas técnicas y conferencias. En estos espacios, diversos referentes de toda la cadena de valor debatirán sobre el presente y el futuro de la actividad, permitiendo un intercambio de conocimiento especializado entre los asistentes.
Uno de los puntos destacados de la infraestructura será la Plaza de Máquinas, que duplicará su superficie respecto a la edición de 2024. Este incremento permitirá a los expositores contar con mayor espacio para la exhibición de equipos y tecnología de gran porte, optimizando la presentación de productos ante los profesionales y empresarios del sector.
La formación de nuevos cuadros técnicos también tendrá su lugar en la décima edición de Jóvenes Oil & Gas (JOG). Esta iniciativa, diseñada específicamente para estudiantes avanzados y recién graduados que buscan insertarse en la industria, también incrementará su superficie operativa para fomentar la integración de las nuevas generaciones de profesionales.
La experiencia del visitante se verá reforzada mediante la optimización de los accesos al predio y la incorporación de servicios mejorados, incluyendo nuevas confiterías. Una de las novedades logísticas más relevantes para esta edición será la habilitación de una salida directa al aeropuerto, facilitando el flujo de los asistentes nacionales e internacionales.
El informe mensual de Aleph Energy revela qué empresas y proyectos moldean el equilibrio productivo en Vaca Muerta.
El sector energético llega al cierre del año con señales claras sobre el rumbo de la producción. Con los datos consolidados de octubre, el petróleo alcanzó un nuevo récord histórico, impulsado por el desarrollo del no convencional, mientras que el gas mostró una baja mensual asociada a factores estacionales. El escenario quedó reflejado en el último Informe mensual de indicadores de Oil & Gas Argentina, elaborado por la consultora Aleph Energy, que dirige Daniel Dreizzen.
En crudo, la producción nacional llegó en octubre a los 855 mil barriles diarios (kbbl/d), superando el máximo histórico registrado en 1998. El shale volvió a explicar la mayor parte de la expansión, con YPF a la cabeza.
El gas, en cambio, mostró un comportamiento diferente. La producción promedio cayó a 124 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), en línea con el patrón estacional del último trimestre del año, cuando disminuye la demanda para generación térmica por el aumento de las temperaturas y un mayor aporte de energías renovables.
Producción de petróleo: récord histórico
En octubre pasado, la producción de petróleo alcanzó los 855 kbbl/d, un nivel inédito que supera el hito de 845 kbbl/d obtenido 27 años atrás. El crecimiento mensual estuvo explicado casi exclusivamente por el segmento no convencional (shale y tight), que sumó 21 kbbl/d respecto de septiembre, de acuerdo al informe.
YPF fue la principal impulsora de esta suba, con un incremento de 16,9 kbbl/d. En contraposición, la producción convencional volvió a caer (-2,8 kbbl/d), profundizando una tendencia de declinación que afecta a las cuencas maduras.
Los bloques más productivos: YPF lidera el shale
La producción no convencional de crudo alcanzó en el décimo mes del año los 573 mil barriles diarios, con un crecimiento mensual del 3,8%. YPF concentra 5 de los 10 bloques más productivos de Vaca Muerta, entre ellos Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur.
Por primera vez, La Amarga Chica se convirtió en el principal bloque de shale oil del país, superando a Loma Campana. El activo alcanzó los 88 kbbl/d, con una suba mensual del 12,3% y un crecimiento interanual del 10%, explicando el 15,4% de la producción no convencional.
Loma Campana quedó en segundo lugar, con el 15,2% del shale oil, mientras que Bandurria Sur aportó el 10,6%, aunque con una baja mensual tras el pico alcanzado en agosto.
En el caso de Vista, Bajada del Palo Oeste y Este explicaron en conjunto el 12,2% de la producción no convencional, aunque registraron una baja mensual de 2,4 kbbl/d.
También, dentro del portfolio de YPF, La Angostura Sur I se destacó con un crecimiento del 24,9% mensual (+6 kbbl/d), alcanzando el 5,1% del shale nacional, mientras que Aguada del Chañar mostró su expansión con una suba del 6,9% mensual (+1,5 kbbl/d) y un salto interanual del 101%, aportando ya el 4,1% del total.
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Pluspetrol mostró una caída en La Calera (–17,1% mensual), parcialmente compensada por mayores volúmenes en Bajo del Choique–La Invernada.
En tanto, El Trapial Este (Chevron) destacó con una suba del 20,3% mensual y más que triplicando su producción interanual luego de la puesta en marcha de dos nuevos PADs.
Lindero Atravesado, operado por Pan American Energy (PAE), registró una baja mensual, aunque mantiene un crecimiento interanual, mientras que Rincón de Aranda (Pampa Energía) ingresó en fase de desarrollo, con un salto productivo asociado a la conexión de 22 pozos en 2025. En contraste, Mata Mora Norte (Phoenix) y Cruz de Lorena (Shell) mostraron retrocesos mensuales, aunque en el caso de Shell se destacó la reactivación de Bajada de Añelo, que volvió a producir tras casi tres años fuera de operación y aportó 5,4 kbbl/d en su primer mes.
Producción de crudo por cuenca
La Cuenca neuquina volvió a consolidarse como el corazón petrolero del país. Según el análisis, en octubre produjo 651 mil barriles diarios, con un crecimiento mensual del 3,1% (+19,5 kbbl/d), y representó el 76% de la producción nacional. En la comparación de año móvil, la cuenca mantiene un crecimiento del 20%, explicado por la expansión sostenida del shale oil.
La Cuenca del Golfo San Jorge (CGSJ) mostró una baja mensual del 0,8% (-1,5 kbbl/d) y acumula una caída del 3% en el año móvil, lo que refleja el agotamiento de sus yacimientos convencionales.
En tanto, la Cuenca Cuyana retrocedió 1,3% mensual y 8% interanual, mientras que la Cuenca Austral cayó 5,8% mensual, aunque se mantiene estable en el año móvil gracias al aporte del Proyecto Fénix, con 3 pozos offshore en operación. La Cuenca del Noroeste es la más afectada, con una caída del 27% en el año móvil.
El panorama del gas
En octubre de 2025, todos los segmentos mostraron bajas frente a septiembre: el shale gas cayó 13,7%, el tight gas 14,8% y el gas convencional 3,8%. En la comparación interanual, la producción total retrocedió 6,6%, aunque el shale se mantuvo prácticamente estable.
En el año móvil, el no convencional sigue sosteniendo el sistema, apoyado en la ampliación de la capacidad de transporte del Gasoducto Perito Moreno, que sumó 10 MMm3/d adicionales entre julio y octubre de 2024, indica el informe.
Shale gas: YPF y Tecpetrol encabezan el segmento
YPF mantuvo el liderazgo en octubre, con 16,1 MMm3/d, seguida por Tecpetrol con 12 MMm3/d. En conjunto, ambas compañías explicaron el 43,2% del shale gas y el 22,5% del gas total producido en el país. No obstante, las dos registraron bajas mensuales: Tecpetrol retrocedió un 30% (–5 MMm3/d) por menores volúmenes en Fortín de Piedra, mientras que YPF mostró una caída del 12,2% (–2,2 MMm3/d).
Pluspetrol se ubicó como el tercer productor de shale gas, con 11,7 MMm3/d, tras una baja mensual del 8,5% (–1,1 MMm3/d). La compañía exhibe uno de los mayores crecimientos entre los grandes operadores, con una suba del 39% interanual y del 68% en el año móvil.
TotalEnergies cerró el mes con una producción de 8,4 MMm3/d, prácticamente estable frente a septiembre (–1,6%), aunque con caídas del 18% en la comparación interanual y del 2% en el año móvil.
Con un avance del 38% en su infraestructura básica, el emprendimiento metalífero operado por Patagonia Gold atraviesa una fase crítica de construcción bajo estrictos controles ambientales y hídricos por parte de las autoridades provinciales.
El horizonte productivo de la provincia de Río Negro se encamina hacia una transformación histórica con la consolidación del proyecto Calcatreu. Según los últimos informes de fiscalización, la iniciativa minera ya registra un 38% de avance físico en sus instalaciones, lo que posiciona a la subsidiaria Minera Calcatreu SAU en condiciones de iniciar la extracción comercial de oro y plata durante el primer semestre de 2026.
Ubicado a 85 kilómetros de Ingeniero Jacobacci, este yacimiento representa la apuesta más ambiciosa de la región en materia de minería metalífera. La inversión total estimada, que escala a los 250 millones de dólares a lo largo de sus diversas etapas, contempla una vida útil inicial de cinco años con proyecciones de extensión basadas en los recursos identificados en el área de concesión.
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El esquema operativo diseñado para Calcatreu se basa en un sistema de mina a cielo abierto con lixiviación en pilas. Recientemente, la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático llevó a cabo una inspección integral en el yacimiento rionegrino.
Durante el relevamiento, se constataron progresos en la impermeabilización de la primera celda del PAD de lixiviación, mediante la instalación de geomembranas diseñadas para garantizar la integridad del suelo y la protección de las cuencas.
Asimismo, el control estatal se ha extendido a la gestión de soluciones ricas y estériles, así como a la recompactación de estructuras, tareas que, pese a las variables climáticas de la zona, mantienen el ritmo pautado en el cronograma original.
Uno de los pilares del proyecto es su integración con la comunidad local. Actualmente, la obra emplea a 130 trabajadores, de los cuales más del 80% son residentes provinciales, principalmente de la zona de Ingeniero Jacobacci.
Como cierre de un año destacable para la petrolera argentina, Horacio Marín se alzó con el galardón otorgado por El Cronista, Apertura y PwC Argentina.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, fue elegido CEO del Año 2025, un reconocimiento que llega en un momento clave para la industria energética argentina y para la propia compañía. El galardón, otorgado por El Cronista, la revista Apertura y PwC Argentina desde hace 13 años, distingue a los ejecutivos que logran combinar liderazgo, visión estratégica y capacidad de ejecución en contextos complejos.
En esta edición, el premio tuvo un fuerte anclaje en el presente y el futuro de la economía argentina. La energía volvió a ocupar un lugar central en la agenda productiva y exportadora del país, y Vaca Muerta se consolidó como uno de los activos estratégicos más relevantes. En ese marco, la decisión de avanzar con el proyecto Argentina GNL se convirtió en el principal hito del último año de la petrolera.
El desarrollo que encaró YPF para montar una planta de licuefacción de gas natural, con una inversión estimada en u$s 30.000 millones, es considerado el anuncio de inversión más importante de la historia argentina. La iniciativa permitirá transformar el gas de Vaca Muerta en un producto exportable a gran escala, capaz de llegar a los principales mercados internacionales.
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Hasta ahora, el principal límite del yacimiento había sido la infraestructura. Argentina podía producir cada vez más gas, pero no contaba con los medios para llevar ese recurso al mundo. La licuefacción aparece, así, como la pieza que faltaba para destrabar el potencial completo de Vaca Muerta. YPF asumió el rol de empresa tractora del proyecto y Marín fue uno de los impulsores clave para que la iniciativa empezara a tomar forma.
“Quiero agradecer antes que nada al presidente Javier Milei. Primero por la transformación que está haciendo en el país, pero también por haberme dado la oportunidad de encabezar este desafío”, dijo Marín al recibir el premio.
El ejecutivo también destacó el trabajo de los equipos de YPF y el compromiso de los colaboradores de la compañía para alcanzar una meta ambiciosa: que la Argentina logre exportar u$s 30.000 millones de gas hacia 2030. Ese objetivo se apoya en una transformación profunda del perfil exportador del país, con el gas natural licuado como vector central.
La petrolera que encabeza Horacio Marín desinvierte para centrarse en petróleo y gas no convencional. Rosca con gobernadores por el impacto en cada provincia.
YPF vendió su 50% en Profertil a Adecoagro por u$s 635 millones, en una de las principales desinversiones del plan que impulsa Horacio Marín para concentrar recursos en Vaca Muerta. La operación es una de las últimas previstas. En total, la petrolera juntaría u$s 3000 millones para apalancar sus proyectos exportadores de petróleo y GNL.
La venta de Profertil se suma a otras dos operaciones que YPF tiene en carpeta: la salida de Metrogas, una de las mayores distribuidoras de gas del país, y el desprendimiento del yacimiento convencional de Manantiales Behr, en Chubut. En el caso de Metrogas, cuando se lance formalmente la licitación, el mercado estima que las ofertas podrían ubicarse en torno a los u$s 1100 millones.
Estas tres desinversiones concentran los ingresos más relevantes del proceso para una empresa que en 2024 registró ganancias por cerca de u$s 2300 millones.
El resto de las ventas responde, como las de los campos maduros, a una lógica estructural de abandonar negocios de baja rentabilidad y alcanzar un ahorro operativo anual de entre u$s 600 a 700 millones, clave para mejorar la caja y la eficiencia.
Las ventas de Profertil, Metrogas y el yacimiento de Manantiales Behr, en conjunto con el desprendimiento de áreas maduras en distintas partes del país, podría sumarle alrededor de u$s 3000 millones a YPF. Esa cifra es equivalente a la inversión que lleva adelante la petrolera junto con otras operadoras para el oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS).
Los ojos de YPF en Vaca Muerta
El rediseño del portafolio de activos forma parte del plan 4×4 que Marín lanzó tras asumir en diciembre de 2023, en sintonía con el cambio de ciclo político que implicó la llegada de Javier Milei a la Casa Rosada. La estrategia busca multiplicar por cuatro el valor de YPF en cuatro años (hasta 2027), con foco en la producción no convencional, la mejora de la eficiencia, las exportaciones de GNL y la salida de activos que no encajan en ese modelo.
Dentro de ese esquema se inscribe el Plan Andes, el programa mediante el cual YPF avanzó en el desprendimiento de yacimientos convencionales. En total, la petrolera agrupó 55 concesiones en una primera tanda de 11 clusters. Aunque los montos individuales no fueron informados, estimaciones del sector ubican la recaudación potencial en torno a los u$s 800 millones.
La venta de campos maduros permitió que Pecom volviera a operar dos concesiones en el sur de Chubut y que en Santa Cruz una UTE de seis empresas (entre ellas Rich, Clear y Quintana) se hicieran de diez bloques para invertir u$s 1259 millones. Además, YPF vendió el área Estación Fernández Oro, con potencial en gas no convencional, por Quintana Energy en sociedad con TSB.
En una segunda ronda, aún en análisis, se incluyen 16 áreas adicionales, entre ellas Manantiales Behr. El proceso no estuvo exento de tensiones políticas, ya que puso en primer plano el rol de los gobernadores, actores centrales en la negociación por la cesión, venta o reversión de las concesiones, en un contexto de fuerte ajuste fiscal y redefinición de los vínculos con el gobierno nacional.
Las tensiones locales y globales
La estrategia de YPF dialoga con el enfoque de Milei de reducir el peso del Estado empresario y ordenar las cuentas públicas, pero obliga a una negociación fina con las provincias productoras, que dependen de la actividad hidrocarburífera para sostener empleo, regalías e ingresos fiscales. Ese equilibrio explica parte de las demoras y polémicas que rodearon algunas operaciones.
El argumento más fuerte de YPF es el alto costo de extraer un barril, el lifting cost, en lugares como la cuenca del Golfo San Jorge, a pesar del rol estratégico que tiene el crudo pesado Escalante en las refinerías para combustibles y subproductos. Mientras que un barril en Vaca Muerta puede extraerse por cinco dólares, en Chubut o Santa Cruz el precio se dispara de 20 a 30 dólares.
Este dato es central para la industria hidrocarburífera en Argentina por las proyecciones del precio del petróleo que estará entre u$s 60 y 65, un precio bajo en comparación a los u$s 75 a 80 en los que estaba antes de la guerra arancelaria que inició Donald Trump en abril.
SACDE intensificó su búsqueda de personal especializado, especialmente para los ductos complementarios. La empresa busca cañistas, choferes y operadores de maquinaria pesada (hidrogrúa, motoniveladora, pala cargadora, retroexcavadora) y soldadores.
El megaproyecto Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), considerado la infraestructura energética privada más importante de Argentina en los últimos 50 años, avanza a ritmo acelerado. Ejecutada por la Unión Transitoria (UTE) Techint-SACDE, la obra ahora está viendo finalizada la instalación de superficie y pronto comenzará la etapa de pruebas hidráulicas de presión, resistencia, etc. previa a su puesta en marcha temprana, prevista para el tercer trimestre de 2026.
En este contexto, SACDE intensificó su búsqueda de personal especializado, especialmente para los ductos complementarios. La empresa busca cañistas, choferes y operadores de maquinaria pesada (hidrogrúa, motoniveladora, pala cargadora, retroexcavadora) y soldadores. Esta convocatoria prioriza empleo local en Neuquén y Río Negro, con postulaciones a través de canales oficiales.
En noviembre la obra alcanzó un hito clave: la finalización de la última soldadura automática en línea regular del ducto principal, realizada en el ingreso a la nueva Terminal Portuaria de Punta Colorada. Este avance marcó el cierre del tendido troncal de los 437 km de oleoducto, conectando la estación de Allen (Río Negro) con la costa atlántica para exportaciones directas.
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Fuentes del consorcio VMOS S.A. –integrado por YPF (líder), Vista, Pan American Energy, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell, Tecpetrol y Gas y Petróleo del Neuquén– confirmaron que la puesta en marcha temprana está prevista para el tercer trimestre de 2026, con una capacidad inicial de 190 mil barriles diarios, escalando a 390 mil en 2027 y hasta 550 mil barriles por día en fases posteriores (ampliable a 700 mil con inversiones adicionales).
Detalles técnicos de la obra
El oleoducto, de 30 pulgadas de diámetro (762 mm), utiliza caños de acero de 12 a 24 metros unidos mediante tecnología de soldadura automática orbital de alta precisión. Durante la construcción, se registraron récords de productividad: hasta 175 soldaduras diarias (equivalentes a más de 4 km de avance en un día), con participación de especialistas turcos y más de 100 soldadores argentinos.
La traza incluye 76 cruces especiales (rutas, arroyos, canales y ferrovías) y más de 200 equipos pesados movilizados en terrenos patagónicos desafiantes. Pendientes inmediatos: soldaduras lineales de ajuste, pruebas hidráulicas y el cruce subterráneo del Río Negro mediante perforación horizontal dirigida (HDD) de última generación, programado para diciembre de 2025, con énfasis en mínima impacto ambiental.
El Gobierno de Mendoza presentó el informe surgido de las expresiones a favor y en contra de este emprendimiento de litio ubicado en el sur provincial.
El Gobierno de Mendoza presentó el informe sobre la participación ciudadana y la audiencia pública del proyecto “Don Luis y Otro” para poder avanzar hacia la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) -que deberá tener ratificación legislativa- de este emprendimiento de sales de litio en el sur de la provincia.
La resolución 507 de la Dirección de Minería, publicada este jueves en el Boletín Oficial, señala que dieron cumplimiento a los pasos administrativos que exige la normativa luego de la realización de la audiencia pública realizada el mes pasado en el Centro de Convenciones Thesaurus de Malargüe.
La Provincia presentó el Informe Circunstanciado “en el cual se sistematizan, analizan y meritan las distintas intervenciones producidas, tanto las expresiones de apoyo al proyecto como las objeciones o rechazos al emprendimiento o a la actividad minera en general, dejando constancia de que todas las posturas han sido debidamente respondidas”.
La audiencia se justificó en la expansión del área de exploración, que incorporó nuevas propiedades mineras y requirió una actualización del proceso participativo. La instancia replicó la que ya se había hecho en noviembre de 2024 en San Rafael, con modalidad presencial y virtual.
El proyecto de litio Don Luis
El Proyecto Don Luis propone una etapa de exploración en busca de sales de litio, mineral considerado crítico para la transición energética y en la producción de baterías para vehículos eléctricos, almacenamiento energético, celulares y dispositivos electrónicos.
Con una producción cercana al millón de toneladas de cobre, Minera Escondida aportó US$ 2.569 millones al fisco chileno en solo nueve meses.
Escondida, ubicada en el norte de Chile y operada por BHP, vuelve a ofrecer un dato concreto para el debate minero regional: a mayor escala y mayor producción, mayor es también el aporte al fisco. En los primeros nueve meses del año, la mayor mina de cobre del mundo tributó US$ 2.569 millones en impuestos y royalty, más del doble de lo aportado en el mismo período por Codelco, la minera estatal chilena, pese a que ambas registraron niveles de producción similares.
El dato no es menor para provincias argentinas con proyectos cupríferos de clase mundial, como San Juan, ni para Mendoza, donde el único proyecto aprobado para producir cobre opera a una capacidad por debajo de su potencial real debido a las restricciones que imponen las leyes locales. La experiencia chilena vuelve a mostrar que la clave del impacto fiscal no está solo en la existencia de minería, sino en la posibilidad de desarrollar operaciones de gran escala, con continuidad productiva y reglas estables.
Para poner en perspectiva esos aportes al fisco, es útil comparar con las exportaciones totales de la provincia de Mendoza: en 2024 Mendoza alcanzó ventas externas por más de US$ 1.600 millones, con crecimiento interanual significativo en varios sectores productivos según estadísticas oficiales de ProMendoza e INDEC. En lo que va de 2025, los datos del intercambio comercial muestran que la provincia exportó alrededor de US$ 737 millones en el primer semestre, con el vino como principal rubro.
Producción similar, aporte fiscal muy distinto
Según el reporte difundido por la compañía, Escondida alcanzó entre enero y septiembre una producción total de 990 mil toneladas de cobre, compuestas por 849 mil toneladas de cobre pagable en concentrados y 140 mil toneladas de cátodos. Se trata de un incremento interanual del 10%, explicado por una mejora en la ley del mineral y un mayor volumen alimentado a las plantas concentradoras.
En el mismo período, Codelco (con todas sus minas) produjo 937 mil toneladas de cobre, cifra que se eleva a poco más de 1 millón de toneladas si se consideran sus participaciones minoritarias en otras faenas. Aun así, el aporte fiscal de la estatal chilena fue de US$ 1.240 millones, menos de la mitad de lo tributado por Escondida.
La diferencia se vuelve más evidente al observar los ingresos: Escondida registró ventas por US$ 10.587 millones a septiembre, un 22% más que en igual período del año anterior, impulsadas por un mayor precio del cobre y un aumento en las ventas físicas.
Otro elemento que explica la diferencia en resultados fiscales es la estructura de costos. Codelco enfrenta un aumento sostenido de costos producto del envejecimiento de sus yacimientos. Al tercer trimestre, el costo neto a cátodo alcanzó los US$ 3,69 por libra, con un incremento interanual del 6,4%, mientras que el costo directo subió a US$ 2,14 por libra.
BHP no informó el costo neto a cátodo de Escondida, pero sí detalló que sus costos operacionales -excluidos los financieros- sumaron US$ 4.111 millones, un 2% menos que en igual período del año anterior. El resultado fue una ganancia neta de US$ 3.777 millones en los primeros nueve meses del año, un aumento del 45%.
Impuestos, royalty y carga tributaria total
Del total aportado por Escondida, US$ 2.569 millones corresponden a impuestos a la renta e impuesto específico a la minería, lo que representa un crecimiento interanual del 49%. A eso se suman US$ 241 millones en impuestos asociados a la distribución de dividendos. El componente ad valorem del royalty minero, por US$ 97 millones, está incorporado dentro de los costos operacionales de la compañía.
En conjunto, la carga tributaria efectiva de la minería en Chile se ubica en torno al 45%, considerando impuestos generales, tributos específicos y royalty. Es un dato clave para poner en contexto el debate argentino: incluso con ese nivel de presión fiscal, Chile sigue siendo uno de los principales destinos de inversión minera del mundo, apoyado en escala, estabilidad macroeconómica y seguridad jurídica.
En Argentina, con el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), la carga tributaria total para proyectos de gran escala quedaría por debajo del 40%. La diferencia no busca competir vía impuestos bajos, sino compensar otros factores estructurales donde el país corre en desventaja frente a productores consolidados como Chile y Perú.
Con la participación de Santa Cruz, el Comité Ejecutivo debatió la deducción por fletes en el valor en boca de pozo y el estado del proyecto de incentivos a la producción de hidrocarburos. Piden a Nación un ámbito de trabajo conjunto y acompañamiento técnico del CFI para el desarrollo de proyectos.
Autoridades del Gobierno de Santa Cruz, a través del Ministerio de Energía y Minería, participaron de la Reunión del Comité Ejecutivo Nº230 de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI), realizada ayer 17 de diciembre, en la Casa de la Provincia de Tierra del Fuego, en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
El encuentro fue presidido por el secretario ejecutivo de la OFEPHI, Alejandro Monteiro, y contó con la participación del secretario de Estado de Hidrocarburos de Santa Cruz, Juan Carlos Morales, junto a representantes de las provincias de Chubut, Neuquén, Río Negro, Salta y Tierra del Fuego.
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Durante la reunión, se abordaron los temas vinculados al análisis del proyecto de modificación de la Resolución Nacional Nº 435/2004, referido a la deducción por fletes para la determinación del valor en boca de pozo.
En este marco, las provincias expresaron la necesidad de revisar distintos aspectos de la propuesta elevada por la Secretaría de Energía de la Nación, acordando elevar observaciones y solicitar mayor plazo para su tratamiento, así como la creación de un ámbito de trabajo conjunto.
Asimismo, se analizó la situación actual del Proyecto de Incentivos a la Producción Convencional de Hidrocarburos, evaluando los antecedentes y la respuesta emitida por el Consejo Federal de Inversiones (CFI).
El presidente de Bolivia, Rodrigo Paz, anunció este miércoles el fin de la subvención a los combustibles en el país, acompañado de una serie de medidas económicas adicionales. Entre ellas, destacó un aumento del 20% en el salario mínimo nacional, que pasará de 2.750 a 3.300 pesos bolivianos (equivalente a 395 a 474 dólares). El mandatario aseguró que estas acciones buscan proteger especialmente “a quienes más lo necesitan”.
Por su parte, el ministro de Hidrocarburos boliviano, Mauricio Medinaceli, informó este miércoles que los precios de los combustibles tendrán incrementos significativos tras la eliminación de la subvención.
El precio de la gasolina especial subirá de 3,79 a 6,96 pesos bolivianos, mientras que el diésel pasará de 3,74 a 9,80 pesos bolivianos. Esta decisión forma parte de la estrategia del Ejecutivo para contener el gasto público y combatir el contrabando de carburantes hacia países vecinos.
Paz indicó que los nuevos valores serán oficializados mediante un decreto, que también facilitará la importación privada de diésel retirándolo de la list de Sustancias Controladas. La vigencia de los ajustes será inmediata tras la publicación del decreto correspondiente.
Según Paz, “la quita de subsidios no significa abandono, sino orden y justicia”. Esta medida se enmarca en el objetivo declarado de transferir gradualmente al sector privado el abastecimiento nacional de combustibles.
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Rodrigo Paz anunció el finRodrigo Paz anunció el fin de subsidios a combustibles tras 20 años (REUTERS/Claudia Morales) El anuncio surge luego de que Paz presentara el lunes pasado en El Alto la creación de la Comisión de la Verdad, un organismo encargado de investigar la supuesta corrupción en el sector de hidrocarburos durante las gestiones de Evo Morales y Luis Arce, ambos del Movimiento al Socialismo (MAS).
Durante el acto celebrado en la sede de la Procuraduría General del Estado, Paz enfatizó que la meta principal es recuperar los recursos que habrían sido desviados y garantizar que los responsables sean llevados ante la Justicia.
“Esto no es venganza, esto es justicia”, afirmó el mandatario ante funcionarios y la prensa, al oficializar la conformación de la comisión y presentar a sus integrantes. Paz aclaró que la investigación se enfocará específicamente en las políticas de nacionalización e industrialización de hidrocarburos implementadas desde 2006 hasta 2025.
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El pasado 19 de noviembre, el Gobierno boliviano reveló que aproximadamente el 30% del combustible subvencionado termina en el contrabando hacia países vecinos. Así lo informó Margot Ayala, directora de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), quien basó la estimación en análisis y auditorías en curso dentro del sector energético.
Ayala señaló que existen sospechas fundadas sobre la participación de funcionarios públicos en el desvío de diésel y gasolina, entre los que mencionó trabajadores del área de Sustancias Controladas, de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y de la propia ANH. Según sus declaraciones, estarían “dilapidando los recursos del Estado” y facilitando el transporte ilegal de combustibles hacia el exterior.
Diputados rechazó el Capítulo XI del proyecto de Presupuesto 2026.
Si bien la Cámara de Diputados le dio media sanción al proyecto oficial de presupuesto 2026, el gobierno sufrió un duro traspié cuando le rechazaron todo el capítulo XI. Ese apartado incluía la derogación de la Ley de Financiamiento Universitario y de la Ley de Emergencia en Discapacidad, que fue lo que captó la mayor atención. Sin embargo, también modificaba aspectos clave en materia energética.
El capítulo XI incluía la derogación de la ampliación del Régimen de Zona Fría, la modificación del régimen original de Zona Fría y del Fondo Fiduciario que lo financia, la aprobación de un esquema de compensación cruzada para cerrar un conflicto histórico con las distribuidoras eléctricas, la extensión del régimen promocional para las energías renovables por 20 años y la modificación del destino de los fondos de la tasa aplicada a importaciones mineras realizadas con beneficios fiscales. Lo que sigue es un detalle de todos los cambios que el gobierno quiso concretar sin éxito.
Derogación de la ampliación del régimen de Zona Fría
El artículo 69 del proyecto de Presupuesto proponía derogar los artículos 4, 5, 6, 7 y 8 de la Ley 27.637, la norma aprobada por el Congreso en junio de 2021 que amplió el régimen de Zona Fría y estableció descuentos en las tarifas de gas natural para usuarios residenciales de amplias regiones del país.
El régimen de «zona fría” alcanzaba en 2021 a 79 departamentos distribuidos en 10 provincias y luego de la ampliación terminó abarcando a 230 departamentos de 14 provincias. La ley 27.637 sumó a gran parte de Buenos Aires, centro y sur de Córdoba, sur de Santa Fe, Mendoza y casi la totalidad de San Luis. Algunas de esas zonas se caracterizan por sus climas templados, importantes niveles de actividad económica y una media/alta densidad poblacional.
Los artículos que se buscaba derogar regulaban la ampliación del universo de beneficiarios y del alcance territorial del régimen de Zona Fría (artículos 4°, 6° y 7°), los niveles de descuento en la tarifa de gas —30% de descuento sobre el tarifario pleno y 50% para los sectores vulnerables y entidades de bien público— (artículos 4°, 5° y 6°), y las facultades del Poder Ejecutivo para ampliar territorios, revisar periódicamente el régimen, ajustar criterios de elegibilidad y establecer mecanismos de renuncia al beneficio (artículo 8°).
En términos prácticos, la derogación implicaba desactivar el esquema legal que sostiene los subsidios diferenciales al gas por razones climáticas, dejando sin base normativa la ampliación del régimen y permitiendo desactivar o reducir esos beneficios.
Modificación del régimen original de Zona Fría
El artículo 68 modificaba el artículo 3 de la Ley 27.637, que alcanza a las regiones incluidas en el régimen de zona fría original –enumeradas en el artículo 75 de la Ley 25.565 de 2002–. El artículo 3 garantiza que, en esas zonas originales se debe aplicar un descuento del 50% del cuadro tarifario pleno. Es decir, la ley blinda el nivel del subsidio, fijando por norma legal el porcentaje de descuento y dejando poco margen de discrecionalidad al Poder Ejecutivo.
El texto original dice exactamente que los beneficios “serán equivalentes al cincuenta por ciento (50%) de los cuadros tarifarios plenos establecidos por el Enargas. La tarifa diferencial establecida en este artículo no excluirá los beneficios otorgados por otras normas”, mientras que el artículo modificado que propuso el gobierno decía que esos beneficios “serán determinados por el Poder Ejecutivo Nacional, por sí o a través de la autoridad de aplicación de la presente Ley, con las modalidades que considere pertinentes”.
Es decir, la modificación propuesta eliminaba ese porcentaje fijo del 50% y lo reemplazaba por una fórmula abierta: el beneficio pasaba a ser determinado por el Poder Ejecutivo, en las modalidades que considere pertinentes. En la práctica, esto implicaba deslegalizar el nivel del subsidio, manteniendo formalmente el régimen de Zona Fría original, pero habilitando al gobierno nacional a reducir, modificar o redefinir el descuento sin necesidad de una nueva ley del Congreso.
Modificación del Fondo Fiduciario con el que se financia la Zona Fría
Este artículo 67 del proyecto de presupuesto modificaba el artículo 75 de la ley 25.565 que regula el Fondo Fiduciario con el que se financian los subsidios al consumo de gas en las zonas frías históricas del país, donde se incluye la Región Patagónica, Departamento de Malargüe de la provincia de Mendoza y la Región conocida como “Puna”.
El fondo se nutre de un recargo de hasta 7,5% sobre el precio del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte, que pagan todos los consumos en el país (con excepción de exportaciones), y se utiliza para compensar a las empresas proveedoras y distribuidoras por la aplicación de tarifas bonificadas en esas regiones, además de subsidiar la venta de garrafas y gas a granel.
La modificación propuesta en el artículo 67 sustituía el texto vigente del artículo 75 con cambios formales y operativos, pero sin alterar la lógica central del régimen. Se redefinía el objeto del fondo —pasando de “consumos residenciales” a “consumos de gas”, con una redacción más amplia— y se precisaba que las compensaciones se pagan a las empresas proveedoras por las ventas realizadas por distribuidoras y subdistribuidoras. También se incorporaba explícitamente la exclusión de las exportaciones de gas y GNL del recargo y se actualizaba el organismo recaudador (ARCA, en lugar de AFIP).
En términos sustantivos, el artículo no eliminaba ni reducía el Fondo ni el recargo, ni afectaba la vigencia del régimen hasta 2031, sino que ordenaba y actualizaba su redacción, armonizándola con cambios institucionales y con el esquema general de subsidios. El impacto era técnico-reglamentario, no fiscal inmediato: el Fondo seguía existiendo, financiándose con el mismo recargo y cumpliendo el mismo objetivo de sostener tarifas diferenciales en las zonas frías históricas.
Compensación cruzada para cerrar conflicto con las distribuidoras eléctricas
El artículo 71 del proyecto de Presupuesto habilitaba al Ejecutivo a calcular los ingresos dejaron de percibir las distribuidoras eléctricas durante la emergencia tarifaria y usar ese eventual crédito para compensar deudas que tienen con Cammesa, a cambio de que renuncien a reclamos judiciales, extendiendo el mecanismo a provincias que asuman el costo en sus propias jurisdicciones.
Este problema surgió a partir de la sanción la Ley de Emergencia Económica en 2002, durante la gestión de Eduardo Duhalde, tras la caída de la Convertibilidad. Las distribuidoras cobraron menos ingresos que los previstos en sus contratos de concesión y, al mismo tiempo, muchas acumularon deudas con Cammesa por la energía comprada en el Mercado Eléctrico Mayorista.
En el caso de Edenor y Edesur, distribuidoras bajo jurisdicción nacional, la Secretaría de Energía debía, a partir de la entrada en vigencia de este procedimiento, calcular la diferencia entre lo que efectivamente cobraron durante las emergencias y lo que deberían haber cobrado según el contrato de concesión. Si surgía un crédito a favor de la distribuidora, el Poder Ejecutivo podía ordenar a Cammesa que lo aplique para cancelar deudas que esas distribuidoras tengan con el organismo por compra de energía. Todo esto estaba condicionado a que la distribuidora renuncie a cualquier reclamo judicial o administrativo por la emergencia tarifaria. No había pago en efectivo. Solo era compensación contable contra deudas.
Las dos distribuidoras apuntaban a poder saldar deudas con Cammesa cercanas a los US$ 400 millones que fueron regularizadas este año a través de un régimen de 72 cuotas con una tasa de interés conveniente a las empresas. A su vez, el objetivo del gobierno nacional era sanear los balances de las distribuidoras de modo tal de convertirlas en sujetas de crédito para que estén en condiciones de conseguir financiamiento bancario y firmar contratos de compra de energía directamente con empresas generadoras.
La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía era la que determinaba las diferencias de ingresos, quedando habilitada para definir la metodología, decidir qué conceptos incluir o excluir y establecer el procedimiento. No intervenía el Congreso, la Auditoría General de la Nación ni un organismo técnico independiente.
Al mismo tiempo, se planteaba un esquema similar para distribuidoras dependientes de jurisdicciones provinciales o municipales, pero con una diferencia clave: la Nación no asumía la deuda. Las provincias debían aceptar el procedimiento fijado por la Secretaría de Energía, reconocer como propia la deuda de sus distribuidoras con Cammesa y cancelarla aplicando directamente créditos que ya tenían contra el Estado nacional.
Extensión del régimen promocional para las energías renovables
El artículo 74 del proyecto de presupuesto que envió el Poder Ejecutivo, incluido también en el Capítulo XI, extendía por 20 años el régimen promocional para las energías renovables. El artículo decía: “Prorrógase hasta el 31 de diciembre del 2045 el plazo establecido en el artículo 17 de la Ley N° 27.191”. Es ese artículo el que explicita que el acceso y la utilización de las fuentes renovables de energía “no estarán gravados o alcanzados por ningún tipo de tributo específico, canon o regalías, sean nacionales, provinciales, municipales o de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, hasta el 31 de diciembre de 2025”.
Ahora el gobierno, deberá enviar otro proyecto para extender ese plazo o desde el año próximo provincias y/o municipios podrían aplicarle canon, regalías, impuestos o algún tipo de tasa a la actividad.
Modificación del destino de los fondos de la tasa aplicada a importaciones mineras
El artículo 73 del proyecto de presupuesto oficial modificaba el artículo 102 de la ley 11.672 que regula el destino de los fondos de una tasa de comprobación de destino aplicada a importaciones mineras realizadas con beneficios fiscales. Es decir, empresas mineras que importan bienes (maquinarias, equipos, insumos) con exenciones o beneficios fiscales pagan esa tasa para que el Estado controle que esos bienes se usen realmente en proyectos mineros.
Los recursos con afectación específica a la Secretaría de Minería y hasta ahora se utilizan para:
a) la totalidad de los gastos que origine el control del cumplimiento y promoción de las disposiciones contempladas en las normas que establecen incentivos a la actividad minera,
b) el desarrollo del Plan Social Minero, el apoyo técnico – científico para el Plan Nacional de Minerales para Enmiendas de Suelo, y
c) las actividades de apoyo a la actualización tecnológica de los proveedores mineros y de las Micro, Pequeñas y Medianas Empresas Mineras Nacionales, así como su vinculación entre Nación y provincia.
La modificación que había introducido el gobierno, y que fue rechazada por la Cámara de Diputados junto con todo el capítulo 11, proponía destinar esos fondos a:
a) la totalidad de los gastos que origine el control del cumplimiento y promoción de las disposiciones contempladas en las normas que establecen incentivos a la actividad minera, incluyendo la mencionada Ley Nº 24.196 y la Ley Nº 27.742, sin que implique limitación a otras que pudieran ser dictadas en el futuro.
b) las actividades que propicie la autoridad de aplicación de la Ley Nº 24.196 para promover el desarrollo de la actividad minera y el conocimiento e información geológica del país”.
En síntesis, el cambio eliminaba el destino social-productivo específico de esos fondos y ampliaba su uso hacia funciones generales de control, promoción e información geológica, alineadas con el nuevo esquema de incentivos, incluido el RIGI.
Derrame en el yacimiento Bandurria Sur operado por YPF en 2022.
La Corte Suprema de Justicia rechazó este jueves 18 de diciembre una medida cautelar que había solicitado la Asociación de Superficiarios de la Patagonia (Assupa) contra YPF, Pampa Energía, Pan American Energy, Chevron y otras empresas, por un supuesto daño ambiental en la Cuenca Neuquina. Lo que argumentó el máximo tribunal es que Assupa no ofreció pruebas concretas que permitan justificar la solicitud ni justificó el carácter interjurisdiccional de los hechos.
“La presentación de la parte actora no permite tener por configurados los presupuestos señalados porque adolece de significativos defectos”, remarca el fallo firmado por el presidente de la Corte Horacio Rosatti y los conjueces Luis Renato Rabbi Baldi Cabanillas (Salta), Silvina Andalaf Casiello (Rosario) y Rocío Alcalá (Resistencia).
Rechazo a la cautelar por falta de pruebas
En primer lugar, la Corte sostiene que Assupa no conecta hechos dañosos concretos con conductas específicas de las empresas demandadas porque su planteo es genérico e indeterminado. No identifica eventos contaminantes precisos, ni lugares claramente delimitados, ni momentos, ni responsables individualizables, sino que se limita a afirmar la existencia de “incidentes ambientales” en abstracto en la Cuenca Neuquina
El supuesto daño ambiental que invoca Assupa se funda en las conclusiones del documento titulado “Relevamiento de la cuenca hidrocarburífera Neuquina mediante tecnología geoespaciales” realizado a su pedido por la empresa Astecna S.A. y que la asociación adjunta como anexo 6 de su demanda.
Assupa afirma que ese documento constituiría una “prueba de gran peso corroboratorio relativo al daño ambiental”, pero la Corte responde “que tal aseveración no se verifica en la medida en que este relevamiento no menciona pasivos ambientales concretos que deriven de la actividad hidrocarburífera, ni conecta daños con eventos específicos atribuibles a los sujetos demandados.
En la parte denominada “Finalidad del Trabajo”, el informe de Astecna afirma que “a través de las fotos de alta resolución se observa en detalle la magnitud de las locaciones petroleras, el impacto de las mismas sobre los ríos aledaños y el efecto de las picadas 3D sobre el terreno”. Eso lleva a la Corte a sostener que “las conclusiones generales del relevamiento no explicitan ningún hecho concreto y en tal sentido no ‘corroboran’ -tal la expresión utilizada por la actora- ningún daño ambiental atribuible a algún sujeto específico”.
Además, la Corte manifiesta su asombro por “una inverosímil propuesta consistente en invertir la carga de la prueba al considerar que los demandados no han probado que ‘la zona por la que se acciona no se encuentre dañada ambientalmente’. Aun desde una perspectiva dinámica de la carga probatoria, los términos en que formula el punto no permiten advertir por qué razón considera que su parte se encuentra exenta de toda obligación de precisar las circunstancias en las que se habrían producidos los hechos dañosos que denuncia”.
No se precisa el carácter interjurisdiccional
La Corte también objeta la presentación de Assupa porque en ningún momento precisa el carácter interjurisdiccional de los hechos que denuncia. “No localiza con algún grado mínimo de claridad los hechos contaminantes que invoca, limitándose a mencionar difusamente la Cuenca Neuquina como la ‘zona en litigio’, que sería el espacio en el que tales eventos habrían ocurrido”, se afirma.
La delimitación del área supuestamente afectada es clave para admitir la procedencia de la medida cautelar solicitada porque en un fallo de diciembre de 2014 el máximo tribunal ya había delimitado su competencia en la causa “a la recomposición integral del daño ambiental colectivo que provoque efectiva degradación o contaminación en recursos ambientales interjurisdiccionales” y declaró su incompetencia respecto de las pretensiones de naturaleza local o provincial, derivadas de la actividad hidrocarburífera en la Cuenca Neuquina.
Es crucial que la demandante pruebe el carácter interjurisdiccional de los hechos denunciados porque la competencia originaria de la Corte Suprema en materia ambiental es excepcional y está estrictamente limitada a los daños ambientales colectivos que afectan recursos compartidos por más de una jurisdicción; si los hechos son meramente locales o provinciales, la Corte carece de competencia y el caso debe tramitar ante jueces provinciales o federales ordinarios.
Por eso, sin una localización clara de los eventos contaminantes ni una explicación concreta de cómo el daño trasciende el territorio de una sola provincia, la Corte no puede ejercer válidamente su jurisdicción ni ordenar medidas de alcance general, ya que hacerlo implicaría invadir competencias provinciales y desconocer el esquema constitucional de distribución de poderes.
El presidente de Bolivia, Rodrigo Paz, anunció este miércoles el fin de la subvención a los combustibles, con incrementos inmediatos y sustanciales en los surtidores. El precio de la nafta prácticamente se duplicó, mientras que el precio del gasoil casi se triplicó. De esta forma, Bolivia comienza a poner fin a una política de larga data de congelamiento de precios en los surtidores que implicaba la erogación de entre US$1500 y US$2000 millones por año en subsidios.
El precio de la gasolina especial saltó de 3,74 a 6,96 bolivianos, un incremento de 86,1%, mientras que la premium pasó de 7,22 a 11, un 52,3%. El impacto más fuerte se lo llevó el precio del gasoil, que pasó de 3,72 a 9,80 bolivianos, un 163,4 por ciento.
«La quita de subsidios no significa abandono, sino orden y justicia«, dijo el primer mandatario de Bolivia por cadena nacional. «Es una decisión difícil pero necesaria para garantizar el abastecimiento de combustible y dejar de desangrar nuestras reservas», añadió en su cuenta de X.
El ministro de Hidrocarburos, Mauricio Medinaceli, señaló que los nuevos precios de los combustibles estarán vinculados a la cotización internacional del petróleo.
Fin de los subsidios a los combustibles en Bolivia
La eliminación de los subsidios a los combustibles representa por lejos la medida de mayor impacto político y social. Los precios de los combustibles se mantuvieron prácticamente congelados por más de dos décadas, con un consecuente costo fiscal que en los últimos años se ubicó entre US$1500 y US$2000 millones por año. El último intento de corrección de los precios ocurrió en 2010, pero el entonces presidente Evo Morales decidió retrotraer la medida debido al rechazo social.
La medida busca principalmente normalizar la importación y abastecimiento. «El precios de los combustibles se manejará en función de la cotización del barril de petróleo, porque la idea es importar crudo para activar la producción de las refinerías”, explicó Medinaceli.
Otra decisión trascendente es el fin del monopolio de la petrolera estatal YPFB en la comercialización. El gobierno habilitó el ingreso de nuevas empresas que quieran distribuir combustibles en el país. Medinaceli descartó que el gobierno quiera privatizar la petrolera estatal.
Paz declaró la emergencia económica y energética
El presidente de Bolivia decretó la Emergencia Económica, Financiera, Energética y Social en todo el país, adoptando un paquete de medidas excepcionales para estabilizar la macroeconomía, recuperar la liquidez interna, fortalecer las reservas internacionales y garantizar el abastecimiento de combustibles y energía.
El gobierno definió algunas medidas para amortiguar el impacto de los aumentos de los combustibles. La más estructural es un incremento del salario mínimo del 20%. Por otro lado, se refortó la política de transferencias directas en los planes Renta Dignidad y el bono Juancito Pinto. No obstante, se tratan de medidas que alcanzan a los trabajadores de la economía formal, que representan el 20% de la población económicamente activa.
Cerrado ya el acuerdo con McDonald´s para incorporar la cadena global de hamburguesas a la red de tiendas Full, YPF avanza con la inclusión, también, de la franquicia de empanadas Mi Gusto y con Farmacity, de modo que el espacio de la estación de servicio se convertirá en virtual minishopping.
Horacio Marín, CEO y presidente de la compañía petrolera de bandera, estimó que constituir una alianza con McDonald’s, la cadena global de hamburguesas, establece un nuevo estándar para el servicio al cliente en las estaciones de servicio y fortalece la oferta premium.
Según replicó la agencia Noticias Argentinas, el plan de expansión al que se halla abocado apunta a diferenciar a YPF de las competidoras como Shell, Axion y Puma en atención al público.
Las estaciones de servicio ya no se conforman con proporcionar combustible de alta calidad e imponer su política de precios, sino que evolucionan como centros de encuentro y socialización. Intentan para ello aprovechar al máximo la conexión a internet y crear así un ambiente acogedor, a fin de atraer tanto a jóvenes como a adultos.
El tipo de tiendas a formar se dividen en tres, cada uno diseñado para satisfacer las diversas necesidades y expectativas del mercado.
YPF Black, para modelos premium,
YPF Tradicional, que abarca las líneas ya instauradas, e
YPF Refiplus, pensada como una alternativa económica en regiones de menor demanda.
En pos de ese objetivo, se asoció con McDonald’s y acaba de anunciar la incorporación de las populares empanadas “Mi Gusto”, una marca que ganó visibilidad pública en los últimos años, lo que fortalece su oferta gastronómica, a la que sumará un chef a fin de convertir a la firma en un referente de alta calidad en el ámbito de las estaciones de servicios.
De este modo, las tiendas Full, pilares dentro del ecosistema de YPF, emprenden otro cambio drástico con la intención de:
optimizar sus márgenes operativos,
realzar la identidad de marca y
ofrecer una experiencia verdaderamente enriquecedora para los consumidores.
Tendencias de digitalización
Ya atravesó por la etapa de adaptación a las tendencias de digitalización, priorizando el desarrollo de soluciones tecnológicas, como la expansión de su billetera digital, el pago de servicios de más de 6.000 empresas y anticipar la demanda mediante la inteligencia artificial.
La significativa transformación en su área de atención al público apunta a revolucionar la experiencia de sus clientes en las estaciones de servicio
El enfoque se centra en destacar a la compañía dentro de un mercado que busca constantemente nuevas formas de fidelización.
La selección de socios responde a la búsqueda de consistencia entre oferta, operación y experiencia del cliente.
El presidente boliviano, Rodrigo Paz, declaró una emergencia económica el miércoles por la noche y anunció una serie de medidas drásticas, entre ellas la eliminación de los subsidios a los combustibles y la flexibilización del régimen cambiario del país.
Las nuevas regulaciones representan una ruptura decisiva con más de 20 años de política económica socialista y buscan apuntalar las finanzas públicas mientras la inflación supera el 20%.
Paz dijo en la misma transmisión sorpresa junto a su gabinete que eliminar subsidios mal diseñados no significa abandono, sino orden, justicia y una redistribución real y transparente que permitirá generar recursos fiscales adicionales que serán compartidos entre el gobierno central y los gobiernos regionales.
La medida provocó un incremento de 86% en el precio de la gasolina y de más de 160% en el del diésel, los ajustes energéticos más abruptos en décadas. Los nuevos precios se mantendrán por seis meses antes de ser revisados.
Algunas estaciones de servicio en la ciudad de La Paz suspendieron ventas mientras los conductores se apresuraban a abastecerse de combustible subsidiado tras el anuncio, según reportes de medios locales.
El ministro de Economía, Luis Caputo, dio un paso más en su cruzada contra los intendentes que cobran tasas municipales que a su juicio son excesivas: ahora publicó un portal que detalla cuánto incide de que cobran las comunas en el precio de final de servicios y productos, entre ellos los que se venden en supermercados o las que impactan en los combustibles.
Caputo viene sosteniendo una dura pelea por este tema con los intendentes, especialmente con peronistas del conurbano, a los que llegó a acusar de entorpecer la política anti inflacionaria del gobierno, lo que a su vez le varió duras réplicas de los jefes comunales, que le reprochan tener que solventar con sus presupuestos políticas que abandona Nación.
Pero ahora Caputo profundizó la estrategia: armó la web Transparencia Municipal, que contiene un ranking de la “voracidad fiscal” de los municipios al detallar con profusión de datos cuánto impacta cada tasa en los precios y cuáles son los que cobran menos.
Al presentar el mapa, desde la cuenta oficial del ministerio de Economía, argumentaron que la web busca “fortalecer la transparencia fiscal en el ámbito de los gobiernos locales” y definió al detallado mapa como una “herramienta que reúne información tributaria de los municipios de todo el país”.
Al entrar en la provincia de Buenos Aires, que tiene 135 municipios, las tasas aparecen divididas por “Vial”, “Entidades financieras”, Actividades primarias”, “Industria”, e “Hipermercado”. Desde el ministerio aclaran que “los datos fueron relevados de los sitios web oficiales de los municipios al 31 de marzo de 2025”.
En los puestos altos aparecen distritos gobernados por el peronismo, pero también por representantes de PRO, algunos de ellos que se pasaron a La Libertad Avanza.
Qué municipios cobran más por la Tasa Vial (Combustibles)
En algunos distritos se grava a cada litro de combustible o metro cúbico de GNC expendido con distintos porcentajes o montos fijos.
Al tope del cobro figuran dos municipios pro-libertarios. General Pueyrredón y Pinamar cobran un 3% extra. Le siguen los distritos peronistas de Azul,Moreno y Pilar con 2,5%, los trs del peronismo.
En cuanto a municipios que recaudan a través de un monto fijo sobresalen José C. Paz (PJ) con un monto de 30 pesos extra por litro o fracción, seguidos por Junín (PRO) con 11 pesos por litro y General Rodríguez (PJ) 10 pesos por litro.
Autoridades del ministerio de Energía compartieron una jornada de trabajo con directivos del consorcio brasileño GásBra Energía SA —recientemente conformado y que representa a empresas industriales del sector productivo del estado de San Pablo— y de la firma Garantía Capital Ltd.
En ese contexto, parte del grupo empresario realizó un sobrevuelo por yacimientos de Vaca Muerta, con el fin de dimensionar el potencial productivo de la formación. Posteriormente, personal de la subsecretaría de Hidrocarburos expuso los principales indicadores de la actividad hidrocarburífera de la provincia, destacando su historia y potencial.
Durante la actividad, que contó además con una disertación a cargo del ministerio de Economía, Producción e Industria, se intercambiaron propuestas e ideas orientadas a consolidar alianzas estratégicas que impulsen el desarrollo energético de la provincia, con la mirada puesta en la proyección del gas neuquino hacia el mercado brasileño.
En esta línea, desde el área económica se realizó una exposición sobre la situación económica actual de la provincia, en la que se brindó un panorama general del contexto financiero y fiscal, los desafíos que enfrenta Neuquén y las líneas de trabajo que se están impulsando para fortalecer la estabilidad y generar condiciones que acompañen el desarrollo de inversiones, especialmente en sectores estratégicos como el energético.
La visita de la delegación brasileña tiene como objetivo conocer de primera mano la actividad que se desarrolla en la provincia y avanzar en una agenda de trabajo que, a futuro, permita adquirir gas proveniente de Vaca Muerta a las distintas operadoras del sector.
Cabe recordar que, este lunes, los empresarios fueron recibidos por autoridades del Gobierno de la Provincia del Neuquén, en el marco de una instancia institucional de intercambio.
En tanto, autoridades de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) realizaron una presentación institucional de la empresa, en la que explicaron su rol dentro del desarrollo energético provincial y brindaron detalles sobre el potencial del recurso hidrocarburífero y gasífero de Vaca Muerta.
Estas jornadas de trabajo se desarrollaron como un espacio de intercambio técnico e institucional, en el que se abordaron distintos aspectos vinculados al desarrollo energético de la provincia y su proyección regional.
La ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, junto al subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini, y el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, presentó en un roadshow en el Consejo Federal de Inversiones (CFI) la licitación hidrocarburífera de 17 áreas en Mendoza bajo el modelo de licitación continua, con ventajas competitivas para inversores, incentivos y acciones concretas para el sector.
“En Mendoza venimos trabajando de manera sostenida para acompañar al sector privado no solo en la formulación de políticas públicas, sino también generando las condiciones para que las empresas elijan la provincia para desarrollar recursos que todavía tienen un enorme futuro por delante”, afirmó en la exposición Latorre.
“Desde un principio, Mendoza adoptó una lógica clara: no existe un escenario en el que al sector privado le vaya mal para que al Estado le vaya bien. Si a la industria le va bien, a los gobiernos y a la sociedad también les va bien”, agregó.
“Venimos trabajando dentro de las herramientas que tenemos, en esquemas como el de regalías y en un pliego de licitación continua con incentivos que permitan hacer crecer la industria. Las 17 áreas hoy en licitación pública —12 de exploración y 5 de explotación— responden a esa estrategia”, explicó.
“Estamos trabajando para ampliar las fronteras productivas de la provincia y recuperar las campañas exploratorias que nos permitan identificar nuevas oportunidades de inversión que, en consecuencia, impulsen la producción”, puntualizó Latorre, poniendo énfasis en un marco regulatorio renovado que prioriza la reducción de cargas fiscales, la simplificación administrativa y la previsibilidad jurídica.
Por su parte, Erio explicó que el Gobierno de Mendoza trabaja en tres ejes para potenciar la industria. “El primero es sostener el desarrollo del convencional, alargando la vida útil de los campos y haciendo rentables los yacimientos maduros. El segundo es seguir deriskeando y expandiendo el desarrollo del crudo pesado, que viene mostrando muy buenos resultados. El tercero, es acelerar el deriskeo de Vaca Muerta Norte, buscando traer al presente la exploración del no convencional”, aseguró.
Áreas de exploración que se incluyen en el llamado
Las 12 áreas de exploración incluidas en el llamado se distribuyen en las dos principales cuencas productivas de Mendoza. En la Cuenca Cuyana, se licitan las áreas Zampal y Puesto Pozo Cercado Occidental.
En la Cuenca Neuquina se concentra el mayor volumen de áreas ofertadas, con antecedentes técnicos relevantes y distinto grado de información geológica disponible. Entre ellas se destacan:
Atuel Exploración Sur, con una superficie de 316,08 km², incorporada a partir del interés manifestado por Hattrick SA, que desarrolló estudios sísmicos y petrofísicos avanzados.
Atuel Exploración Norte, con 439,76 km², que cuenta con antecedentes de perforación en las áreas Los Pocitos y Lomas de Coihueco.
Los Parlamentos, una de las áreas de mayor extensión, con 1.340,5 km², 11 pozos perforados y un importante volumen de sísmica 2D y 3D.
Boleadero, con modificaciones territoriales basadas en estudios estructurales asociados al pozo APASA.Md.NC.x-1001.
Chachahuen Norte, ex lote de evaluación con una superficie de 1.205,06 km².
Además, se incluyen Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur, Calmuco y CN III Norte.
Áreas de explotación: reactivación de campos
Las cinco áreas de explotación corresponden a bloques con descubrimientos comprobados y, en varios casos, infraestructura existente que permite una rápida puesta en valor.
Entre ellas se encuentra Atamisqui, con una superficie de 214,64 km², donde se perforaron 56 pozos, de los cuales 34 resultaron productivos. A julio de 2025, registra una producción acumulada de 1.918.064 m³ de petróleo y 44,83 Mm³ de gas, e incluye los yacimientos Tierras Blancas Norte, Atamisqui Norte, Atamisqui Sur y El Quemado. A su vez, se incluye en el llamado El Manzano, área que actualmente también está produciendo producto de un contrato de operación y mantenimiento temporal.
También se licitan Puesto Molina Norte, Puntilla del Huincán y Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana, áreas con antecedentes operativos relevantes y potencial para reactivar producción mediante nuevas inversiones.
El informe técnico de estas áreas fue presentado ante los empresarios por el equipo técnico de la Dirección de Hidrocarburos. La presentación se puede encontrar en la página de la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Ambiente https://informacionoficial.mendoza.gob.ar/energiayambiente/licitaciones-hidrocarburos/.
Con este lanzamiento, Mendoza reafirma su posicionamiento como un destino confiable y atractivo para la inversión energética, combinando seguridad jurídica, información geológica de calidad y un esquema fiscal aliviado que busca maximizar la gestión eficiente de los recursos hidrocarburíferos y ampliar las oportunidades de desarrollo económico para la provincia.
Trabajo público-privado para atraer inversiones
El modelo que mostró ante inversores el equipo del Ministerio de Energía y Ambiente combina incentivos fiscales y herramientas regulatorias para mejorar la competitividad.
Incluye la eliminación del canon por renta extraordinaria y del canon extraordinario de producción. Incorpora incentivos a la reinversión orientados al desarrollo de los campos y a la ampliación de la infraestructura existente.
Suma además una mayor flexibilidad operativa a través de figuras como la Iniciativa Privada y los Acuerdos de Evaluación Técnica (AET). Estas herramientas permiten acelerar los procesos de análisis y adjudicación, reducir la carga burocrática, acortar los plazos de decisión y generar condiciones más atractivas para la inversión de riesgo, especialmente en las etapas exploratorias.
En tanto, las áreas se ofertan con el modelo de licitación continua, que permite convocar a concursos públicos en cualquier momento del año, sin depender de ventanas fijas.
La combinación de licitación continua, incentivos fiscales, fortalecimiento técnico y planificación de largo plazo posiciona a la provincia como un actor competitivo dentro del mapa energético argentino, con el objetivo de ampliar la producción, recuperar actividad en campos maduros y generar nuevas oportunidades de desarrollo económico y empleo para los mendocinos.
El gobierno de México anunció la aprobación de 20 proyectos privados de generación renovable por un total de 3320 MW de capacidad instalada y 1488 MW de almacenamiento, tras la convocatoria lanzada en octubre pasado.
Las iniciativas representan una inversión conjunta de 4752 millones de dólares. y comenzarán su ejecución en 2026, con una segunda convocatoria confirmada para finales de enero próximo.
“Refleja un interés claro por invertir en el país. Por eso vamos a repetir este ejercicio”, afirmó la presidenta Claudia Sheinbaum, al anunciar que este nuevo modelo de planeación estatal será replicado el próximo año como parte de la estrategia energética nacional.
La convocatoria, publicada el pasado 17 de octubre, fue diseñada para acelerar los procesos de evaluación y aprobación de permisos. Y tal como informó Energía Estratégica, su objetivo fue viabilizar 6.000 MW renovables.
En total, se ofertaron 5970 MW de capacidad renovable distribuidos en seis regiones del país. De ellos, 3790 MW correspondían a tecnologías fotovoltaica y eólica, y finalmente se adjudicaron 20 proyectos que cumplieron con todos los requisitos técnicos, sociales, ambientales, financieros y legales.
Esto significa que se cubrió el 55% de la capacidad de generación ofertada y se asignó el 58% de los proyectos propuestos en la primera convocatoria. Las iniciativas seleccionadas suman 3320 MW de generación y 1488 MW de almacenamiento: en total, 15 proyectos solares aportarán 2471 MW, mientras que 5 parques eólicos sumarán 849 MW.
Calendario de entrada en operación y distribución regional
El cronograma de entrada en operación de estos proyectos contempla tres momentos: el 19% iniciará operaciones en 2027, el 78% en 2028, y el 3% restante en 2029, con fechas que se ubican entre diciembre de 2027 y julio de 2029, dependiendo del tipo de tecnología y región adjudicada.
Los proyectos aprobados estarán ubicados en 11 estados del país, incluyendo Campeche, Hidalgo, Yucatán, Guanajuato, Oaxaca, Tamaulipas, Quintana Roo, Puebla, Veracruz, Zacatecas y Querétaro.
Mientras que en términos regionales, la región Peninsular fue la más adjudicada, con 1419 MW y una inversión de 2219 millones de dólares. Le siguieron la región Occidental, con 701 MW y más de 861 millones de dólares; la región Oriental, con 520 MW y 785 millones de dólares; la región Central, con 440 MW y 527,2 millones de dólares; y la región Noreste, con 240 MW y 358,6 millones de dólares.
El proceso se desarrolló en línea con la Planeación Energética Vinculante, lo que marcó un cambio estructural en el modelo de permisos. A diferencia del esquema anterior, basado en solicitudes individuales del sector privado, el nuevo enfoque estableció una planificación centralizada que define dónde, con qué tecnología y bajo qué condiciones es posible generar energía. Esta herramienta permitió reducir los tiempos de tramitación de permisos de 8 meses a solo 2.5 meses en promedio, sin sacrificar rigor técnico.
“La Secretaría de Energía hizo un esquema distinto. Dijo: a ver, quieres generar privado, yo te voy a decir dónde y con qué vas a generar”, manifestó la presidenta Claudia Sheinbaum, al explicar que este modelo coordina la inversión privada con las necesidades reales del país.
“Estamos garantizando energía eléctrica suficiente para el desarrollo del país”, agregó, y subrayó que el nuevo modelo tiene “orden, planeación y garantía”, tanto para el Estado como para los privados.
La selección de proyectos fue realizada por un Comité Técnico interinstitucional compuesto por la Secretaría de Energía (SENER), la Comisión Nacional de Energía (CNE), el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), la Comisión Federal de Electricidad (CFE), la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT) y otras autoridades responsables de verificar el cumplimiento de requisitos sociales, técnicos, legales y ambientales. Todo el proceso fue canalizado a través de una ventanilla única, lo que permitió una evaluación integral y simultánea.
Además de priorizar la confiabilidad, continuidad y seguridad del sistema eléctrico, el Comité incorporó criterios como la justicia energética y la innovación tecnológica en la evaluación de proyectos. La funcionaria subrayó que “estos proyectos se evaluaron con criterios sociales, técnicos y financieros, y ahora también se les dará seguimiento en la ejecución”, para asegurar su cumplimiento.
“Queremos que los permisos no sean de papel, sino que realmente se ejecuten”, enfatizó González.
En paralelo, se fortalecerá la infraestructura de transmisión para acompañar esta expansión. “Se está invirtiendo en líneas de transmisión porque se genera, pero ¿cómo transmites la energía? Estamos garantizando producción, transmisión y distribución”, señaló Sheinbaum.
A partir de enero de 2026, miles de usuarios de Chile podrán optar por contratos eléctricos más competitivos, saliendo del segmento regulado y accediendo al mercado libre de energía.
Esto será posible gracias a la reducción del umbral de potencia conectada de 500 kW a 300 kW, una medida promovida por la industria durante más de dos años y que se concretó a inicios de 2025.
“Se abrirá el mercado a entre 3000 y 3500 pequeñas y medianas empresas, aunque la transición no será inmediata. La progresión será similar a cuando se redujo el límite a 500 kV, cuando en el primer año fue un 10-15% del total y, después, el segundo año 20-25% y así los tres siguientes años”, aseguró Eduardo Andrade, secretario ejecutivo de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN).
La mayoría de esos contratos iniciales fueron a cuatro años y resultaron exitosos: “Prácticamente ninguno volvió al segmento regulado, son casos contados con los dedos de la mano”, subrayó el ejecutivo en diálogo con Energía Estratégica.
Y para este nuevo grupo de usuarios que estén entre 300 y 500 kV se espera mantener contratos de cuatro años como estándar, permitiendo cumplir con los requisitos mínimos de permanencia pero también otorgando flexibilidad. Pero con el tiempo, se proyecta una tendencia hacia acuerdos de mayor plazo, a fin de alcanzar valores más interesantes y competitivos.
“¿Qué precios se pueden esperar? Los precios serán cercanos a 60-70 dólares por MWh (tal como se observa en otras partes del Cono Sur), aunque dependerá del volumen de energía, plazos del contrato, ubicación, horarios del consumo y más variables”, explicó Andrade.
El nuevo panorama regulatorio coincide con un contexto de sobreoferta eléctrica en el país, derivada de un crecimiento de la demanda más débil que el histórico. Mientras antes el consumo crecía uno o dos puntos por encima del PIB, hoy lo hace al mismo nivel o incluso por debajo.
“Contamos con el triple de oferta de la demanda máxima”, advirtió el especialista, lo cual se potencia con la incorporación de tecnologías de almacenamiento que permiten desplazar consumo desde horarios valle hacia las horas punta.
Esto genera oportunidades para los comercializadores, ya que bajo su mirada, los comercializadores poseen una ventaja y podrán captar el menor precio y traspasarlo a los clientes finales.
Y si bien la implementación del nuevo umbral de 300 kV comenzará a vislumbrarse a partir del próximo año, desde ACEN no descansan y ya proyectan avanzar hacia un nuevo objetivo: habilitar el acceso al mercado libre a consumidores desde los 100 kW de potencia conectada, con el foco puesto en que los clientes puedan elegir puedan elegir a sus proveedores.
Desde ACEN destacan que existen tres aspectos clave que deben ser revisados para evitar distorsiones y garantizar sostenibilidad del sistema.
El primero tiene que ver con la gestión tarifaria en un contexto de generación distribuida: “Si no se modifica el modelo actual, los que tienen más recursos instalarán paneles y baterías en sus casas y quienes paguen más por las redes sean los que tienen menos recursos, lo cual terminaría elevando el coste para los sectores más vulnerables”.
El segundo eje apunta a la calidad de servicio, aspecto que, según el directivo, requiere una revisión profunda del esquema regulatorio para asegurar estándares adecuados. Y por tanto, una reforma integral del sistema tarifario aparece como condición indispensable para adaptarse a la nueva realidad del mercado eléctrico chileno.
América Latina y el Caribe (ALC) avanza de manera sostenida hacia una matriz energética más limpia, donde las energías renovables continúan expandiéndose, el gas natural se consolida como la principal fuente de energía firme que respalda su crecimiento, y la movilidad eléctrica registra una expansión sin precedentes, indicó el informe anual elaborado por la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE).
El denominado Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2025, reúne las estadísticas oficiales más relevantes del sector energético de los 27 países miembros y analiza las principales tendencias, desafíos y proyecciones de la transición energética en la región.
Resultados año 2025
En el 2025 la capacidad de generación renovable se incrementó en 7 % respecto al 2024.
El 68 % de la nueva capacidad instalada en el año 2025 fue renovable y el 67 % de la electricidad proviene de fuentes limpias.
El 61 % de la nueva capacidad de generación instalada el 2025 es de centrales eólicas y solares.
La generación con energía eólica y solar el 2025 aumentó un 19 % respecto al 2024.
El consumo de electricidad en 2025 es 3.7 % superior al registrado en 2024; y el consumo per cápita se incrementó en 2.6 por ciento.
En ALC las ventas de autos eléctricos livianos sigue creciendo, principalmente en los últimos 3 años, lo que ha significado que el número de este tipo de vehículos en circulación se incremente entre 2022 y 2025 en 851 %, es decir haya crecido casi 10 veces. Hasta octubre de 2025, respecto al 2024, las ventas de vehículos livianos en la región se incrementaron un 52 por ciento.
ALC cuenta al 2025 con una capacidad de almacenamiento de energía en baterías de 1.7 GW.
La capacidad de generación a gas natural aumentó un 12 % respecto al año anterior.
En el año 2025 la generación eléctrica con carbón mineral disminuyó 21 %; y con petróleo y derivados el 31 por ciento.
La producción de petróleo crudo en ALC en 2025 se incrementó 20 % respecto al año anterior, la demanda interna de la región en 24 % y la exportación neta el 13 por ciento.
Proyecciones al año 2050 en escenario de descarbonización acelerada (NET-0)
Bajo un escenario de descarbonización acelerada del sector energético de ALC (NET-0) al 2050, el consumo total de energía se incrementaría 42 % respecto al 2025, mientras que el consumo de electricidad crecería 156 %, es decir casi se triplicaría.
Bajo este mismo escenario, mientras en 2025 el índice de renovabilidad del consumo final es el 31 %, en el 2050 este indicador alcanzaría el 48 por ciento.
La capacidad instalada de generación eléctrica se triplicaría en 2050 respecto a 2025 y su componente renovable pasaría del 68 % en 2025 al 83 % en 2050. La capacidad eólica y solar en conjunto se quintuplicaría.
Se requerirán cerca de 1.000 GW adicionales de capacidad de generación eléctrica con un respaldo de 80 GW en bancos de baterías, con un costo estimado total de la expansión de cerca de 1.500 billones de dólares de los cuales el 90 % correspondería a capacidad renovable.
La generación eléctrica al 2050 se triplicaría respecto al 2025 y su renovabilidad pasaría del 67 % en 2025 al 76 % en 2050. Para ese año el 37 % de la generación total correspondería en conjunto a la eólica y solar. El gas natural participaría con el 22 % de la generación eléctrica total.
Bajo las premisas del escenario NET-0, el consumo de electricidad en el sector transporte en ALC, llegaría a representar en 2050 cerca de un 10 % del consumo total de energía de ese sector, el 3 % del consumo final total de energía de la región y el 9 % del consumo eléctrico total de la región.
Con la expansión de los data centers en ALC, el consumo de electricidad de dichas instalaciones representaría en 2050, el 40 % de la electricidad total consumida por el sector comercial y de servicios, y un 10 % del consumo eléctrico total de la región.
Los requerimientos de electricidad para la producción de hidrógeno verde en ALC, tanto para consumo interno como para exportación, considerados en el escenario NET-0 para el año 2050, serían del orden del 12 % de la generación total de electricidad de la región y el 4% de la oferta total de energía de la región en ese año.
De la oferta total de energía en ALC al 2050, el gas natural aportaría con el 34 % frente al 26 % de aportación el 2025, mientras que la participación de las fuentes de energía renovables no convencionales incrementarían su participación del 5 % actual al 14 % en 2050.
Para el 2050, el petróleo y sus derivados tendrían un 20 % de participación en la oferta energética total de la región y la participación del carbón mineral sería solamente del 1 por ciento, señala el informe de la OLACDE.
Descarga el Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2025: https://www.olade.org/publicaciones/panorama-energetico-de-america-latina-y-el-caribe-2025/
La Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (CECHA) comunicó el horario de funcionamiento especial que regirá para las estaciones de servicio de todo el país durante las celebraciones de Navidad y Año Nuevo.
De acuerdo con la mayoría de los convenios colectivos de trabajo del sector, los establecimientos no brindarán atención al público general entre las 22:00 horas y las 06:00 horas en los siguientes períodos:
-Nochebuena y Navidad: desde las 22:00 del 24 de diciembre hasta las 06:00 del 25 de diciembre.
-Nochevieja y Año Nuevo: desde las 22:00 del 31 de diciembre hasta las 06:00 del 1 de enero.
Cabe destacar que, durante estos horarios, se garantizará un servicio de guardia activo para asistir de manera exclusiva a vehículos de servicios esenciales y de emergencia, tales como ambulancias, bomberos, policía y otros organismos de asistencia pública.
Ante este horario especial, CECHA recomienda a los conductores y usuarios en general planificar con anticipación y cargar combustible antes de las 22:00 horas de las fechas mencionadas, asegurando así su movilidad y evitando inconvenientes durante las festividades.
Daniel Schteingart, director de Desarrollo Productivo Sostenible y curador de Argendata en Fundar; Juan Manuel Telechea, economista y columnista en Cenital; y Patricia Charvay, economista y socia de la consultora Economía y Energía; participaron del capítulo 22 de Dínamo.
Uno de los dilemas centrales para el futuro de la matriz productiva argentina pasa por desentrañar si Vaca Muerta podrá servir como palanca de un plan de desarrollo integral del país, o si -en cambio- se limitará a ser un proyecto de enclave energético que aporte divisas sin generar un derrame significativo sobre la industria y el empleo.
Para analizar el desafío de transformar el boom de los hidrocarburos no convencionales de la Cuenca Neuquina en verdadero desarrollo a escala nacional, Daniel Schteingart, director de Desarrollo Productivo Sostenible y curador de Argendata en Fundar; Juan Manuel Telechea, economista y columnista en Cenital; y Patricia Charvay, economista y socia de la consultora Economía y Energía, conversaron en la última emisión de Dínamo – Charlas de Energía, ciclo conducido por Nicolás Gandini.
Schteingart abrió el debate señalando que el rol de los recursos naturales es crucial, pero la historia demuestra que en muchos países han sido más un problema para el desarrollo que una solución concreta para sus habitantes. La clave, a su entender, radica en qué se hace con la renta de su explotación. Ejemplos de gestión exitosa, como Noruega o Australia, particularizó, contrastan con los fracasos de naciones como Venezuela o Angola.
“Noruega, por caso, utiliza su renta petrolera invirtiéndola en activos globales y no en gastos corrientes, logrando que cada noruego posea 250.000 dólares per cápita a partir de eso, además de haber desarrollado una fenomenal política de proveedores en torno a su industria energética”, ejemplificó.
En definitiva, opinó, para que Vaca Muerta sea una palanca de desarrollo la renta generada debería invertirse en educación, infraestructura, ciencia y fortalecimiento de cadenas de valor aguas arriba y aguas abajo. “Esto incluye fomentar la actividad petroquímica, el gas natural licuado (GNL) y el entramado metal-mecánico, que hoy está muy golpeado”, puntualizó.
Sin embargo, advirtió, esta agenda no resulta especialmente interesante para la gestión de Javier Milei. “El Gobierno nacional, bajo una visión ideológica liberal, parte de la idea de que la estructura productiva es neutral en términos de crecimiento, lo que significa que da lo mismo producir bananas que satélites. Esta postura no prioriza el desarrollo de actividades que involucren conocimientos más complejos, perdiendo la oportunidad de multiplicar el empleo indirecto”, se lamentó.
Dependencia mutua
En octubre, tal como remarcó Charvay, la Argentina batió su mejor marca de producción de petróleo desde 1998, alcanzando los 865.000 barriles diarios. El panorama, acotó, es bastante similar en el plano de la oferta gasífera, que esta temporada logró su mejor rendimiento desde 2003. “Más allá de todo, podría decirse que recién estamos retomando los niveles productivos de fines de los ’90 y principios de los 2000. Estamos volviendo, pero nos llevó 25 años”, consideró.
Gracias a esta tendencia alcista, explicó, se dio un drástico cambio en la balanza comercial: el sector pasó de generar una salida continua de divisas durante 15 años a verificar un superávit auspicioso. “En solo dos años (2022 y 2023), Vaca Muerta aportó US$10.000 millones más a la balanza comercial. Se proyecta, en un escenario optimista, que en una década la Argentina podría producir 1,5 millones de barriles de petróleo, con 1 millón destinado a la exportación”, vaticinó la especialista, quien acotó que esa expansión suena perfectamente viable, aunque podría ralentizarse si la cotización internacional del recurso se mantiene baja; es decir, cercana a los US$60 por barril.
En estos momentos, intervino Telechea, la discusión macroeconómica lo consume todo. “Todavía hay que seguir remachando acerca de lo importante que es el crecimiento económico para el bienestar de la población argentina”, aseguró. Existe una sinergia y una dependencia mutua en relación con el desempeño del sector hidrocarburífero, a su criterio, ya que para poder desarrollar Vaca Muerta hace falta contar con “una macro estable”. “Asimismo, para que haya una macroeconomía estable se necesita a Vaca Muerta«, señaló el analista, remarcando que la incertidumbre reduce el margen de negociación con las multinacionales.
“El Gobierno nacional, bajo una visión ideológica liberal, parte de la idea de que la estructura productiva es neutral en términos de crecimiento, lo que significa que da lo mismo producir bananas que satélites», planteó Schteingart.
Encrucijada socioeconómica
Después de casi 15 años sin crecimiento económico en la Argentina, aseguró Telechea, es hora de “apelar a todo lo que tengamos”, ejerciendo controles ambientales y sociales, pero sin prohibir ninguna actividad productiva per se. “Retomar el crecimiento es la condición necesaria, aunque no suficiente, para salir de la encrucijada socioeconómica del país”, enfatizó.
Schteingart, por su parte, matizó esta visión, advirtiendo que importa mucho “cómo se crece”. En ese sentido, expuso que la minería y el petróleo generan en total unos 100.000 empleos formales, lo que representa el 0,5% de la ocupación total en la Argentina. “El riesgo de un modelo apalancado casi exclusivamente en actividades muy capital-intensivas es que el derrame social sea bajo, llevando a la paradoja de una economía que crece sin crear empleo”, cuestionó.
Es sumamente problemático, desde su mirada, que el sector estrella de la economía nacional no esté creando tanto trabajo como se esperaba ni deteniendo la pérdida de empresas, habilitando así la aparición de discursos de rechazo hacia la industria extractiva. “La caída en términos laborales y empresariales en cuencas maduras como la del Golfo San Jorge no se ve compensada por el crecimiento de Vaca Muerta o el litio. De hecho, se han perdido 18.000 empresas en los primeros 20 meses de la gestión de Milei, con 150.000 empleos formales menos que al inicio”, especificó.
El concepto de «destrucción creativa», comentó Telechea, puede funcionar en entornos como Silicon Valley, pero en la Argentina la pérdida de una empresa metalmecánica equivale a una «desertificación del entrampado productivo». La estrategia gubernamental de “abrir sin paracaídas” significa que las compañías deben arreglárselas solas ante el «tsunami productivo». “Esto genera una ‘tormenta perfecta’ para los sectores que deben reconvertirse, ya que el Gobierno subestima la enorme dificultad de reconstruir las capacidades productivas perdidas”, acotó Schteingart.
Daniel Schteingart, Juan Manuel Telechea y Patricia Charvay analizaron el desafío de transformar el boom de los hidrocarburos no convencionales de la Cuenca Neuquina en verdadero desarrollo a escala nacional.
Oportunidad latente
A decir de Charay, la estacionalidad de la demanda de gas en la Argentina (que es alta en invierno y baja en verano) dificulta sobremanera la productividad continua. La instalación de plantas licuefacción, planteó, resultará clave para acotar esa limitación estacional al permitir un bloque de producción más continuo y estable durante todo el año. “Si bien el ingreso de divisas por la vía del GNL parece que viene mucho más lento de lo que se anuncia, existe un proyecto concreto como el de Southern Energy, que ya cuenta con decisión final de inversión y contratos firmados. La posibilidad está, pero para su concreción faltan unos años”, reconoció.
Por lo pronto, afirmó Schteingart, el desarrollo de Vaca Muerta está reconfigurando el mapa productivo territorial. “Neuquén ya es la quinta provincia en materia de Producto Bruto Interno (PBI), sólo por detrás de Buenos Aires, la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Córdoba y Santa Fe. Si las proyecciones se cumplen, los neuquinos podrían duplicar su participación en la economía nacional, acercándose al 7% u 8% del PBI argentino en la próxima década”, anticipó.
Este crecimiento, admitió, trae consigo una deuda de infraestructura urbana. “La falta de servicios y viviendas hace que la infraestructura esté corriendo siempre por detrás, tal como se ve en Añelo”, ilustró.
Al ser un segmento que no deja de crecer, argumentó Charvay, muchos ‘cuellos de botella’ emergen y se van resolviendo sobre la marcha. “Los retos seguirán apareciendo y es deseable que así sea. Entre las mayores prioridades a atender figura el transporte de energía eléctrica, un segmento cuyas obras fundamentales vienen siendo postergadas desde hace muchísimos años”, criticó.
No menos relevante, agregó, será continuar con la ampliación de la red de gasoductos y oleoductos. “Más allá de los últimos avances registrados, el abastecimiento del norte del país es un punto especialmente crítico porque tiene que ver con el sistema energético argentino en su totalidad”, reflexionó.
Objetivo realista
Telechea identificó un problema grave en el peronismo: la falta de conducción política, que genera miradas divergentes sobre temas trascendentales. “El desgaste macroeconómico hace que estas discusiones de desarrollo pasen a un segundo plano”, reclamó.
Es cierto, concedió, que el boom hidrocarburífero podría significar un reverdecer del PBI. “No obstante, incluso con las proyecciones más optimistas, el sector no solucionará por sí solo los problemas estructurales de la economía argentina”, manifestó.
En la misma sintonía se expresó Charvay, quien reivindicó la importancia del desarrollo de los hidrocarburos a la hora de captar dólares y gestar dinámicas internas positivas. “Pero con eso sólo no alcanzará”, recalcó.
El gran riesgo, para Schteingart, es caer en la narrativa “Eldoradista”, incurriendo en el sobredimensionamiento del potencial de la Cuenca Neuquina. “Yo no me imagino que con Vaca Muerta tengas algo que automáticamente te transforme en Noruega o en España”, comparó.
El objetivo realista, expresó, pasa por volver a acercarse a los países vecinos que han sacado «varias cabezas de ventaja». “Sin gestión estratégica, podríamos encaminarnos a la frustración, como ya ocurrió con el hidrógeno verde o con los anuncios de inversión que demoran en materializarse”, sostuvo.
El ex ministro de Energía, Juan José Aranguren, sostuvo que “la reforma de laLey de Glaciareses totalmente constitucional” y que “al ser una norma de presupuestos mínimos, determina si afecta o no un recurso estratégico y devuelve a las provincias sus potestades”.
Invitado a la reciente edición de Dínamo -Charlas de Energía, el ciclo que conduce Nicolás Gandini por el canal de YouTube EconoJournal, Aranguren analizó la reforma de la Ley de Glaciares que presentó este lunes el gobierno de Javier Milei en el Senado.
En principio, el proyecto oficial pretende reformar aspectos técnicos y no plantea una derogación de la Ley de Glaciares (N° 26.639), que fue aprobada en 2010. La iniciativa comenzó a debatirse este miércoles en el plenario de las comisiones de Minería y Ambiente y se espera que se trate durante las sesiones extraordinarias del Poder Legislativo que comenzaron esta semana.
La principal modificación que plantea la reforma a la ley actual implica que cada provincia determine cuál es la zona donde se puede desarrollar la actividad minera. Con el nuevo texto, el gobierno busca que se destraben una serie de inversiones mineras, sobre todo de proyectos de cobre.
La reforma de la Ley de Glaciares es constitucional
Aranguren afirmó que el proyecto de reforma de la Ley de Glaciares “compatibiliza el desarrollo minero con los artículos 41 y 124 de la Constitución Nacional”. El primer apartado al que hizo referencia indica que “todos los habitantes gozan del derecho a un ambiente sano, equilibrado, apto para el desarrollo humano y para que las actividades productivas satisfagan las necesidades presentes sin comprometer las de las generaciones futuras; y tienen el deber de preservarlo”.
Además, subraya que “corresponde a la Nación dictar las normas que contengan los presupuestos mínimos de protección, y a las provincias, las necesarias para complementarlas, sin que aquéllas alteren las jurisdicciones locales”.
En tanto, el artículo 124 de la Constitución Nacional, que también mencionó Aranguren, afirma que “corresponde a las provincias el dominio originario de los recursos naturales existentes en su territorio”.
Aranguren sostuvo que “la Ley de Glaciares nunca se reglamentó, con lo cual nunca se aplicó. Y no sólo eso, sino que hay artículos que se contraponen unos con otros. En un lugar dice que está permitida la actividad minera y en otro lado dice que está prohibida”.
“Por eso es importante ahora, con el cumplimiento del artículo 124 de la Constitución que dice que los recursos son originarios de las provincias, tomar la responsabilidad de analizar si afecta o no a un recurso estratégico hídrico”, finalizó Aranguren.
Qué dice la actual Ley de Glaciares sobre las áreas periglaciares
“Qué mejor que cada provincia determine cuál es la zona periglaciar», sostuvo Milei.
Aranguren destacó que “la Ley de Glaciares no define las áreas periglaciares. Justamente lo que se tiene que definir es la capacidad que tiene el glaciar o la zona periglaciar de afectar un recurso hídrico estratégico, ya sea como reserva de agua o como aporte de un recurso hídrico”.
Además, sostuvo: “¿Por qué no es afectado por la Ley de Glaciares el sector del litio? Justamente porque se desarrolla en un área donde no tiene este tipo de restricción en el entorno periglaciar”.
“Manteniendo el principio precautorio, (el proyecto de reforma de la ley) le devuelve a las provincias su responsabilidad y el estudio de impacto ambiental será el que definirá si es o no es una reserva estratégica de agua. Si no lo es, entonces se podrá hacer la actividad minera”, destacó.
“Lo que no puede ocurrir en una ley es que no se defina nada porque entonces siempre se estará en un limbo de definición, que es lo peor que puede pasar, porque no hay certezas”, describió el ex ministro.
El proyecto establece que el inventario sobre zonas periglaciares seguirá bajo el paraguas del Instituto Argentino de Nivología, Glaciología y Ciencias Ambientales (IANIGLA), que es el ente que tiene la autoridad fijada por la ley y el encargado de elaborar el Inventario Nacional de Glaciares. “Las provincias tendrán la potestad de aprobar o no el estudio de impacto ambiental de un proyecto minero si afecta zonas periglaciares y recursos hídricos”, señaló Arangure.
La necesidad de aplicar criterios científicos
La ley 26.639 prohíbe la exploración y explotación minera e hidrocarburífera en las zonas glaciares y periglaciares. Sin embargo, la norma no define de manera precisa a las zonas periglaciares.
El artículo 2 de la ley dice que “se entiende por ambiente periglaciar en la alta montaña, al área con suelos congelados que actúa como regulador del recurso hídrico. En la media y baja montaña al área que funciona como regulador de recursos hídricos con suelos saturados en hielo”. Identificar esos suelos requiere criterios científicos que la actual ley no detalla.
Fundación Temaikèn aumentó su consumo energético de fuentes renovables de su bioparque de Escobar, con energía solar y eólica de YPF Luz que abastece el 80% de su demanda.
El proceso se realiza mediante circuitos cerrados, optimizando los recursos y evitando el desperdicio de agua.
En un principio, el 30% de su consumo eléctrico se abastecía con energía del Parque Solar Zonda, ubicado en San Juan. Recientemente, decidieron aumentar el porcentaje y llegar a un 80% renovable sobre el total de su consumo. Se complementa este abastecimiento con energía del Parque Eólico General Levalle, ubicado en Córdoba.
La apuesta escalonada de Fundación Temaikèn demuestra la confianza en YPF Luz y ejemplifica cómo las energías renovables se han convertido en una alternativa costo-eficiente y competitiva en el abastecimiento energético de diferentes industrias. Desde la celebración del PPA (Power Purchase Agreement) hasta la actualidad, Fundación Temaikèn recibió 6.000 MWh de energía renovable, que equivalen al consumo de 2.000 hogares argentinos aproximadamente.
“Para Fundación Temaikèn la sostenibilidad es parte de nuestra misión. Este acuerdo con YPF Luz refuerza el camino que venimos transitando: sumar acciones concretas que cuiden el ambiente y que al mismo tiempo nos permitan mostrar que es posible transformar la manera en que usamos la energía. Lograrlo junto a un socio estratégico como YPF Luz demuestra que la conservación requiere de alianzas que trascienden sectores y que generan un impacto real”, destacó Sergio Guerra, director general de Fundación Temaikèn.
“Estamos felices de profundizar nuestra alianza con Fundación Temaikèn. Este nuevo paso demuestra la confiabilidad que tienen las empresas en YPF Luz y nos impulsa a continuar ofreciendo soluciones energéticas eficientes que se adapten a las diferentes demandas. También exploraremos junto a Temaikèn acciones de voluntariado corporativo, ya que contamos con un robusto y exitoso Plan de Inversión Social que nos permite impactar positivamente en las comunidades donde operamos”, expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.
Frente a un escenario global de volatilidad que proyecta una tendencia bajista en el precio del barril de petróleo para el próximo año, la conducción YPF ratificó su decisión de acelerar el ritmo de actividad en 2026. La petrolera bajo control estatal prevé una inversión de unos US$6.000 millones el año que viene. Para garantizar este flujo de fondos pese al retroceso del precio internacional del crudo, la empresa que preside Horacio Marín apuesta a profundizar la reconfiguración de su cartera de activos.
El nivel de inversión que deberá aprobar el directorio y cuyo monto final se precisará cuando sea comunicado al mercado, representa un incremento del 20% respecto a lo presupuestado para el cierre de este ejercicio 2025, con lo cual se busca blindar el desarrollo del no convencional frente a las fluctuaciones del mercado internacional.
Sucede que si bien la perforación de pozos de black oil en Vaca Muerta es rentable con un barril cercano a los 50 dólares gracias a los niveles de eficiencia obtenidos en los últimos años, un precio tan bajo no habilita la inversión en nueva infraestructura de evacuación y procesamiento de crudo como la que requiere el desarrollo de nuevas áreas en Neuquén.
Liquidez a pesar del precio del barril
La clave para sostener la inversión en un contexto de menores ingresos por ventas de crudo reside en la generación de un «colchón» de liquidez mediante desinversiones estratégicas. YPF planea obtener recursos adicionales a través de tres operaciones de gran escala: la venta de los yacimientos convencionales Manantiales Behr (Chubut) y Chachahuen (Mendoza); su participación en la distribuidora Metrogas y la reciente operación vinculada a la productora de fertilizantes Profertil.
Estos movimientos permitirían compensar una eventual caída en la recaudación por exportaciones y ventas locales de combustibles, con un ingreso adicional por gestión de activos que le podrían significar el año próximo ingresos de entre US$ 1.600 y US$ 2.000 millones.
La propuesta de Rovella Capital supera los US$450 millones.
En el caso de Profertil, donde compartía sociedad con la canadiense Nutrien, la venta del 50% de las acciones al grupo Adecoagro por unos US$ 650 millones es una operación que garantiza liquidez inmediata, con lo cual a compañía abandona el segmento de los fertilizantes nitrogenados, que si bien era un negocio de alta rentabilidad y posibilidad de expansión en la planta de Bahía Blanca, era ajeno al core energético.
En paralelo, se encamina la cesión de Manantiales Behr —el principal bloque convencional de la provincia de Chubut— al grupo Rovella Capital por una cifra superior a los US$ 450 millones. Por la venta de Chachahuen, podría recaudar otros US$ 250 millones. Con estos movimientos, se acelera el cierre del denominado «Plan Andes», el cual busca transferir áreas convencionales a empresas con otra capacidad de gestión y enfocar los recursos financieros y el equipo técnico a la ventana de shale.
Finalmente, YPF buscará avanzar en su salida del 70% de participación en Metrogas, la principal distribuidora de la Argentina, para lo cual se aguarda que el Gobierno nacional extienda la concesión por otros 20 años, lo que elevaría la valuación de la distribuidora entre 600 y 900 millones de dólares, de acuerdo a muy disímiles valuaciones del mercado.
YPF activa un plan de resilencia
Esta hoja de ruta se apoya en una visión contracíclica del mercado. Desde la conducción de YPF sostienen que una baja en el precio internacional del petróleo suele arrastrar consigo una reducción los costos de los servicios. Al reducirse las tarifas de las empresas de servicios especiales, se presenta una ventana de oportunidad para invertir más con menos recursos.
La otra cuestión clave de esa estrategia es sostener el plan de eficiencia y mejora de la productividad en toda la cadena de la petrolera. Este 2025 se asegura que YPF logró una mejora superir al 30% en la velocidad de fractura y un 25% en perforación, lo que hace que para la previsión realizada de 250.000 barriles de 2026 se requieran de 3 a 4 rigs menos de los previstos, lo que es otro ahorro de costos.
En términos operativos, la eficiencia fue el motor de la rentabilidad reciente. La petrolera con su plan de desinversión a través del Plan Andes logró reemplazar barriles convencionales por no convencionales con una ganancia adicional de Ebitda superior a los US$1.300 millones.
YPF sigue apuntalando su mejora de eficiencias en el campo.
El objetivo es preparar la estructura productiva durante 2026 para el salto de producción de 2027, año en el que se espera una recuperación de las cotizaciones internacionales. El 2025 cerrará con una caída promedio en los precios internacionales superior al 12%, hasta unos US$63 por barril y la diversidad de pronósticos indican para el año próimo una profundización de la tendencia hasta los US$55 o los US$50 dólares por barril.
La recuperación hacia 2027
Esa fuerte señal de precios para la industria que reacciona rápidamente en el mundo es lo que puede contribuir a una reducción de la oferta y en consecuencia a una recuperación de precios hacia 2027, sumado a lo que algunos analistas consideran es el pico de producción que podrá alcanzar por entonces algunos de los principales productores globales.
La estrategia de YPF de corto plazo tiene como horizonte fortalecer en 2026 su infrestructura con la finalización del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). El oleoducto, que actualmente presenta un avance de obra cercano al 45%, es ejecutada por YPF junto a un consorcio de socios locales, y ya tiene plazos definidos para la puesta en marcha para los cuales el upstream debe responder con una aceleración de producción.
Se espera que para enero de 2027 la primera etapa del oleoducto alcance una capacidad de 180.000 barriles diarios, a lo que le seguirá un cronograma de expansión agresivo, ya que a los seis meses de su inauguración la capacidad subirá a 360.000 barriles, mientras que para 2028 se proyectan 550.000 barriles totales. Incluso, el diseño contempla una expansión adicional hasta los 720.000 barriles diarios si la demanda de exportación lo justifica.
Frente a un escenario global de volatilidad que proyecta una tendencia bajista en el precio del barril de petróleo para el próximo año, la conducción YPF ratificó su decisión de acelerar el ritmo de actividad en 2026. La petrolera bajo control estatal prevé una inversión de unos US$6.000 millones el año que viene. Para garantizar este flujo de fondos pese al retroceso del precio internacional del crudo, la empresa que preside Horacio Marín apuesta a profundizar la reconfiguración de su cartera de activos.
El nivel de inversión que deberá aprobar el directorio y cuyo monto final se precisará cuando sea comunicado al mercado, representa un incremento del 20% respecto a lo presupuestado para el cierre de este ejercicio 2025, con lo cual se busca blindar el desarrollo del no convencional frente a las fluctuaciones del mercado internacional.
Sucede que si bien la perforación de pozos de black oil en Vaca Muerta es rentable con un barril cercano a los 50 dólares gracias a los niveles de eficiencia obtenidos en los últimos años, un precio tan bajo no habilita la inversión en nueva infraestructura de evacuación y procesamiento de crudo como la que requiere el desarrollo de nuevas áreas en Neuquén.
Liquidez a pesar del precio del barril
La clave para sostener la inversión en un contexto de menores ingresos por ventas de crudo reside en la generación de un «colchón» de liquidez mediante desinversiones estratégicas. YPF planea obtener recursos adicionales a través de tres operaciones de gran escala: la venta de los yacimientos convencionales Manantiales Behr (Chubut) y Chachahuen (Mendoza); su participación en la distribuidora Metrogas y la reciente operación vinculada a la productora de fertilizantes Profertil.
Estos movimientos permitirían compensar una eventual caída en la recaudación por exportaciones y ventas locales de combustibles, con un ingreso adicional por gestión de activos que le podrían significar el año próximo ingresos de entre US$ 1.600 y US$ 2.000 millones.
La propuesta de Rovella Capital supera los US$450 millones.
En el caso de Profertil, donde compartía sociedad con la canadiense Nutrien, la venta del 50% de las acciones al grupo Adecoagro por unos US$ 650 millones es una operación que garantiza liquidez inmediata, con lo cual a compañía abandona el segmento de los fertilizantes nitrogenados, que si bien era un negocio de alta rentabilidad y posibilidad de expansión en la planta de Bahía Blanca, era ajeno al core energético.
En paralelo, se encamina la cesión de Manantiales Behr —el principal bloque convencional de la provincia de Chubut— al grupo Rovella Capital por una cifra superior a los US$ 450 millones. Por la venta de Chachahuen, podría recaudar otros US$ 250 millones. Con estos movimientos, se acelera el cierre del denominado «Plan Andes», el cual busca transferir áreas convencionales a empresas con otra capacidad de gestión y enfocar los recursos financieros y el equipo técnico a la ventana de shale.
Finalmente, YPF buscará avanzar en su salida del 70% de participación en Metrogas, la principal distribuidora de la Argentina, para lo cual se aguarda que el Gobierno nacional extienda la concesión por otros 20 años, lo que elevaría la valuación de la distribuidora entre 600 y 900 millones de dólares, de acuerdo a muy disímiles valuaciones del mercado.
YPF activa un plan de resilencia
Esta hoja de ruta se apoya en una visión contracíclica del mercado. Desde la conducción de YPF sostienen que una baja en el precio internacional del petróleo suele arrastrar consigo una reducción los costos de los servicios. Al reducirse las tarifas de las empresas de servicios especiales, se presenta una ventana de oportunidad para invertir más con menos recursos.
La otra cuestión clave de esa estrategia es sostener el plan de eficiencia y mejora de la productividad en toda la cadena de la petrolera. Este 2025 se asegura que YPF logró una mejora superir al 30% en la velocidad de fractura y un 25% en perforación, lo que hace que para la previsión realizada de 250.000 barriles de 2026 se requieran de 3 a 4 rigs menos de los previstos, lo que es otro ahorro de costos.
En términos operativos, la eficiencia fue el motor de la rentabilidad reciente. La petrolera con su plan de desinversión a través del Plan Andes logró reemplazar barriles convencionales por no convencionales con una ganancia adicional de Ebitda superior a los US$1.300 millones.
YPF sigue apuntalando su mejora de eficiencias en el campo.
El objetivo es preparar la estructura productiva durante 2026 para el salto de producción de 2027, año en el que se espera una recuperación de las cotizaciones internacionales. El 2025 cerrará con una caída promedio en los precios internacionales superior al 12%, hasta unos US$63 por barril y la diversidad de pronósticos indican para el año próimo una profundización de la tendencia hasta los US$55 o los US$50 dólares por barril.
La recuperación hacia 2027
Esa fuerte señal de precios para la industria que reacciona rápidamente en el mundo es lo que puede contribuir a una reducción de la oferta y en consecuencia a una recuperación de precios hacia 2027, sumado a lo que algunos analistas consideran es el pico de producción que podrá alcanzar por entonces algunos de los principales productores globales.
La estrategia de YPF de corto plazo tiene como horizonte fortalecer en 2026 su infrestructura con la finalización del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). El oleoducto, que actualmente presenta un avance de obra cercano al 45%, es ejecutada por YPF junto a un consorcio de socios locales, y ya tiene plazos definidos para la puesta en marcha para los cuales el upstream debe responder con una aceleración de producción.
Se espera que para enero de 2027 la primera etapa del oleoducto alcance una capacidad de 180.000 barriles diarios, a lo que le seguirá un cronograma de expansión agresivo, ya que a los seis meses de su inauguración la capacidad subirá a 360.000 barriles, mientras que para 2028 se proyectan 550.000 barriles totales. Incluso, el diseño contempla una expansión adicional hasta los 720.000 barriles diarios si la demanda de exportación lo justifica.
El mercado de combustibles en Argentina cerró 2025 con incrementos en los precios de los biocombustibles que superaron la pauta inflacionaria y se desacoplaron de la tendencia internacional. Estos insumos, esenciales para el corte obligatorio en naftas y gasoil, registraron aumentos que oscilaron entre el 37% y más del 63% a lo largo del año, luego de un período de precios atrasados desde 2024. En paralelo, los combustibles líquidos reflejaron incrementos entre el 45% y el 53% hasta noviembre.
El biodiésel, que se utiliza para mezclar con el gasoil, fue el que sufrió el mayor aumento, con un alza del 63,5% durante el año, pasando de $1085.887 por tonelada en enero a $1775.230 en diciembre. Si se considera el período desde diciembre de 2024, el incremento alcanza casi el 67%.
Por su parte, el bioetanol, que actualmente se incorpora en un 12% a las naftas, tuvo un crecimiento más moderado. El bioetanol derivado de caña de azúcar subió de $717.880 en febrero a $963.926 en diciembre, mientras que el producido a partir de maíz pasó de $657.962 a $883.464 en el mismo lapso, con un ajuste anual cercano al 37%.
Según replicó La Nación, el impacto de estas subas en el precio final en el surtidor es significativo: se estima que por cada punto porcentual que aumentan los biocombustibles, el costo al consumidor se incrementa entre un 0,1% y 0,2%. Sumado a la actualización de los combustibles líquidos y del dióxido de carbono, que aumentaron entre 45% y 53% hasta noviembre, los precios en las estaciones de servicio reflejaron un marcado aumento.
En la ciudad de Buenos Aires, la nafta súper alcanzó un promedio de $1630, con un alza del 47% durante 2025, mientras que la versión Premium llegó a $1850, con un incremento del 35%.
Este escenario se desarrolló a pesar de que el precio internacional del barril de petróleo cayó US$10 en el último año, pasando de US$74 a menos de US$64. La explicación oficial y de consultoras privadas apunta a que el barril local estaba “atrasado” y no había alcanzado la paridad de exportación.
Claudio Molina, analista de Bioeconomía y Ferrocarriles, explicó que en el caso del biodiésel, el aceite crudo de soja representa más del 80% del costo y que su precio en dólares aumentó más del 10% entre diciembre de 2024 y diciembre de 2025. “El tipo de cambio en ese mismo período aumentó un 41%. Por lo tanto, el aceite en pesos aumentó un 55%, computando el aumento propio del producto en dólares y la variación de tipo de cambio, a razón de 1,55. Además, el precio recuperó parte del atraso que arrastraba desde 2024”, señaló.
El especialista añadió que para fijar los precios de los biocombustibles existen tres fórmulas polinómicas de costos derivadas de la aplicación del artículo 14 de la Ley 27.640, las cuales fueron incumplidas de forma recurrente. “Recién en noviembre, en el caso del biodiésel, cuando la mezcla obligatoria se redujo del 7,5% al 7%, el precio se acercó al que deriva de la referida fórmula polinómica”, afirmó.
En cuanto al bioetanol, Molina destacó que los incrementos fueron inferiores a la evolución del tipo de cambio y que estos precios no surgen de ninguna fórmula, sino que se establecen de manera arbitraria.
Cabe mencionar que en octubre la industria del biodiésel destinada al mercado interno estuvo prácticamente paralizada. Las empresas del sector advirtieron que dejarían de producir debido a que “no lograban cubrir los costos” con los valores fijados por la Secretaría de Energía, entregando solo remanentes para afrontar gastos operativos.
Gracias al trabajo articulado entre las provincias del Neuquén, Río Negro y Chubut y la empresa Camuzzi, las obras de repotenciación del Sistema de Cordillerano Patagónico avanzan según lo planificado y, a partir del 5 de enero de 2026, la compañía se encuentra en condiciones de liberar las factibilidades de gas natural en toda la región.
En la provincia del Neuquén, la medida implica que todos aquellos vecinos de Villa La Angostura, San Martín de los Andes y Junín de los Andes que deseen conectarse al gas natural y cuenten con la aprobación técnica de sus instalaciones internas podrán, desde esa fecha, solicitar el suministro.
Cabe recordar que las obras se ejecutan a partir de los acuerdos a los que llegaron con la empresa los gobernadores Rolando Figueroa (Neuquén), Alberto Weretilneck (Río Negro) e Ignacio Torres (Chubut). La inversión será superior a los 51.800 millones de pesos, de los cuales casi 25.000 millones de pesos fueron financiados por los bancos provinciales del Neuquén y Chubut. De esa forma, la obra pudo reiniciarse para dar solución definitiva a esta problemática energética que atravesaba la región.
Es importante destacar que en julio de 2022 y ante la falta de concreción de las obras necesarias para acompañar el crecimiento de la demanda, Camuzzi se vio obligada a restringir el acceso de nuevos usuarios a la red. Esta medida tuvo como objetivo garantizar el suministro a los vecinos ya conectados por sobre las futuras conexiones.
La repotenciación del Sistema Cordillerano Patagónico contempla la construcción de una nueva Planta Compresora en Alto Río Senguer, otra Planta Compresora en la localidad de Holdich, como así también el montaje de un nuevo equipo de compresión en la actual Planta Compresora que Camuzzi posee en la localidad de Gobernador Costa.
En paralelo, ya se concretó otro hito clave de esta obra: la interconexión del Gasoducto Patagónico con el Gasoducto General San Martín. Esta vinculación permitió dejar atrás la inyección de gas desde un único yacimiento cercano a Comodoro Rivadavia y conectar de manera directa y permanente la infraestructura regional con el sistema troncal de gasoductos de la Argentina, fortaleciendo la confiabilidad y la sostenibilidad del servicio.
El Sistema de Transporte y Distribución de gas natural Cordillerano-Patagónico cuenta con casi 1.500 kilómetros de gasoductos troncales y más de 200 kilómetros de loops, superando los 1.700 kilómetros de extensión de cañerías con diámetros de 3”, 4”,6”,8”,10” y 12 pulgadas.
El sistema abastece a 25 localidades de Neuquén (Villa La Angostura, San Martín de los Andes y Junín de los Andes); Chubut (Río Mayo, Alto Río Senguer, Lago Puelo, José de San Martín, Gobernador Costa, Río Pico, Corcovado, Tecka, Trevelin, Esquel, El Maitén, Cholila, Epuyén y El Hoyo de Epuyen); y Río Negro (Ñorquinco, Pilcaniyeu, Dina Huapi, Comallo, Onelli, Ingeniero Jacobacci, El Bolsón y Bariloche)
La culminación de esta obra, pendiente durante tantos años, permitirá que en el corto plazo miles de usuarios, comercios e industrias puedan conectarse al gas natural.
Fundación Temaikèn, que lleva 25 años al servicio de la conservación y restauración de la biodiversidad, refuerza su compromiso con el ambiente mediante un acuerdo con YPF Luz, líder en generación de energía eléctrica. Desde 2023, su reconocido bioparque ubicado en Belén de Escobar, abastece sus instalaciones con energía renovable. Están diseñadas para el cuidado y tratamiento del agua en lagos y acuarios, garantizando así el bienestar de los animales que habitan estos ecosistemas. El proceso se realiza mediante circuitos cerrados, optimizando los recursos y evitando el desperdicio de agua.
En un principio, el 30% de su consumo eléctrico se abastecía con energía del Parque Solar Zonda, ubicado en San Juan. Recientemente, decidieron aumentar el porcentaje y llegar a un 80% renovable sobre el total de su consumo. Se complementa este abastecimiento con energía del Parque Eólico General Levalle, ubicado en Córdoba.
La apuesta escalonada de Fundación Temaikèn demuestra la confianza en YPF Luz y ejemplifica cómo las energías renovables se han convertido en una alternativa costo-eficiente y competitiva en el abastecimiento energético de diferentes industrias. Desde la celebración del PPA (Power Purchase Agreement) hasta la actualidad, Fundación Temaikèn recibió 6.000 MWh de energía renovable, que equivalen al consumo de 2.000 de hogares argentinos aproximadamente.
“Para Fundación Temaikèn la sostenibilidad es parte de nuestra misión. Este acuerdo con YPF Luz refuerza el camino que venimos transitando: sumar acciones concretas que cuiden el ambiente y que al mismo tiempo nos permitan mostrar que es posible transformar la manera en que usamos la energía. Lograrlo junto a un socio estratégico como YPF Luz demuestra que la conservación requiere de alianzas que trascienden sectores y que generan un impacto real”, destacó Sergio Guerra, director general de Fundación Temaikèn.
“Estamos felices de profundizar nuestra alianza con Fundación Temaikèn. Este nuevo paso demuestra la confiabilidad que tienen las empresas en YPF Luz y nos impulsa a continuar ofreciendo soluciones energéticas eficientes que se adapten a las diferentes demandas. También exploraremos junto a Temaikèn acciones de voluntariado corporativo, ya que contamos con un robusto y exitoso Plan de Inversión Social que nos permite impactar positivamente en las comunidades donde operamos”, expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.
Pan American Energy (PAE) firmó un contrato con la Administración Nacional de Usinas y Transmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay para la exportación de gas natural proveniente de Vaca Muerta. Este suministro se destinará a la generación térmica de energía eléctrica en Uruguay, especialmente durante los meses de mayor demanda estacional.
Las exportaciones se canalizan mediante el Gasoducto Cruz del Sur, infraestructura estratégica que conecta Punta Lara, en Buenos Aires, con las ciudades uruguayas de Colonia y Montevideo. Este gasoducto, con participación de PAE, ANCAP, Harbour Energy y Shell, cumple un rol fundamental en la integración energética entre Argentina y Uruguay.
Hasta la fecha, Pan American Energy ha entregado más de 7 millones de metros cúbicos de gas natural a Uruguay, y se espera un incremento en los volúmenes durante el verano, cuando el sistema eléctrico uruguayo requiere mayor respaldo para cubrir la demanda.
El gas se utiliza en la central de ciclo combinado de Punta del Tigre, una de las principales plantas térmicas de Uruguay. Este suministro permite sustituir combustibles más costosos y contaminantes, favoreciendo un ahorro económico y una mejora en la eficiencia de la matriz energética del país vecino.
Desde el punto de vista operativo, el uso de gas natural en lugar de otros combustibles fósiles contribuye a reducir los costos de generación y las emisiones contaminantes asociadas a la producción eléctrica, un aspecto relevante para la planificación energética regional.
Este acuerdo reafirma la capacidad de Vaca Muerta para abastecer no solo al mercado interno argentino, sino también para consolidarse como un insumo estratégico para países vecinos, reforzando la seguridad energética regional en períodos de alta demanda.
Pan American Energy es uno de los principales productores de gas natural en Argentina, orientando su producción tanto al mercado local como a la exportación cuando existen excedentes, lo que genera ingresos en divisas para el país. Además, desde 2027, a través del consorcio Southern Energy, la compañía proyecta expandir su presencia internacional en el mercado global de gas natural licuado (GNL).
Por su parte, UTE es la empresa pública encargada del sector eléctrico en Uruguay, abarcando generación, transmisión, distribución y comercialización de energía. Su misión es garantizar el acceso a la electricidad en todo el país, manteniendo costos controlados y asegurando el funcionamiento estable del sistema, especialmente en momentos de alta demanda como el verano.
El convenio entre PAE y UTE se enmarca en una tendencia más amplia de integración energética regional, donde el gas de Vaca Muerta se posiciona como un recurso fundamental para fortalecer la matriz energética y la seguridad de suministro en Uruguay y Argentina.
Para Argentina, estas exportaciones representan una oportunidad para potenciar el desarrollo de Vaca Muerta, generar empleo y sostener la actividad productiva. Para Uruguay, el gas argentino significa optimización de costos y diversificación en las fuentes energéticas.
Además, la industria nacional enfrenta desafíos y oportunidades vinculados a la producción y exportación de hidrocarburos. El aval del Gobierno nacional a proyectos upstream no convencionales en Vaca Muerta, solicitado por el gobernador Rolando Figueroa, apunta a acelerar la producción incremental, planteando una nueva etapa en la política energética del país.
El avance de Vaca Muerta hacia 2026 se caracteriza por récords de producción y una agenda intensa de obras e inversiones. El sector energético argentino apunta a superar cuellos de botella en servicios, logística y financiamiento para sostener un fuerte perfil exportador que permita consolidar su crecimiento.
La empresa YPF vendió el 50% que poseía en la empresa agroindustrial Profertil, en una operación por un total de US$635 millones y reafirmando el compromiso con seguir con el Plan 4×4 y la producción de Vaca Muerta.
El CEO y presidente de la petrolera, Horacio Marín, indicó que el Directorio aprobó la oferta presentada por Agro Inversora Argentina S.A. (“Agro Inversora”) -una sociedad del grupo Adecoagro–y la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA) en su reunión del jueves 11 de diciembre.
Según replicó la agencia Noticias Argentinas, la empresa estatal utilizará esos fondos como reaseguro para sortear una posible baja del precio del petróleo en 2026, según confirmó en el brindis de fin de año.
“Esta operación le permite a la compañía continuar enfocándose en su negocio estratégico, como es el desarrollo de Vaca Muerta, para consolidarse como una empresa shale de clase mundial. El Plan 4×4 es la guía que impulsa esta transformación”, señaló el comunicado oficial de la petrolera.
A su vez, sostuvo que la decisión de ceder su parte de la empresa líder en la producción de urea granulada “reafirma su compromiso con la transformación de la compañía, generando valor para sus accionistas y promoviendo el desarrollo energético del país”.
Destacó, además, los logros que llevó a cabo la estrategia comercial y operativa a casi dos años de su implementación.
“YPF logró avances significativos en cada uno de sus pilares que conforman el Plan 4×4. En materia de gestión activa del portafolio, su segundo pilar, concretó casi la totalidad de la salida de campos maduros convencionales y la venta de otros activos no estratégicos en Chile y Brasil, al mismo tiempo que sumó activos estratégicos en Vaca Muerta con la adquisición de Sierra Chata a ExxonMobil y Rincón de la Ceniza y La Escalonada a Total Argentina”.
Durante el brindis, Marín adelantó que avanza el oleoducto para la exportación desde el Atlántico, la cual iniciará a partir del 1° enero del 2027. También anunció una serie de acuerdos para la comercialización de comestibles, entre ellos uno con la cadena de comida rápida McDonald’s.
Adecoagro y ACA adquieren Profertil por US$1.200 millones
Con la reciente operación de YPF, ambas empresas se quedaron con el 100% de la agroindustrial que produce fertilizantes. Días atrás, la multinacional canadiense Nutrien se desprendió del otro 50% que poseía por un total de US$600 millones.
De esta manera, Adecoagro se queda con el 90% de la participación, mientras que ACA pasa a tener en su poder el 10% restante del capital accionario.
Profertil es uno de los productores de urea y amoníaco más eficientes del mundo y el mayor productor de fertilizantes en Sudamérica. Abastece el 60% del consumo de urea en la Argentina, con una capacidad anual de 1,3 millones de toneladas de urea y 790.000 toneladas de amoníaco. __IP__
“Estamos muy entusiasmados. Se trata de una de las mejores compañías de Argentina, con un equipo profesional experimentado y comprometido. Su ubicación, junto a sus condiciones productivas y comerciales, son estratégicas para la región. Queremos seguir potenciando esta operación, donde se transforma gas en un insumo clave para la producción de alimentos”, manifestó al respecto el cofundador y CEO de Adecoagro Mariano Bosch.
Del lado de ACA, el gerente general Ricardo Wlasicsuk afirmó: “Poder integrarnos en la producción local de ura granulada implica fortalecer nuestra provisión en un insumo clave para el agro, en línea con nuestra propuesta integral dirigida a nuestro Tejido Cooperativo”. Y agregó: “Esta alianza estratégica con Adecoagro representa un paso trascendental en la consolidación de nuestra presencia en la producción y distribución de insumos agropecuarios en Argentina”.
La empresa YPF vendió el 50% que poseía en la empresa agroindustrial Profertil, en una operación por un total de US$635 millones y reafirmando el compromiso con seguir con el Plan 4×4 y la producción de Vaca Muerta.
El CEO y presidente de la petrolera, Horacio Marín, indicó que el Directorio aprobó la oferta presentada por Agro Inversora Argentina S.A. (“Agro Inversora”) -una sociedad del grupo Adecoagro–y la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA) en su reunión del jueves 11 de diciembre.
Según replicó la agencia Noticias Argentinas, la empresa estatal utilizará esos fondos como reaseguro para sortear una posible baja del precio del petróleo en 2026, según confirmó en el brindis de fin de año.
“Esta operación le permite a la compañía continuar enfocándose en su negocio estratégico, como es el desarrollo de Vaca Muerta, para consolidarse como una empresa shale de clase mundial. El Plan 4×4 es la guía que impulsa esta transformación”, señaló el comunicado oficial de la petrolera.
A su vez, sostuvo que la decisión de ceder su parte de la empresa líder en la producción de urea granulada “reafirma su compromiso con la transformación de la compañía, generando valor para sus accionistas y promoviendo el desarrollo energético del país”.
Destacó, además, los logros que llevó a cabo la estrategia comercial y operativa a casi dos años de su implementación.
“YPF logró avances significativos en cada uno de sus pilares que conforman el Plan 4×4. En materia de gestión activa del portafolio, su segundo pilar, concretó casi la totalidad de la salida de campos maduros convencionales y la venta de otros activos no estratégicos en Chile y Brasil, al mismo tiempo que sumó activos estratégicos en Vaca Muerta con la adquisición de Sierra Chata a ExxonMobil y Rincón de la Ceniza y La Escalonada a Total Argentina”.
Durante el brindis, Marín adelantó que avanza el oleoducto para la exportación desde el Atlántico, la cual iniciará a partir del 1° enero del 2027. También anunció una serie de acuerdos para la comercialización de comestibles, entre ellos uno con la cadena de comida rápida McDonald’s.
Adecoagro y ACA adquieren Profertil por US$1.200 millones
Con la reciente operación de YPF, ambas empresas se quedaron con el 100% de la agroindustrial que produce fertilizantes. Días atrás, la multinacional canadiense Nutrien se desprendió del otro 50% que poseía por un total de US$600 millones.
De esta manera, Adecoagro se queda con el 90% de la participación, mientras que ACA pasa a tener en su poder el 10% restante del capital accionario.
Profertil es uno de los productores de urea y amoníaco más eficientes del mundo y el mayor productor de fertilizantes en Sudamérica. Abastece el 60% del consumo de urea en la Argentina, con una capacidad anual de 1,3 millones de toneladas de urea y 790.000 toneladas de amoníaco. __IP__
“Estamos muy entusiasmados. Se trata de una de las mejores compañías de Argentina, con un equipo profesional experimentado y comprometido. Su ubicación, junto a sus condiciones productivas y comerciales, son estratégicas para la región. Queremos seguir potenciando esta operación, donde se transforma gas en un insumo clave para la producción de alimentos”, manifestó al respecto el cofundador y CEO de Adecoagro Mariano Bosch.
Del lado de ACA, el gerente general Ricardo Wlasicsuk afirmó: “Poder integrarnos en la producción local de ura granulada implica fortalecer nuestra provisión en un insumo clave para el agro, en línea con nuestra propuesta integral dirigida a nuestro Tejido Cooperativo”. Y agregó: “Esta alianza estratégica con Adecoagro representa un paso trascendental en la consolidación de nuestra presencia en la producción y distribución de insumos agropecuarios en Argentina”.
La ciudad de Madrid volverá a convertirse en el centro del debate energético regional con la realización del encuentro Future Energy Summit (FES) Iberia – Renewables & Storage 2026.
En esta edición, FES pondrá el foco en el almacenamiento como eje estratégico para la transición energética en la Península Ibérica, abordando avances regulatorios, modelos de negocio emergentes y los proyectos que hoy marcan el pulso del sector.
Además, se destacará como siempre por su entorno de networking de alto valor, donde representantes de las principales empresas del sector exploran nuevas oportunidades comerciales.
Será también la primera parada del calendario anual 2026 de Future Energy Summit, que prevé una gira por las principales plazas energéticas de Iberoamérica y Europa. Y que en su edición anterior congregó a más de 50 líderes de primer nivel entre CEOs, funcionarios y expertos técnicos.
El evento cuenta con una sólida trayectoria como plataforma para la visibilidad de empresas líderes y el debate técnico entre los máximos referentes del sector. Y en la edición 2025 de FES Iberia, participaron figuras clave como:
Julio Castro, CEO de Iberdrola Renovables
Jordi Torres, CEO Renewables Spain de TotalEnergies
Jaime Leirado, General Manager Spain de Recurrent Energy
Jesús Heras, Director Técnico para el suroeste de Europa de Wattkraft
Javier García Arenas, Chief Corporate Strategy de Cox Group
David Ruiz, CEO de Grenergy.
A su vez, se destacó la presencia de ejecutivos con visión estratégica como Rocío Sicre, Directora General de EDP Renewables en España; Rafael Esteban Fernández, Director Global de Desarrollo de Negocios de Acciona Energía; Álvaro Pérez de Lema de la Mata, CEO de Saeta Yield; y Enrique Pedrosa, COO de Repsol Low Carbon Generation para Europa y Latinoamérica.
También se destacaron instancias institucionales, como la entrevista exclusiva sobre condiciones de licitaciones renovables en Latinoamérica con Víctor Hugo Ventura, ministro de Energía y Minas de Guatemala, y Edward Veras, director de la Comisión Nacional de Energía de República Dominicana. Por lo que este nivel de representación evidencia el tipo de liderazgo que el evento convoca año a año.
Incluso, para la edición 2026 de Iberia – Renewables & Storage ya está confirmada la participación de Manuel Larrasa Rodríguez, secretario general de Energía y Minas de la Junta de Andalucía, quien ya integró el panel de regiones junto a representantes de la Xunta de Galicia, el Gobierno de Canarias, la Generalitat Valenciana y la Región de Murcia, consolidando la presencia de funcionarios con competencias energéticas en el ámbito subnacional.
Las comunidades autónomas también llevaron su agenda
Future Energy Summit ha demostrado ser una plataforma efectiva para impulsar el diálogo entre sector público y privado, habilitando espacios de intercambio donde surgen acuerdos comerciales, definiciones de inversión y alianzas estratégicas. FES Iberia no será la excepción, y volverá a reunir a quienes están al frente de la toma de decisiones en el despliegue renovable.
Con cientos participantes esperados y el respaldo de las empresas más importantes del sector, FES Iberia 2026 marcará el inicio del calendario internacional de eventos renovables del próximo año. Los interesados en asistir ya pueden adquirir sus entradas.
FES Iberia se consolida como el espacio esencial para conocer cómo evolucionará el almacenamiento en la región y cómo los principales líderes están definiendo las próximas etapas de la transición energética en Europa e Iberoamérica.
CEGASA Energía pondrá en marcha una nueva fábrica de sistemas BESS en febrero de 2026. La planta se ubicará en Vitoria-Gasteiz, en un entorno industrial que la empresa ya conoce y donde tiene presencia consolidada.
“La convocatoria del IDAE financiada con fondos FEDER ha actuado claramente como palanca”, manifiesta Carlos Infante, Director Comercial de CEGASA Energía, al referirse al impacto directo que han tenido estos incentivos sobre el ecosistema industrial del almacenamiento energético en España.
Este proyecto marca el inicio de una etapa de expansión que elevará la capacidad total de producción a 1800 MWh anuales para 2027. La primera línea, con una capacidad de 50 MWh mensuales, está en desarrollo y representará 600 MWh anuales desde su apertura. Posteriormente, se añadirán dos nuevas líneas de producción, completando así el plan de crecimiento de CEGASA en el mercado europeo.
“Queríamos reforzar nuestro liderazgo europeo ampliando nuestra capacidad.Las inversiones totales forman parte de un plan estratégico a varios años, focalizado en ampliar capacidad e industrializar nuevos formatos de BESS”, aseguró Infante en diálogo con Energía Estratégica. El objetivo es claro: posicionarse como uno de los fabricantes europeos de referencia en almacenamiento energético en un contexto de alta competencia con China.
Los sistemas que se producirán en la nueva planta estarán orientados principalmente al segmento utility scale, con tecnología basada en celdas LFP (litio ferrofosfato) de altas prestaciones. Estarán diseñados para integrarse en plantas renovables y en infraestructuras de apoyo a red, con configuraciones robustas, modulares y escalables. Aun así, la compañía mantendrá su servicio a los sectores comercial e industrial (C&I) y a proyectos híbridos, reforzando así su capacidad de respuesta transversal.
El avance industrial está respaldado por una alianza clave con EVE Energy, el segundo mayor fabricante mundial de celdas LFP para BESS. Infante explicó que el acuerdo les aporta tres ventajas cruciales: “capacidad y fiabilidad de suministro, tecnología contrastada y la aceleración del time to market, sin comprometer el control tecnológico y operativo por parte de CEGASA Energía”.
Panorama regulatorio, oportunidades de mercado e innovación tecnológica
El contexto español ha demostrado ser especialmente favorable para este tipo de inversiones. Infante subrayó que la convocatoria del IDAE “ha generado demanda real y urgente de sistemas BESS y ha acelerado decisiones de inversión”. Un ejemplo concreto es el proyecto Burriana, que será el primer sistema suministrado bajo este esquema de incentivos y cuya entrega está prevista para mayo de 2026.
El mercado español de almacenamiento energético se encuentra en fase de expansión y a la espera del nuevo mercado de capacidad que viabilce más inversiones.
“La evolución está claramente en aumento. En España, el despliegue renovable y la necesidad de flexibilidad y fiabilidad de la red eléctrica están empujando una demanda creciente en almacenamiento para utility scale”, analizó el referente de CEGASA.
A nivel europeo, observa un fenómeno similar, donde la presión normativa y los objetivos de descarbonización al 2030 están promoviendo el almacenamiento como infraestructura estratégica. En ese sentido, los principales drivers del mercado español en el corto y mediano plazo serán, según Infante, la integración masiva de renovables, una regulación habilitadora y los incentivos orientados a fortalecer la industria europea.
Respecto al marco normativo, considera que si bien ha habido avances positivos como la regulación del almacenamiento independiente, todavía hay desafíos. “Falta una confianza mayor por parte de los consumidores”, apuntó.
En su opinión, sería clave “potenciar iniciativas que premien la cadena de valor local como las del IDAE y aumentar los incentivos financieros mediante ayudas a CAPEX”, que impulsen la inversión en activos físicos a largo plazo.
La visión de largo plazo de CEGASA apunta a consolidarse como hub industrial europeo, con capacidad tecnológica propia y una cadena de suministro resiliente. Para lograrlo, están desarrollando innovaciones desde sus líneas de I+D, enfocadas especialmente en el sector utility scale y en el sector naval.
En grandes plantas, están trabajando en la escalabilidad de los sistemas y el control inteligente de los mismos, con énfasis en integrar un Energy Control System (ECS) con funcionalidades avanzadas para aplicaciones industriales. Además, están ampliando las certificaciones de seguridad, dado que los requisitos del segmento utility difieren significativamente de los del segmento C&I.
Al mismo tiempo, están ingresando en el mercado naval, adaptando sus productos a las exigencias técnicas y normativas del entorno marítimo. Según Infante, esto ha requerido incorporar certificaciones específicas que “permitan abrir nuevas aplicaciones con los niveles de seguridad y fiabilidad que exige este tipo de operaciones”.
“La innovación no se queda en un concepto: la incorporamos directamente al producto y la desplegamos a proyectos concretos”, remarcó Infante. Cada avance busca tener impacto real, no solo en términos tecnológicos sino también comerciales y regulatorios.
CEGASA Energía busca posicioanrse como un actor clave en la construcción de la autonomía energética europea, con una apuesta industrial ambiciosa que combina capacidad instalada, innovación tecnológica y compromiso con el desarrollo del mercado local.
“Nuestro objetivo es consolidarnos como uno de los fabricantes europeos de referencia en sistemas BESS”, concluyó Infante, marcando el rumbo de una estrategia que articula políticas públicas, tecnología y visión de largo plazo.
Martín Coll, director comercial de Hellonext para España, brindó detalles exclusivos sobre la nueva apuesta de la compañía por el almacenamiento energético, en diálogo con Energía Estratégica durante GENERA 2025,
El ejecutivo explicó que la decisión surge a partir de una demanda concreta del mercado, y reveló que están desarrollando soluciones para múltiples perfiles de cliente, con capacidades que alcanzan hasta los 30 MWh. También habló del plan de alianzas con fabricantes asiáticos, del know-how europeo como diferencial competitivo, y del camino recorrido en movilidad eléctrica, donde lograron cerrar el año 2025 con más de 400 cargadores instalados.
Martín para comenzar, ¿por qué se embarcan en este negocio?
Aprovechando que el grupo es muy grande y tenemos mucha experiencia en todo el tema de instalaciones, vimos que muchos clientes nos empezaron a demandar baterías. En especial, gasolineras que tienen 50 kW de potencia contratada y necesitan output de 150 kW. Nos pedían una solución que les permitiera aumentar esa potencia sin subir la potencia contratada.
Las gasolineras surgieron como una nueva oportunidad… ¿Cómo fue que identificaron ahí ese momento para entrar al negocio del almacenamiento?
Preparamos una solución específica para esos casos, pero no nos quedamos ahí. Vimos que había un nicho muy grande en industria pesada, siderurgia y plantas solares, y empezamos a desarrollar proyectos piloto con varios de esos clientes para fabricar baterías estacionarias.
¿Y avanza rápido?
Las estamos desarrollando actualmente, y esperamos que en 2026 tengamos muy buenos resultados. Es un camino ambicioso, pero estamos convencidos.
Van a tener que competir con China… ¿Cuál es el plan?
Está claro que en el tema de baterías hay fabricantes muy fuertes, especialmente en Asia. Creemos que no tiene sentido competir contra ellos, sino ir de la mano, trabajar con sus productos y sumarles todo nuestro expertise europeo. Queremos añadir todo nuestro conocimiento sobre normativas, ensamblaje, servicio postventa, e integración con software, para crear una solución de alto valor. Así logramos un producto competitivo en precio y specs, pero con soporte local.
A esta altura ya tienen identificados a sus principales clientes en storage… ¿A quién le están vendiendo baterías hoy?
Tenemos cuatro perfiles claros: El primero es la gasolinera pequeña que necesita aumentar su output con una batería de entre 100 y 215 kWh; luego está la industria logística o de almacenes, que quiere reemplazar generadores tradicionales con sistemas de hasta 500 kWh o 1 MWh.
¿Qué otros tipos de clientes se están acercando a Hellonext interesados en este tipo de soluciones?
También vemos hubs de carga de gran potencia, que nos piden almacenamiento para no tener que ampliar la infraestructura eléctrica. Y, por último, los clientes más grandes, como plantas solares o siderúrgicas, que demandan soluciones de 2, 4, 25 o incluso 30 MWh. Nosotros podemos proveer esa capacidad.
Mirando hacia atrás, ¿cómo fue el balance de este año para Hellonext en España?
Estamos bastante contentos. Para cómo parecía que iba a ser el año, con todo el tema de las subvenciones MOVES, ha ido muy bien. Hemos llegado a los objetivos y lo cerramos con más de 400 unidades instaladas. Empezamos fuerte, pero entre marzo y abril se paró el MOVES. Eso, sumado al verano, ralentizó el ritmo de clientes, pero por suerte teníamos contratos públicos grandes ya firmados que nos permitieron mantener la actividad. Luego, en otoño, se reactivaron los MOVES y varios clientes volvieron con pedidos grandes.
¿La demanda se mantuvo estable o hubo meses flojos?
Normalmente Q2 y Q4 son los más activos.
Mirando al 2026, ¿con qué panorama creen que se van a encontrar?
Estamos a la espera. Cuando se reactivaron los MOVES en otoño, los fondos se agotaron muy rápido. Ahora hay que ver si se asignarán más recursos o si aparece el MOVES 4. Todo está un poco en pausa.
¿Y qué pasa si no se renuevan las ayudas?
El mercado sigue funcionando, pero claramente va a dos velocidades. Cuando hay ayudas, todo se acelera. Cuando no las hay, hay que ser más creativos. Las ayudas no siempre tienen que ser en dinero: también se puede ayudar simplificando procesos, como la obtención de licencias.
Los trámites siguen siendo un freno, ¿no?
Tenemos clientes que esperan 18 meses para instalar un hub de 600 kW o 1 MW. Es mucho más de lo deseable. El tiempo es dinero, y esos plazos deberían reducirse.
En un mercado cada vez más competitivo, con nuevas marcas y soluciones, ¿dónde sienten que lograron destacarse?
Nuestra estrategia es doble: por un lado, ofrecer toda la gama de potencias, desde 3 hasta 480 kW, y por otro, destacar en postventa. Tenemos uno de los equipos más grandes de España, gracias al soporte de Neertec, nuestra empresa de servicios que pertenece al mismo grupo.
El modelo H2 4090 fue novedad este año… ¿Cómo respondió el mercado?
El H2 4080 tuvo muy buena acogida, sobre todo en parkings cerrados. Es un cargador muy estrecho, no interfiere con el tamaño de la plaza y da una potencia más que interesante. Hemos recibido muchísima demanda, especialmente de CPOs.
La conversación exclusiva con Martín Coll en el marco de GENERA 2025 permite ver el doble movimiento estratégico de Hellonext: por un lado, consolidar su liderazgo en cargadores eléctricos con una propuesta robusta y de calidad, y por otro, apostar con fuerza por el almacenamiento energético, un campo donde la compañía ya trabaja con clientes reales, soluciones específicas y proyectos piloto en desarrollo, con la vista puesta en 2026 como año de consolidación tecnológica.
Tema
Declaración clave
Motivación para ingresar al almacenamiento
«Vimos que muchos clientes empezaron a demandar baterías, sobre todo gasolineras.»
Demanda de clientes por baterías
«Nos pedían si podíamos ofrecer una solución para dar más potencia sin subir la contratada.»
Tipos de clientes para almacenamiento
«Estamos teniendo básicamente tres o cuatro tipos de clientes: gasolineras, industria, hubs y plantas solares.»
Capacidades ofrecidas (kWh/MWh)
«Podemos ofrecer soluciones que van desde 100 kWh hasta 30 MWh, según el cliente.»
Alianzas con Asia
«Creemos que no tiene sentido ir en contra de los fabricantes asiáticos, sino trabajar con ellos.»
Valor agregado europeo
«Queremos sumar nuestro expertise europeo en normativas, ensamblaje, postventa y software.»
Resultados esperados (2026)
«Estamos desarrollando las baterías y esperamos que en 2026 tengamos muy buenos resultados.»
Balance anual 2025
«Estamos bastante contentos, hemos acabado el año muy bien, llegando a los objetivos.»
Impacto del programa MOVES
«Cuando se reactivaron los MOVES en otoño, se agotaron rápidamente los fondos.»
Estrategia ante falta de ayudas
«El mercado va a dos velocidades. Con ayudas funciona muy bien, sin ayudas sigue pero más lento.»
Tiempos de licencias
«Hay clientes que tardan 18 meses en obtener licencia para instalar un hub de 600 kW o 1 MW.»
Diferenciación en mercado de cargadores
«Ofrecemos desde 3 a 480 kW y tenemos uno de los equipos de postventa más grandes de España.»
Recepción del modelo H2 4080
«El H2 4080 está funcionando muy bien en CPOs y parkings cerrados, con muchísima demanda.»
Entre los principales focos del documento, el almacenamiento energético emerge como un eje clave para garantizar flexibilidad, confiabilidad y expansión de las fuentes renovables.
Actualmente, la región cuenta con 1,7 GW de capacidad instalada en baterías, pero OLACDE proyecta que ese número podría crecer a 24 GW en 2030 y 46 GW en 2035. Esto requerirá inversiones por 24000 millones y 46000 millones de dólares, respectivamente, considerando un costo promedio de 250 USD/kWh, aunque los costos siguen cayendo con rapidez.
En este escenario, Chile lidera el desarrollo regional, dado que cuenta hoy con 1,4 GW instalados y tiene en curso un ambicioso pipeline que le permitiría alcanzar 8 GW en 2030, incluyendo 900 MW en pruebas, 3,7 GW en construcción y 2 GW en proceso de licenciamiento.
Mientras que Argentina y Honduras también avanzan: el primero adjudicó una licitación competitiva por 713 MW (la convocatoria apuntaba a 500 MW). y el segundo hizo lo propio con 75 MW recientemente.
Desde la organización destacaron que el almacenamiento no es un fin en sí mismo, sino un instrumento para lograr una matriz eléctrica más robusta y adaptable.
“Los sistemas de almacenamiento no constituyen un objetivo, sino un mecanismo para alcanzar mayor seguridad y flexibilidad”, sostuvo Fitzgerald Cantero Piali, director de Estudios, Proyectos e Información del organismo.
Proyecciones renovables al 2025 y 2050
El informe señala que la capacidad de generación renovable en 2025 aumentó un 7% respecto a 2024, y que el 68% de la nueva capacidad instalada ese año fue renovable, con la solar y eólica representando el 61% de ese total.
La generación con estas dos tecnologías creció un 19%. ALC alcanza así un 67% de electricidad generada con fuentes limpias, consolidando su posición global como una de las regiones con mayor índice de renovabilidad.
Al mismo tiempo, el consumo final de electricidad creció un 3,7% y el consumo per cápita un 2,6%, marcando una tendencia de crecimiento sostenido. Este avance estuvo acompañado por una mayor participación del gas natural, cuya generación se incrementó en 12% interanual, consolidándose como energía de respaldo en el proceso de descarbonización.
En sentido opuesto, la generación eléctrica con carbón se redujo un 21% y con petróleo un 31%, lo que confirma un cambio estructural en la matriz regional.
Hacia 2050, bajo un escenario de descarbonización acelerada (NET-0), la región deberá triplicar su capacidad de generación eléctrica, incorporando 1.000 GW adicionales, de los cuales el 90% será renovable. Se prevé además la necesidad de 80 GW en bancos de baterías, con una inversión estimada total de 1.500 billones de dólares.
El índice de renovabilidad del consumo final pasará del 31% actual al 48%. En la generación eléctrica, se estima que el 76% será renovable en 2050, con el 37% proveniente de solar y eólica, mientras que el gas natural aportará el 22% y el carbón apenas el 1%.
La oferta total de energía también reflejará este cambio: el gas natural crecerá del 26% al 34% y las renovables no convencionales del 5% al 14%.
En paralelo, el hidrógeno verde demandará el 12% de la electricidad generada en 2050, y los data centers consumirán el 10% del total eléctrico regional, representando el 40% del consumo eléctrico del sector comercial y de servicios.
Tatiana Castillo, asesora de OLACDE, aseguró que los países de la región están reformando sus marcos normativos desde cero, con nuevas leyes específicas para renovables, almacenamiento, hidrógeno, geotermia y minerales críticos.
“Por primera vez vemos una maduración en el marco regulatorio de la transición”, indicó.
La transición, no obstante, enfrenta obstáculos. Desde la organización identificaron vacíos regulatorios, desafíos de financiamiento, falta de personal técnico calificado y riesgos ambientales como principales barreras. Aun así, el consenso técnico apunta a una visión clara: sin almacenamiento, la expansión renovable no será posible.
“La transición energética debe ser una política de Estado y no solo del sector energético”, concluyó Cantero Piali. Con esa premisa, el Panorama Energético ALC 2025 se consolida como un instrumento clave para guiar decisiones de inversión pública y privada en las próximas décadas.
Growatt presentó la HOPE 16.0LM-A1, su más reciente solución de almacenamiento desarrollada específicamente para las necesidades del mercado latinoamericano, donde la continuidad eléctrica, los costos energéticos crecientes y la calidad de red son retos frecuentes en hogares y en el sector comercial e industrial (C&I).
La llegada de HOPE 16.0LM refuerza la estrategia regional de la compañía, respaldada por su desempeño en inversores: de acuerdo con S&P Global Commodity Insights, Growatt fue clasificado como N.º 1 en el mercado residencial de México y también ha sido reconocido como N.º 1 global en inversores residenciales (ranking 2024).
Respuesta directa a los desafíos de la región
En numerosos países de Latinoamérica, la demanda de almacenamiento se acelera por tres motivos principales:
Necesidad de respaldo ante interrupciones y variaciones de voltaje.
Optimización del autoconsumo solar y mejor aprovechamiento de la energía disponible.
Gestión de costos (picos de demanda, horarios tarifarios, operación continua en comercios e industrias).
En este contexto, HOPE 16.0LM-A1 se posiciona como una plataforma de almacenamiento compacta, escalable y orientada a instalación eficiente, diseñada para reducir tiempos en campo y facilitar la integración en proyectos nuevos o existentes.
Diseño compacto y enfoque “instalador-céntrico”
Growatt destaca una arquitectura pensada para entornos reales de obra:
Formato compacto para espacios limitados (cuartos técnicos, bodegas pequeñas, áreas de servicio).
Instalación simplificada, orientada a agilizar el despliegue y estandarizar procesos.
Interfaz táctil integrada, que mejora la operación local y la visualización del estado del sistema.
Este enfoque responde a una demanda clara del mercado: soluciones que se implementen rápido, con menor complejidad y con una experiencia de uso intuitiva.
Escalabilidad: de 16 kWh hasta 768 kWh
La HOPE 16.0LM-A1 ofrece una flexibilidad de capacidad desde 16 kWh hasta 768 kWh, lo que permite atender desde sistemas residenciales hasta proyectos C&I de mayor escala sin sacrificar rendimiento ni seguridad.
Esta amplitud de configuración habilita un crecimiento por etapas: comenzar con una capacidad base e incrementar almacenamiento conforme aumenta la demanda o se amplía el sistema fotovoltaico.
En cuanto al desempeño, HOPE 16.0LM-A1 combina alta densidad energética y elevada eficiencia, maximizando la energía útil por cada kWh instalado y garantizando un suministro estable para cargas críticas. Además, el sistema incorpora funciones de monitoreo, diagnóstico y actualización remota, lo que permite optimizar la operación, reducir la necesidad de intervenciones en sitio y facilitar la gestión de proyectos distribuidos en la región.
Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt, señaló: “El almacenamiento de energía se está consolidando como un pilar clave de la transición energética, especialmente en América Latina, donde la adopción de energías renovables avanza rápidamente y las necesidades de estabilidad eléctrica son cada vez mayores. Con la batería HOPE, reafirmamos nuestro compromiso con el mercado latinoamericano. Confiamos plenamente en el crecimiento del almacenamiento en la región y continuaremos ofreciendo soluciones seguras, eficientes y adaptadas a las condiciones locales”.
Con ocho plantas en Sudamérica y más de 100 proyectos de energías renovables en su historial regional, Nexansconsolida su presencia como un actor estratégico en la electrificación del futuro. La empresa francesa, con 140 años de trayectoria global, opera actualmente en Colombia, Perú, Chile y Brasil, donde ha contribuido con soluciones de cableado en instalaciones que totalizan unos 9 GW.
Durante el Future Energy Summit (FES) Colombia, su director de Ventas Renovables SAM, Nelson Benavides, explicó cómo Nexans está reconfigurando su propuesta de valor. El objetivo: dejar de ser solo un proveedor de cables para transformarse en un aliado técnico de los EPCistas, aportando herramientas que impacten directamente en la eficiencia de sus operaciones.
En 2023, la empresa realizó visitas técnicas a 15 parques solares de la región, con el acompañamiento de especialistas en comportamiento social y procesos en obra. El estudio arrojó más de 200 oportunidades de mejora, principalmente asociadas a tareas de instalación, manipulación de componentes y gestión de residuos.
Ese análisis derivó en el diseño de soluciones específicas para optimizar tiempos y costos. Entre ellas se encuentran rodillos, sombreras y carros solares desarrollados por la firma, que permiten mejorar la ergonomía de los trabajadores, evitar errores en campo y garantizar mayor seguridad eléctrica durante el tendido.
Estas innovaciones también buscan profesionalizar procesos que tradicionalmente han sido subestimados, a pesar de su relevancia técnica y operativa.
Nexans plantea que una instalación más limpia y segura se traduce en proyectos más eficientes, con menor riesgo técnico y económico.
Otro frente en el que la compañía decidió avanzar es la gestión de residuos y materiales descartables en grandes parques solares, bajo un esquema de economía circular.
Un parque de 300 MW puede generar hasta 50 toneladas de residuos metálicos y decenas de carretes de madera, cifra que representa un volumen relevante tanto en términos económicos como ambientales.
La compañía comenzó a implementar programas de recuperación de estos materiales, ofreciendo a los EPCistas un retorno económico por los desperdicios devueltos, y reutilizando plásticos, metales y maderas con nuevos fines.
“Buscamos que esa madera se convierta en salones comunales, escuelas. Ya lo hemos hecho con varios clientes”, comentó Benavides, quien destacó que además de reducir el impacto ambiental, estas acciones fortalecen el vínculo con las comunidades locales.
En paralelo, los residuos plásticos y metálicos que tradicionalmente eran desechados o desaprovechados ahora pasan por procesos de reintegración productiva en las propias plantas de Nexans. Este enfoque refuerza la responsabilidad extendida de la empresa como proveedora de tecnología para la transición energética.
La transformación de Nexans está alineada con una estrategia global de electrificación, pero adaptada a las realidades técnicas del mercado sudamericano. La empresa entendió que la instalación de cables no es solo una etapa constructiva, sino una instancia crítica en términos de calidad y continuidad operativa.
“Queremos ir más allá de los cables. Esa es nuestra propuesta de valor”, sintetizó Benavides.
Con estas iniciativas, Nexans se posiciona como un proveedor de soluciones integradas, que aporta tanto en la ingeniería de materiales como en el diseño de procesos y sostenibilidad. Su presencia activa en los proyectos le permite identificar puntos ciegos, proponer mejoras y colaborar directamente con quienes ejecutan la obra.
El enfoque es claro: acompañar la transición energética no solo con tecnología, sino también con responsabilidad industrial, eficiencia operativa y compromiso social.
El pasado 28 de noviembre de 2025, Huawei obtuvo la certificación «Safety Prime» de TÜV Rheinland, un reconocimiento que subraya la alta seguridad y calidad de sus baterías, especialmente en condiciones extremas o adversas.
La entrega del reconocimiento se realizó durante el evento Latin America C&I Greenovation Summit 2025, con la participación de figuras clave como Daniel Zhou (presidente de Huawei Latin America and the Caribbean), Manuel Ahumada (CEO de Enlight) y Hermann Saenger (Country Manager de TÜV Rheinland de México).
En el marco del Summit, José Antonio Perea, director de Desarrollo de Negocios C&I BESS en Huawei Digital Power México, comentó que el objetivo de la compañía es ofrecer máxima seguridad tanto para las instalaciones como para los técnicos que las operan. Al ofrecer un estándar de seguridad de alto nivel, Huawei genera la confianza necesaria para desbloquear la inversión en la transición energética.
Perea, destacó que Huawei busca que el mantenimiento y la operación de sus sistemas sean lo más sencillos posible, permitiendo incluso actividades de forma remota.
José Antonio Perea, director de Desarrollo de Negocios C&I BESS en Huawei Digital Power Mexico
La seguridad en el almacenamiento de energía es una prioridad crítica, y Huawei Digital Power ha demostrado su liderazgo al recibir la prestigiosa certificación «Safety Prime» de TÜV Rheinland.
El certificado fue entregado por Jesús Antonio Serrano, líder en Normas para la Seguridad de Sistemas de Almacenamiento de Energía de TÜV Rheinland de México, a Mason Qing, presidente de Huawei Digital Power LATAM. Este reconocimiento valida que las baterías de Huawei están diseñadas para operar de manera segura incluso en las condiciones más adversas.
Blindaje de Cinco Capas: La Fórmula de Seguridad de Huawei
Las soluciones de almacenamiento de energía en baterías (BESS) de Huawei se destacan por su enfoque de seguridad de extremo a extremo, diseñado para evitar el riesgo más temido en la industria: el desbocamiento térmico o incendio de las baterías.
Las innovaciones clave que hacen que las baterías de Huawei sean tan seguras incluyen:
Protección Estratégica de 5 Niveles: Integración de la seguridad a lo largo de cinco áreas clave: celda, sistema eléctrico, estructura física, gestión activa y respuesta de emergencia.
Monitoreo Inteligente de Precisión: Uso de múltiples sensores para una gestión de temperatura en tiempo real y precisa, permitiendo alertas anticipadas 24/7 y operaciones estables.
Triple Escudo Eléctrico: Protección escalonada (módulo, cadena y general) contra cortocircuitos y sobrecorrientes.
Diseño Reforzado y Resistente: Carcasas construidas para soportar presiones extremas (hasta 5 toneladas) y protección IP66 mejorada que garantiza la seguridad incluso en condiciones de inundación.
Pruebas Superiores Contra Incendios: Demostración, en ensayos rigurosos, de que el diseño de aislamiento es tan efectivo que, incluso al provocar fallas térmicas, no se produce incendio ni explosión en el sistema general.
Lanzamiento del White Paper C&I ESS C2C Dual-link Safety
Coincidiendo con el impulso de los estándares de seguridad en la industria, Huawei Digital Power y TÜV Rheinland han fortalecido su colaboración con el lanzamiento conjunto del C&I ESS C2C Dual-link Safety White Paper: Comprehensive Safety from Cell to Consumption.
Este informe técnico fue desarrollado con el objetivo de elevar los estándares de seguridad de la industria y evitar la creciente frecuencia de accidentes en los Sistemas de Almacenamiento de Energía (ESS) para el sector Comercial e Industrial (C&I). El documento enfatiza la importancia de un diseño de seguridad riguroso tanto en las celdas individuales como en el sistema completo.
El White Paper introduce la arquitectura de seguridad innovadora C2C Dual-link (de la Celda al Consumo), la cual se basa en la protección integral de los dos puntos críticos de riesgo en un ESS: el enlace eléctrico (para la prevención y aislamiento de cortocircuitos) y el enlace térmico (para la mitigación y supresión del desbocamiento térmico). Con esto, Huawei busca ofrecer conceptos y direcciones tecnológicas de vanguardia para la referencia de la industria.
La certificación de Huawei no es solo un logro corporativo, sino un catalizador de seguridad y confianza que, junto con su liderazgo en estándares como el C&I ESS C2C Dual-link Safety White Paper, ayuda a desbloquear la inversión en el almacenamiento de energía en México y respalda la infraestructura tecnológica necesaria para una transición energética más limpia, eficiente y segura.
Con un escenario de precios internacionales más bajos, la petrolera estatal aumentará 20% las inversiones y financiará el plan con ventas de activos.
En una jornada en la que el precio internacional del barril de petróleo perforó los US$59 —impacto que se reflejó en las acciones de las principales empresas energéticas del país—, YPF anunció que invertirá US$6000 millones en 2026, un 20% más que este año.
Con una mayor oferta petrolera prevista para 2026, los analistas del sector proyectan un precio promedio del crudo en torno a los US$63, por debajo de los US$68 que promedió este año y muy lejos de los US$75 de 2024. Los escenarios más negativos incluso contemplan una caída hasta los US$55 por barril.
A pesar de este contexto, YPF prevé ampliar sus inversiones para sostener el nivel de actividad. El presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, explicó que parte de ese financiamiento provendrá de las reservas obtenidas por la venta del 50% de Profertil a Adecoagro, operación que le dejó US$600 millones, y por la transferencia del yacimiento convencional Manantiales Behr a Rovella Capital, que aportó otros US$500 millones. Se trató del último activo convencional que la petrolera conservaba en Chubut.
A esos recursos se sumarían los fondos que YPF podría obtener por la venta del 70% de las acciones de Metrogas, estimados entre US$500 y US$600 millones. Para avanzar con el proceso formal, la compañía aguarda que el Enargas extienda la licencia de concesión, que vence en diciembre de 2027, luego de 35 años de vigencia. La empresa contaba con el derecho a una prórroga de 10 años, pero la sanción de la Ley Bases amplió ese plazo a 20 años.
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Durante el último trimestre, YPF produjo 240.000 barriles diarios de petróleo, de los cuales 170.000 correspondieron a producción no convencional en Vaca Muerta. Esto equivale al 70% del total y va en línea con el objetivo Marín, de convertir a la empresa en una productora 100% no convencional.
“Queremos tener una reserva de millones de dólares por posibles problemas en el precio del petróleo. Se espera que haya una baja el año próximo, pero no queremos bajar la actividad porque para 2027 se espera que el precio vuelva a subir”, dijo Marín, en un encuentro con periodistas en la Torre de Puerto Madero.
En las próximas semanas, YPF espera novedades clave en su proyecto para producir Gas Natural Licuado (GNL) en la Argentina, la principal apuesta estratégica de Horacio Marín para el desarrollo de la compañía. La iniciativa podría representar ingresos por exportaciones del orden de los US$10.000 millones anuales a partir de 2030.
Marín confía en sellar antes de fin de año el ingreso de XRG, el brazo internacional de inversiones energéticas de Adnoc (la Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dabi), la cuarta petrolera más grande del mundo, con una producción diaria de 4 millones de barriles. El otro socio ya confirmado es la italiana ENI.
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El paso siguiente será mandatar al banco JP Morgan para estructurar un financiamiento de proyecto equivalente al 70% del costo total de la iniciativa. El plan actual contempla producir, a partir de 2030, unas 12 millones de toneladas por año (MTPA), equivalente a 54 millones de metros cubicos (m3), el 35% de la producción total, mediante la instalación de dos barcos en la costa de Río Negro.
El crédito ascendería a algo más de US$12.000 millones, con la participación de cerca de 200 bancos y unos 300 fondos de inversión, mientras que el resto se cubriría con aportes de los socios.
No obstante, Marín apunta a escalar el proyecto con la incorporación de un tercer barco de 6 MTPA, para lo cual YPF busca un nuevo socio que reemplace a Shell. La petrolera angloholandesa puso en pausa su participación casi un año después de haber firmado un acuerdo para analizar la viabilidad del proyecto. Entre las alternativas que evalúa la compañía figuran un fondo con participación de Saudi Aramco —la mayor petrolera del mundo—, una eventual reconsideración de Shell o la incorporación de una empresa estadounidense.
Si YPF logra ampliar la capacidad hasta 18 millones de toneladas anuales, el financiamiento estructurado por JP Morgan debería elevarse a unos US$17.000 millones, lo que implicaría un flujo de divisas significativo para la economía argentina. Las empresas esperan firmar la decisión final de inversión (FID) en el primer semestre de 2026.
Posible alianza con McDonald’s
En paralelo, a partir del próximo año la empresa avanzará con una estrategia de segmentación de su red de estaciones de servicio. Habrá tres categorías: las premium, que operarán bajo la marca YPF Black; las tradicionales, que mantendrán la denominación actual; y las de bajo costo, que pasarán a llamarse Refiplus y estarán ubicadas en zonas más alejadas y de menor demanda.
En las estaciones premium dejará de comercializarse nafta súper y se buscará reforzar la propuesta de valor, con especial foco en la oferta gastronómica. En ese marco, la compañía mantiene negociaciones con el chef Christian Petersen para mejorar las opciones disponibles a través de sus pizzas Zen, las empanadas de Nuestras Constumbres Criollas y sandwiches de Valenti.
YPF, la empresa con mayor presencia en el sector de combustibles y retail de cercanía en la Argentina, se prepara para una transformación estratégica de sus tiendas Full a partir de 2026.
El objetivo es optimizar los márgenes operativos, potenciar la identidad de la marca y ofrecer una experiencia de valor agregado que traslade la excelencia de sus proyectos energéticos a cada rincón del país.
La novedad más impactante de esta transformación es la concreción de una alianza estratégica que permitirá sumar a McDonald’s a la propuesta premium de YPF, según anunció el presidente y CEO de la petrolera Horacio Marín en un encuentro de fin de año con la prensa, realizado este martes, y anticipando algunas novedades para 2026.
El ambicioso plan se basa en la diferenciación a través de tres nuevos tipos de tiendas de conveniencia en su red de 1.700 estaciones de servicios, para lo cual la segmentación apunta a cubrir todos los perfiles de consumo.
¿Hamburguesas McDonald’s y empanadas Mi Gusto en tiendas de YPF?
“Estamos cerrando una alianza con McDonald’s para que se sume a las nuevas estaciones que vamos a denominar YPF Black, donde buscamos dar un servicio premium”, señaló Marín, quien explicó que este formato no solo pretende la asociación con marcas líderes, sino que elevará el estándar gastronómico a niveles de alta calidad.
El desarrollo de las estaciones y las tiendas tiene un fuerte anclaje en la transformación digital del negocio, para lo cual la petrolera optimizó entre otras iniciativas su billetera digital con la cual ofrece descuentos especiales para la carga de combustibles, y acaba de sumar el pago de servicios de más de 6.000 empresas.
También la petrolera avanzó en las negociaciones con una cadena de empanadas que, si bien eran conocidas, lo fueron mucho más cuando fueron mencionadas por el actor Ricardo Darín, en una controversia pública, por lo que todas las miradas apuntan a “Mi Gusto”, y también se sumará un chef para productos de mucha calidad cuyo nombre se mantiene aún en reserva, pero que se sumará a la propuesta gastronómica.
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El CEO destacó la necesidad de dar un servicio de calidad a un sector clave: “Recorremos 600.000 kms por día para abastecer de nafta a todo el país; les damos un servicio a la gente que trabaja”. Además de McDonald’s y la propuesta gastronómica de autor, Marín deslizó la posibilidad de sumar otras alianzas estratégicas, mencionando a Farmacity en el segmento de alta demanda.
Asi, la nueva red de tiendas Full se dividirá en YPF Black con su formato premium orientado a centros urbanos y de alto consumo; YPF tradicional que seguirá la línea de las tiendas actuales, enfocada en mejorar la experiencia general con un alto estándar de calidad en productos y servicios, e YPF Refiplus, un formato low cost.
Este último, explicó Marín busca generar para las tiendas de conveniencia un modelo de mayor eficiencia y optimización de costos logísticos, pensado para las zonas más remotas y de menor rentabilidad, apuntando a la inmediatez y el precio competitivo.
La diferenciación por los servicios
La redefinición de las tiendas Full no es solo una movida de marketing, sino una búsqueda de eficiencia en un mercado donde la lucha por el cliente ya no está en el surtidor debido a la homogeneidad en la calidad de los combustibles.
YPF, que ya vende más café que cualquier otra empresa en el país y concentra dos tercios del market share en las tiendas de conveniencia, busca fortalecer el segmento downstream con el foco de la gestión de excelencia y eficiencia en todos los niveles.
La petrolera ya utiliza herramientas de Inteligencia Artificial para estimar la demanda en tiempo real, lo que le ha permitido, según resultados preliminares, duplicar las ganancias de las tiendas en ocho meses.
Con esta estrategia, YPF no solo busca cuadruplicar sus ganancias en las tiendas el próximo año, sino consolidar la percepción de que un servicio de calidad en la estación de servicio –desde un baño limpio hasta una buena hamburguesa– debe llevar al cliente a percibir que YPF “hace buenos pozos y es eficiente”, tal como lo asegura habitualmente Marín.
La petrolera presentó la oferta más alta en un open season de TGN para contratar transporte firme de gas hasta 2078 con destino al mercado chileno, una señal fuerte sobre la escala y la duración que proyecta el desarrollo gasífero de Vaca Muerta.
Pluspetrol dio esta semana una señal contundente al mercado energético regional al presentar la mejor oferta en una licitación de Transportadora de Gas del Norte (TGN) para acceder a capacidad de exportación de gas natural hacia Chile por un plazo sin precedentes en la Argentina. La compañía propuso contratar transporte firme por 4.1 millones de metros cúbicos diarios desde el sistema Tratayén–La Mora, con despacho a través del gasoducto GasAndes, hasta el año 2078.
El proceso se realizó mediante un open season convocado por TGN a pedido de la generadora chilena Colbún, interesada en cerrar contratos de abastecimiento de largo plazo con productores argentinos. La magnitud temporal de la propuesta de Pluspetrol —52 años contados desde enero de 2026— no tiene antecedentes en el mercado local y refleja la confianza de la empresa en la continuidad productiva de Vaca Muerta y en la demanda sostenida del mercado chileno.
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La iniciativa se apoya en el posicionamiento que logró Pluspetrol tras la compra de los activos de ExxonMobil en Neuquén a fines de 2024, una operación por unos US$ 1.700 millones que la consolidó como uno de los principales jugadores del gas asociado no convencional. Hoy opera La Calera, el mayor campo de gas asociado de Vaca Muerta, y Bajo del Choique, uno de los desarrollos petroleros con mayor proyección de crecimiento.
En términos productivos, la compañía ya supera los 12 millones de metros cúbicos diarios de gas en La Calera y mantiene un fuerte ritmo de expansión en petróleo desde Bajo del Choique, donde en noviembre alcanzó más de 20.000 barriles diarios y proyecta escalar hasta 120.000 barriles hacia el final de la década. Ese volumen explica la necesidad de asegurar mercados externos estables para sostener el desarrollo.
El open season también incluyó una oferta de EcoGas para reservar capacidad con destino a la demanda prioritaria de Mendoza, lo que obliga ahora a TGN a esperar la validación del Enargas antes de formalizar las adjudicaciones. En esta instancia, la transportista no deberá realizar nuevas inversiones, ya que el proceso apunta a asignar capacidad existente, aunque el interés manifestado podría habilitar ampliaciones en el futuro.
Devolvió una causa a un fuero provincial porque la petrolera no es alter ego del Estado sino una sociedad anónima que se rige por el derecho privado.
La Corte Suprema le dio un envión al Estado para resistir el fallo de la justicia de Nueva York que lo obliga a pagar más de u$s 16.000 millones a Burford Capital por la expropiación de YPF. Dictaminó que la petrolera es una sociedad que se rige por el derecho privado local y no un alter ego del país.
Con apenas cinco carillas y dos párrafos resolutivos, la Corte dictaminó la semana pasada un planteo de competencia entre la justicia provincial de Río Negro y la Justicia Federal en favor del fuero local. El fallo lleva la firma de los tres jueces, Horacio Rosatti, Carlos Rosenkrantz y Ricardo Lorenzetti.
La letra de la Corte Suprema
En el texto argumentan que la ley de expropiación de YPF, en sus artículos 7 y 8, otorgó la propiedad de la mayoría accionaria de YPF al Estado Nacional y las provincias hidrocarburíferas, pero que el artículo 15 señala que “la operación y funcionamiento de la sociedad se enmarca en las normas que regulan las sociedades anónimas”. Refuerza que no le son aplicables a la compañía “la administración, gestión y control de las empresas o entidades en las que el Estado Nacional o los Estados provinciales tengan participación”.
“En este sentido, el patrimonio de YPF S.A. no se confunde con el del Estado Nacional”, se lee en la sentencia. “Además de tener la sociedad una personalidad jurídica propia, tal patrimonio resulta ajeno al sistema de administración, gestión y control previsto para el Sector Público Nacional en la Ley de Administración Financiera”.
Y concluye: “Por consiguiente, la presunta afectación del patrimonio de la sociedad no equivale a la afectación del patrimonio del Estado Nacional”.
Así, la Corte resolvió devolver el expediente a la justicia provincial de Río Negro, donde se originó el reclamo.
Un comodín para llevar a Nueva York
El expediente, menor en materia local, va en línea con la defensa que la Procuraduría del Tesoro sostiene ante tribunales de Nueva York. En ese fuero, el Estado argentino plantea que no es alter ego de YPF y que actuó conforme a la ley de expropiación para hacerse con la mayoría del paquete accionario.
El fallo local llega un mes y medio después de una audiencia en la que los abogados del Estado, de YPF y de Burford Capital argumentaron ante la Corte de Apelaciones de Nueva York por la sentencia de la jueza de primera instancia, Loretta Preska, que obligó a Argentina a pagar una cuenta que escala hasta los u$s 17.000 millones y contando.
En septiembre de 2023, Preska dictó que Argentina incumplió la ley comercial de Estados Unidos al no extender la oferta que hizo a Repsol, accionista mayoritario hasta la expropiación, al resto de los inversores, como marcaba el estatuto de YPF. Argentina argumentó que la estatización parcial se hizo según lo estipulado por la ley local y la Constitución, que mandan sobre la norma interna de la compañía.
La ministra de Energía y Ambiente presentó ante más de 20 empresas las áreas de exploración y explotación de Mendoza en un roadshow organizado junto al CFI en Buenos Aires, donde explicó las acciones que el Gobierno lleva adelante para potenciar el sector junto a los inversores privados. “Estamos trabajando para ampliar las fronteras productivas de la provincia”, aseguro Latorre.
La ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, junto al subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini, y el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, presentó en un roadshow en el Consejo Federal de Inversiones (CFI) la licitación hidrocarburífera de 17 áreas en Mendoza bajo el modelo de licitación continua, con ventajas competitivas para inversores, incentivos y acciones concretas para el sector.
“En Mendoza venimos trabajando de manera sostenida para acompañar al sector privado no solo en la formulación de políticas públicas, sino también generando las condiciones para que las empresas elijan la provincia para desarrollar recursos que todavía tienen un enorme futuro por delante”, afirmó en la exposición Latorre.
“Desde un principio, Mendoza adoptó una lógica clara: no existe un escenario en el que al sector privado le vaya mal para que al Estado le vaya bien. Si a la industria le va bien, a los gobiernos y a la sociedad también les va bien”, agregó.
“Venimos trabajando dentro de las herramientas que tenemos, en esquemas como el de regalías y en un pliego de licitación continua con incentivos que permitan hacer crecer la industria. Las 17 áreas hoy en licitación pública —12 de exploración y 5 de explotación— responden a esa estrategia”, explicó.
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“Estamos trabajando para ampliar las fronteras productivas de la provincia y recuperar las campañas exploratorias que nos permitan identificar nuevas oportunidades de inversión que, en consecuencia, impulsen la producción”, puntualizó Latorre, poniendo énfasis en un marco regulatorio renovado que prioriza la reducción de cargas fiscales, la simplificación administrativa y la previsibilidad jurídica.
Por su parte, Erio explicó que el Gobierno de Mendoza trabaja en tres ejes para potenciar la industria. “El primero es sostener el desarrollo del convencional, alargando la vida útil de los campos y haciendo rentables los yacimientos maduros.
El segundo es seguir deriskeando y expandiendo el desarrollo del crudo pesado, que viene mostrando muy buenos resultados. El tercero, es acelerar el deriskeo de Vaca Muerta Norte, buscando traer al presente la exploración del no convencional”, aseguró.
Áreas de exploración que se incluyen en el llamado
Las 12 áreas de exploración incluidas en el llamado se distribuyen en las dos principales cuencas productivas de Mendoza.
En la Cuenca Cuyana, se licitan las áreas Zampal y Puesto Pozo Cercado Occidental.
En la Cuenca Neuquina se concentra el mayor volumen de áreas ofertadas, con antecedentes técnicos relevantes y distinto grado de información geológica disponible. Entre ellas se destacan:
Atuel Exploración Sur, con una superficie de 316,08 km², incorporada a partir del interés manifestado por Hattrick SA, que desarrolló estudios sísmicos y petrofísicos avanzados.
Atuel Exploración Norte, con 439,76 km², que cuenta con antecedentes de perforación en las áreas Los Pocitos y Lomas de Coihueco.
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Los Parlamentos, una de las áreas de mayor extensión, con 1.340,5 km², 11 pozos perforados y un importante volumen de sísmica 2D y 3D.
Boleadero, con modificaciones territoriales basadas en estudios estructurales asociados al pozo APASA.Md.NC.x-1001.
Chachahuen Norte, ex lote de evaluación con una superficie de 1.205,06 km².
Además, se incluyen Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur, Calmuco y CN III Norte.
Áreas de explotación: reactivación de campos
Las cinco áreas de explotación corresponden a bloques con descubrimientos comprobados y, en varios casos, infraestructura existente que permite una rápida puesta en valor.
Entre ellas se encuentra Atamisqui, con una superficie de 214,64 km², donde se perforaron 56 pozos, de los cuales 34 resultaron productivos. A julio de 2025, registra una producción acumulada de 1.918.064 m³ de petróleo y 44,83 Mm³ de gas, e incluye los yacimientos Tierras Blancas Norte, Atamisqui Norte, Atamisqui Sur y El Quemado. A su vez, se incluye en el llamado El Manzano, área que actualmente también está produciendo producto de un contrato de operación y mantenimiento temporal.
También se licitan Puesto Molina Norte, Puntilla del Huincán y Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana, áreas con antecedentes operativos relevantes y potencial para reactivar producción mediante nuevas inversiones.
El informe técnico de estas áreas fue presentado ante los empresarios por el equipo técnico de la Dirección de Hidrocarburos. La presentación se puede encontrar en la página de la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Ambiente.
Con este lanzamiento, Mendoza reafirma su posicionamiento como un destino confiable y atractivo para la inversión energética, combinando seguridad jurídica, información geológica de calidad y un esquema fiscal aliviado que busca maximizar la gestión eficiente de los recursos hidrocarburíferos y ampliar las oportunidades de desarrollo económico para la provincia.
Trabajo público-privado para atraer inversiones
El modelo que mostró ante inversores el equipo del Ministerio de Energía y Ambiente combina incentivos fiscales y herramientas regulatorias para mejorar la competitividad.
Incluye la eliminación del canon por renta extraordinaria y del canon extraordinario de producción. Incorpora incentivos a la reinversión orientados al desarrollo de los campos y a la ampliación de la infraestructura existente.
Suma además una mayor flexibilidad operativa a través de figuras como la Iniciativa Privada y los Acuerdos de Evaluación Técnica (AET). Estas herramientas permiten acelerar los procesos de análisis y adjudicación, reducir la carga burocrática, acortar los plazos de decisión y generar condiciones más atractivas para la inversión de riesgo, especialmente en las etapas exploratorias.
En tanto, las áreas se ofertan con el modelo de licitación continua, que permite convocar a concursos públicos en cualquier momento del año, sin depender de ventanas fijas.
La combinación de licitación continua, incentivos fiscales, fortalecimiento técnico y planificación de largo plazo posiciona a la provincia como un actor competitivo dentro del mapa energético argentino, con el objetivo de ampliar la producción, recuperar actividad en campos maduros y generar nuevas oportunidades de desarrollo económico y empleo para los mendocinos.
GEMERA respalda el proyecto de ley que introduce precisiones a la Ley de Glaciares y reafirma el rol de las provincias consolidando sus competencias
GEMERA expresa su respaldo al proyecto de ley que propone introducir aclaraciones a la Ley Nº 26.639 de Presupuestos Mínimos para la Preservación de los Glaciares y del Ambiente Periglacial.
La iniciativa legislativa constituye un avance relevante para fortalecer la certeza jurídica y la claridad normativa, manteniendo plenamente vigente el objetivo central de la ley: la protección de los glaciares y de aquellas geoformas periglaciales que cumplen funciones ambientales esenciales, en particular como reservas estratégicas de recursos hídricos y como proveedoras de agua para la recarga de cuencas hidrográficas.
En este sentido, la protección debe focalizarse en aquellos glaciares y ambientes periglaciales que efectivamente cumplen dichas funciones estratégicas, sobre la base de criterios técnicos y científicos, evaluaciones específicas y análisis caso por caso, evitando interpretaciones genéricas.
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Una regulación clara y precisa, que permita identificar con rigor técnico cuando se cumple con las funciones de reserva estratégica de agua y recarga de cuencas, no sólo refuerza la protección ambiental, sino que también mejora la calidad de los procesos de evaluación de impacto ambiental, fortalece el control estatal y contribuye a una gestión hídrica más eficaz, transparente y sustentable.
El proyecto de ley, además, recoge aportes formulados por las provincias mineras en el ámbito de la Mesa del Cobre, presidida por el gobernador de San Juan Dr. Marcelo Orrego y del Litio presidida por el gobernador de Catamarca Raúl Jalil, promoviendo una interpretación armónica de la Ley de Glaciares que respeta el federalismo ambiental.
El reconocimiento del rol de las provincias en este proceso, conforme al principio constitucional del dominio originario de los recursos naturales, resulta fundamental para compatibilizar la protección ambiental con el desarrollo productivo, la inversión responsable y el fortalecimiento de las economías regionales.
GEMERA reafirma su compromiso con una actividad exploratoria responsable, con una minería moderna, transparente y ambientalmente responsable, y considera que el diálogo federal, técnico e institucional constituye el camino adecuado para construir consensos duraderos que integren ambiente, agua, producción y desarrollo, en beneficio del país y de las comunidades donde se desarrollan estas actividades.
El presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, Ernesto López Anadón, afirmó que el mercado interno está saturado y que el futuro del sector depende de un fuerte salto exportador, con inversiones de hasta u$s30.000 millones anuales.
El presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), Ernesto López Anadón, trazó un diagnóstico contundente sobre el presente y el futuro de la industria hidrocarburífera: el mercado interno ya está cubierto y el crecimiento de Vaca Muerta solo será posible con un fuerte impulso exportador de petróleo y gas.
“El sector ya puso sobre la mesa su meta productiva: llevar a Vaca Muerta a 1,5 millones de barriles diarios de petróleo y duplicar la producción de gas. Estamos en carrera para lograr ese objetivo”, afirmó López Anadón, aunque advirtió que se trata de un desafío “complejo y extremadamente demandante”.
El salto productivo que exige Vaca Muerta
Las cifras dimensionan la magnitud del desafío. Para alcanzar los objetivos planteados, el sector necesitará entre 20 y 30 millones de metros cúbicos de áridos, hasta 3 millones de metros cúbicos de cemento y hormigón, entre 4 y 6 millones de toneladas de acero y hasta 170.000 kilómetros de ductos.
En el pico de actividad, la industria demandará entre 30.000 y 36.000 trabajadores en exploración y producción, y hasta 240.000 empleos vinculados a la construcción de infraestructura energética.
Una cadena de valor dominada por pymes
Este despliegue impacta de lleno en la cadena de valor energética. Según datos del IAPG, las 37 principales empresas del sector se abastecen de unas 10.000 compañías proveedoras, de las cuales el 78% son pymes.
Estas firmas emplean a más de 220.000 personas y facturaron en promedio u$s4.000 millones anuales entre 2019 y 2021, consolidando al sector como uno de los principales motores económicos del país.
Mil pozos por año y foco exportador
Con el mercado interno abastecido, López Anadón fue categórico: “Todo lo que hoy se está haciendo y lo que se hará en el futuro solo se justifica como un proyecto puro de exportación de gas y de petróleo”.
Para sostener y ampliar las exportaciones, será necesario perforar alrededor de 1.000 pozos por año, además de construir nuevas plantas de tratamiento, ductos y terminales de exportación.
Ese nivel de actividad requerirá inversiones del orden de u$s20.000 a u$s30.000 millones anuales, lo que hace indispensable el acceso al financiamiento internacional.
Financiamiento, costos y competencia global
En ese contexto, el titular del IAPG destacó el impacto del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), que permitió avanzar con proyectos estratégicos como Vaca Muerta Oil Sur, y pidió seguir generando condiciones que faciliten el financiamiento del resto de las iniciativas.
No obstante, advirtió sobre los riesgos del escenario internacional, con precios más bajos, y reconoció avances en eficiencia operativa, como el aumento de fracturas mensuales sin sumar más equipos. Sin embargo, alertó que los costos locales siguen siendo superiores a los de cuencas como el Permian, debido a rigideces laborales, carga impositiva y costos de importación.
“Estamos en carrera contra otros proyectos similares en el mundo”, señaló, y reclamó reglas claras y estabilidad para evitar superposiciones normativas y exigencias ajenas a la actividad petrolera.
Lo anticipó Daniel González, secretario coordinador de Minería y Energía, quien explicó que se busca acelerar el flujo de capital y la producción incremental en petróleo y gas no convencional. El guiño llega poco después de la quita de retenciones al convencional.
Solo unos días después de anunciar la quita de retenciones para el convencional, el gobierno anticipó que incluirá al upstream en el Régimen de incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI). Esta ampliación del esquema de beneficios venía siendo uno de los reclamos más frecuentes por parte del sector privado y desde Economía accedieron a la petición.
La novedad la dio a conocer el secretario coordinador de Minería y Energía, Daniel González, en el marco del encuentro por el Día del Petróleo. Según el funcionario, el objetivo principal es acelerar el flujo de capital hacia proyectos de gran escala, ofreciendo beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios.
Otro de los interesados en expandir el alcance del RIGI era la propia provincia de Neuquén. Justamente, esta cuestión se debatió en la reunión que tuvieron la semana pasada el ministro de Economía, Luis Caputo, y el gobernador Rolando Figueroa.
“Ayer tuve la suerte de hacer una visita al campo, con el ministro de Economía y a sugerencia del gobernador Figueroa, el ministro nos instruyó a analizar la forma de incorporar el upstream en el RIGI, así que esto es algo que vamos a empezar ahora mismo, de modo tal de que incentive la inversión y la producción adicional de este gran desafío”, resumió González.
La ampliación del RIGI al upstream
El RIGI ya contemplaba inversiones en infraestructura para hidrocarburos, pero ahora se amplía para abarcar la producción misma, especialmente en formaciones no convencionales que requieren reinversiones continuas y ciclos de financiamiento intensivo.
El anuncio se produce en un contexto de ajuste fiscal y volatilidad internacional de precios del crudo.
González destacó que, a pesar de la caída de 12 dólares por barril en el segmento no convencional durante el último año, la actividad mantuvo niveles de operación significativos y registró crecimiento en la balanza comercial. “Hay un compromiso de largo plazo de una industria que entiende que los ciclos no dejan de ser ciclos”, afirmó.
El Día del Petróleo, el último viernes 13 de diciembre, congregó al viceministro de Economía, a la secretaria de Energía, María Tettamanti, y a los principales directivos de las compañías operadoras del país en un evento realizado en el Hotel Sheraton de la ciudad de Buenos Aires.
Menos impuestos y más beneficios para las petroleras
En paralelo, el Gobierno había decidido recientemente eliminar las retenciones a la exportación de petróleo convencional en provincias como Chubut, Santa Cruz y Neuquén.
La combinación de estas medidas busca aliviar costos y sostener la rentabilidad de proyectos que enfrentan desafíos financieros y de precios internacionales fluctuantes.
El secretario enfatizó que la política de apoyo estatal no comprometerá la disciplina fiscal del Gobierno. “Vamos a acompañar, pero siempre teniendo en cuenta que el equilibrio fiscal no se negocia, porque es la clave que nos permite vivir en otro país”, expreso González.
Entre los proyectos que se verían beneficiados por la ampliación del RIGI se encuentran plataformas exportadoras en desarrollo como Vaca Muerta Oil Sur y distintas fases del Argentina LNG, además de obras complementarias como el gasoducto de Perito Moreno y plantas de tratamiento de petróleo. La medida apunta a consolidar la infraestructura necesaria para sostener la producción y las exportaciones.
Los beneficios contemplados incluyen estabilidad tributaria, mantenimiento de tasas impositivas por 30 años, reducción del Impuesto a las Ganancias y exención de aranceles por la importación de bienes de capital. También se prevé una liberación gradual del cepo cambiario para facilitar las operaciones de financiamiento y adquisición de insumos críticos.
El gobernador neuquino recibió a un consorcio de empresas brasileñas con intereses concretos en el gas de Vaca Muerta. Detrás de la foto oficial, una estrategia de largo plazo para posicionar a la provincia como proveedor energético regional y atraer inversiones millonarias.
Rolando Figueroa acelera su agenda internacional con un objetivo claro: transformar el potencial de Vaca Muerta en contratos, inversiones y mercados concretos. En ese marco, el gobernador recibió en Casa de Gobierno a directivos del consorcio brasileño GásBra Energía SA y de Garantía Capital Ltd., una reunión que funcionó como una fuerte señal política hacia el mundo empresarial de Brasil, principal potencia industrial de la región.
El encuentro no fue casual ni protocolar. Forma parte de una estrategia de lobby energético que Figueroa viene desplegando desde su llegada al gobierno, con foco en posicionar a Neuquén como un actor clave en el abastecimiento de gas del Cono Sur. Brasil, con una demanda energética en crecimiento y necesidad de diversificar proveedores, aparece como un socio natural.
Acompañado por el ministro de Energía, Gustavo Medele; la ministra de Turismo, Ambiente y Recursos Naturales, Leticia Esteves; y el vicepresidente de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), Alejandro Monteiro, el gobernador buscó mostrar una provincia ordenada, con experiencia técnica y capacidad política para sostener proyectos de largo plazo.
El consorcio GásBra, recientemente conformado, reúne a empresas industriales del complejo productivo de São Paulo, grandes consumidoras de gas que buscan garantizar suministro estable y competitivo. La visita a Neuquén apunta a evaluar volúmenes disponibles, condiciones de compra y, sobre todo, la viabilidad logística para transportar el gas desde Vaca Muerta hasta el mercado brasileño.
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Desde el gobierno provincial remarcan que Neuquén no parte de cero. “Nuestra industria petrolera tiene décadas de desarrollo y conocimiento acumulado”, subrayó Medele, destacando un activo clave en la negociación: la experiencia local y la madurez del sector hidrocarburífero, un factor que genera confianza entre los inversores extranjeros.
Pero el lobby no se limita a mostrar recursos naturales. Figueroa busca instalar a Neuquén como un socio confiable, con reglas claras y vocación de integración regional. La apuesta es abrir mercados cercanos —Chile, Brasil y Uruguay— que permitan cerrar acuerdos en el corto y mediano plazo y sostener un flujo constante de inversiones.
Desde el lado brasileño, el mensaje fue claro. El CEO de GásBra, Marco Maia, celebró la convergencia de intereses entre ambas partes y calificó al proyecto como estratégico. “Estamos hablando de un horizonte de 30 años”, afirmó, dejando en evidencia que no se trata de una operación coyuntural, sino de una relación energética de largo aliento.
Argentina sumó una nueva forma de vender combustibles: estaciones de servicio móviles y equipos cisterna que llevan nafta y gasoil hasta donde no llega una boca fija.
La Secretaría de Energía lo formalizó con la Resolución 504/2025, publicada en el Boletín Oficial, dentro del esquema de desregulación y modernización del sector.
El Gobierno planteó como meta ampliar la cobertura territorial del expendio. La medida apunta a localidades donde no existen estaciones tradicionales o donde la demanda no sostiene una inversión grande. También busca dar una respuesta práctica a lugares con consumo intensivo y permanente.
Estas estaciones no reemplazan a las bocas fijas. Funcionan como apoyo en zonas rurales, áreas productivas alejadas, obras de infraestructura y tareas que necesitan combustible sin cortes. El eje es simple: acercar el surtidor a donde hoy hay distancia, costos extras y demoras.
Las estaciones de servicio móviles son depósitos autónomos de combustible equipados para transportar, almacenar y despachar hidrocarburos. Pueden trabajar de manera fija por un tiempo o moverse según la necesidad del abastecimiento.
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La normativa contempla dos formatos. Por un lado, las unidades modulares portátiles: equipos listos para instalar rápido, sin obras civiles permanentes ni infraestructura compleja. Por otro, las estaciones cisterna móviles: vehículos adaptados para transportar y despachar combustible en forma directa, con una operatoria similar a la de una estación convencional.
En ambos casos, la habilitación llega con exigencias técnicas y controles. La resolución fija reglas basadas en estándares internacionales de seguridad para el almacenamiento y manejo de combustibles líquidos.
El funcionamiento se ajusta al consumo del lugar. Una unidad se instala en un punto operativo y despacha durante la jornada. Cuando baja el stock, se organiza el reabastecimiento con otra unidad de transporte que lleva el combustible desde un centro urbano o un nodo logístico.
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En campos alejados, obras públicas, proyectos industriales y frentes productivos, este esquema evita parates por falta de gasoil o nafta. La lógica también reduce traslados largos: menos viajes de ida y vuelta para cargar, más tiempo de trabajo en el lugar.
Las capacidades pueden variar de manera importante. Existen módulos preparados para volúmenes chicos y otros que almacenan miles de litros. Algunos equipos permiten trabajar con más de un combustible en un mismo sistema, con compartimentos separados y despacho diferenciado.
La resolución exige auditorías externas periódicas, seguros vigentes y planes de contingencia actualizados. Además, las estaciones deben incluir equipamiento homologado, sistemas de prevención de derrames y componentes certificados para el despacho.
Jimena Latorre, ministra de Energía y Ambiente de Mendoza.
El gobierno de Mendoza realizó este martes un roadshow para avanzar con la licitación pública de 17 áreas hidrocarburíferas convencionales maduras, 12 de exploración y 5 de explotación. La mayoría están ubicadas al sur oeste de la provincia, en el distrito de Malargüe. La intención oficial es que petroleras chicas puedan activar esas áreas, operando con mayor eficiencia, para ayudar a la provincia a elevar reservas y revertir la declinación productiva.
“Es significativa la diferencia entre las 12 de exploración versus las 5 de producción y eso tiene que ver con que la provincia de Mendoza necesita ampliar las fronteras productivas. Necesitamos recuperar esas campañas exploratorias que nos muestren las oportunidades de inversión que van a permitir levantar la producción en la provincia”, aseguró la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, quien inauguró el evento realizado en el piso 11 de la sede que el Consejo Federal de Inversiones tiene en Azopardo 750.
Entre los asistentes hubo representantes de petroleras como Hattrick Energy, Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), Phoenix Global Resources, Taurus Global Energy, Petróleos Sudamericanos, Jota Energy, Veniol, Roch y Pecon. También estuvieron presentes ejecutivos de empresas de servicios petroleros y consultores.
Las concesiones de explotación son por un período de 25 años y en el caso de la exploración se otorga un primer permiso por 3 años, un segundo permiso por 2 años y existe la posibilidad de una prórroga por 2 años más.
El pliego establece que en las concesiones de explotación el oferente pueda proponer un porcentaje de regalías de acuerdo a su plan de inversiones. En la actualidad, esa contraprestación no puede ser menor al 5 por ciento. Además, la provincia ha venido otorgando otro tipo de incentivos focalizados para reactivar la producción convencional.
“En la provincia buscamos duplicar la cantidad de operadores para lograr más eficiencia en la explotación del sector convencional con la ayuda jurídica y técnica nuestra. Esas áreas en su gran mayoría las exploró YPF y con el tiempo las fue dejando de lado. En algunos casos el riesgo era geológico, pero en otros casos era económico. Creemos que operadores más chicos pueden activar estas áreas, hacerlas eficientes y ayudar a recuperar reservas”, sostuvo a EconoJournalManuel Sánchez Bandini, subsecretario de Energía provincial. El funcionario dejó en claro que el objetivo es que todas las áreas estén adjudicadas durante el primer cuatrimestre de 2026.
La presentación, que se extendió por más de dos horas, consistió en un repaso de las características técnicas de cada una de las áreas y estuvo a cargo del geólogo Raúl Gorroño, un histórico referente del sector hidrocarburífero de 84 años y 53 de carrera profesional.
Raúl Gorroño, un histórico referente del sector hidrocarburífero.
Las áreas de explotación que se licitan
Las cinco áreas convencionales de explotación que se licitan son Atamisqui, El Manzano, Puntilla de Huincán, Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana y Puesto Molina Norte.
Atamisqui. La concesión abarca una superficie de 214,64 km2 en el departamento Rivadavia, dentro de la Cuenca Cuyana. Fueron perforados 56 pozos y se descubrieron cuatro yacimientos denominados Tierras Blancas Norte, Atamisqui Norte, Atamisqui Sur y El Quemado, donde tiene el mayor potencial. De los 56 pozos perforados, 34 de ellos resultaron productivos con una producción acumulada a julio de 2025 de 1.918.064,54 m3. de petróleo, 44.83 Mm3 de gas y 8.639.044,01 m3 de agua. En septiembre venció la concesión que tenía Petrolera El Trébol, vinculada a Phoenix Global Resources, y el gobierno rechazó el pedido de prórroga por incumplimientos formales y un plan de inversión considerado insuficiente.
El Manzano. Tiene una superficie total de 630 Km2 en la Cuenca Neuquina. En ella se han perforado un total de 51 pozos y se registró sísmica 2D y 3D. Fue otorgada originalmente a Pérez Companc por un plazo de 25 años a partir de setiembre de 1990. En julio de 1996, YPF obtuvo una participación del 49%, manteniendo la operación Pérez Companc, y en febrero de 2001 obtuvo el 100% del bloque y su operación. Ahora la petrolera controlada por el Estado Nacional revirtió esta área como parte de su plan destinado a concentrarse solo en la actividad no convencional. Las zonas con producción efectiva son las denominadas “El Manzano Este”; “El Manzano Resto” y “El Manzano Oeste (Agrio)”
Puntilla de Huincal. El área está ubicada en el departamento Malargüe, en la Cuenca Neuquina, y tiene una superficie de 240 km2. Fue operada por YPF, la cual perforó 14 pozos entre 1978 y 1985. La concesión de explotación se otorgó en septiembre de 1990 y venció en septiembre de 2015, pero recién se revirtió a la provincia este año. Los reservorios productivos son Grupo Choiyoi, Formación La Manga, Grupo Mendoza y Grupo Neuquén. El gobierno busca para esta área operadores independientes especializados en recuperación secundaria y optimización de activos de baja escala.
Loma Cortaderal – Cerro Doña Juana. Es un área de aproximadamente 240 km2 en el departamento de Malargüe. Históricamente fue considerada una zona de exploración. A partir de los 2000, Geopark realizó allí estudios geológicos y operativos, incluido procesamiento sísmico 3D, pero en 2014 se retiró. En 2018 Petrolera El Trébol obtuvo un permiso de exploración sin mayores avances y ahora el gobierno decidió licitar el área como concesión de explotación porque le ve potencial geológico. Gorroño recordó que uno de los pozos que tiene manifestaciones de petróleo en esa zona se llama Cerro La Pepa, el cual recibió ese nombre porque Pepa era la secretaria del Distrito Geológico Mendoza.
Puesto Molina Norte. Cubre una superficie de aproximadamente 157 KM2 en el departamento Malargüe. Este bloque está limitado al sur por el área Chihuido de la Sierra Negra, al oeste por el bloque Cañadón Amarillo; al norte por Loma el Divisadero y al este por Chachahuen. Fue operado históricamente por YPF hasta que revirtió al Estado. En el área se perforaron 23 pozos, de los cuales 13 resultaron productivos. La producción acumulada alcanza aproximadamente 68 mil m³ de petróleo y más de 80 millones de m³ de gas. De los pozos perforados, 14 fueron abandonados por diversas razones. La última producción registrada data de comienzos de 2020, con 3 pozos en producción efectiva, alcanzando caudales del orden de 2,3 m³/d de petróleo y algunos miles de m³/d de gas. “Es un área con interés exploratorio y con potencial de reactivación”, señaló Felipe Raganato, jefe de explotación de la provincia.
Las áreas que se licitan.
Las áreas de exploración que se licitan
Las áreas de exploración son Atuel Exploración Sur, Atuel Exploración Norte, Boleadero, Calmuco, Chachahuen Norte, CN III Norte, Los Parlamentos, Puesto Pozo Cercado Horizontal, Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur y Zampal. Son todas áreas del departamento Malargüe, salvo Zampal y Puesto Pozo Cercado Horizontal que se ubican en el noroeste de la provincia.
“Hay dos empresas que presentaron iniciativas privadas para explorar y por eso se incorporaron a esta licitación: Hattrick en Atuel Exploración Sur y PCR en Río Atuel”, aseguró a EconoJournalLucas Erio, director de Hidrocarburos de Mendoza.
Las consultas de las empresas sobre la licitación
Una vez terminada la presentación técnica de las áreas, se habilitó la posibilidad de realizar consultas y algunos representantes de compañías expusieron sus interrogantes. “Nos genera dudas el pliego tal como está escrito porque el interesado en un área tiene que presentar un plan de saneamiento de pasivos preexistentes, ¿ese costo cómo se lo compensa?”, preguntó Anabela Mengoni, de PCR. Manuel Sánchez Bandini respondió que “esos pasivos preexistentes tienen que quedar en cabeza de quien los generó, pero si no está claro en el pliego, que es bastante genérico, lo vamos a dejar en claro”.
A su vez, Hernán Bloise, de LCS Energía, preguntó sobre la posibilidad de transformar un área convencional en no convencional: “Si uno adquiere un área de explotación para un desarrollo convencional y tiene un potencial de Vaca Muerta, ¿podría inmediatamente hacer el desarrollo de Vaca Muerta o hay que cumplir algún otro requisito?”. “Nosotros estamos haciendo la licitación dentro de un marco de explotación convencional, pero si hay potencial geológico no convencional nada limita que se pueda realizar actividad no convencional”, respondió Lucas Erio.
Hubo preguntas de los asistentes al roadshow.
Más temprano, Jimena Latorre había detallado también los avances que viene realizando la provincia en materia de desarrollo no convencional. “Tenemos otro foco de trabajo puesto en el desarrollo de Vaca Muerta Norte, donde ya tenemos tres áreas concesionadas. Una a YPF, otra a la UTE Quintana-TSB y otra a Aconcagua con su nuevo accionista mayoritario Tango. Estamos trabajando junto a ellos en que sus planes de inversión sean efectivamente desarrollar esta lengua norte de Vaca Muerta. Ya Quintana tiene comprometida inversión en firme para el desarrollo de la sísmica 3D y un primer pozo piloto, YPF acaba de aumentar el compromiso de inversión con un nuevo pozo que va a perforar en 2026 y en Payún Oeste, donde está Aconcagua, también están evaluando la posibilidad de hacer sinergia entre estas tres empresas para obtener mejores resultados y desarrollar la Vaca Muerta Mendocina”, remarcó.
Jimena Latorre también detalló los avances que viene realizando la provincia en materia de desarrollo no convencional.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, consideró que “el 2026 será el año de consolidación del proyecto Argentina LNG”, de producción para la exportación de Gas Natural Licuado, a partir del gas de Vaca Muerta, pensando en alcanzar un objetivo de hasta 18 millones de toneladas anuales en el 2030″.
En tal sentido, refirió que en las próximas semanas YPF avanzará con la firma de contratos con la energética italiana ENI y con ADNOC (compañía nacional de petróleo de Abu Dhabi), con vistas a la producción local para el abasto de 6 millones de toneladas anuales, mediante un convenio a largo plazo, garantizando una demanda estable, favoreciendo la financiación del proyecto.
“El JP Morgan se ocupará de buscar bancos dispuestos a financiar el proyecto”, comentó Marín en un encuentro con periodistas.
El Argentina LNG se vió afectado hace un par de semanas cuando la energética Shell decidió y comunicó su decisión de no avanzar con las fases de un acuerdo con YPF para la producción y exportación de otros 6 millones de toneladas anuales de GNL.
Marín informó en el encuentro que YPF está buscando el reemplazo de Shell en el proyecto, y que “se está conversando con otra empresa muy grande” del rubro, a la que no identificó.
En otro orden, el directivo se refirió al proyecto VMOS (Vaca Muerta Oleoducto Sur) para la producción, transporte y exportación de Petróleo, desde Vaca Muerta (NQN) hasta Punta Colorada (Río Negro) señalando que “el oleoducto esta realizado en más del 45 por ciento”.
El ducto transportará progresivamente hasta 550 mil barriles día, tiene una extensión de 560 kilómetros, estaciones de bombeo, otra de almacenamiento del crudo, y el puerto de aguas profundas para la carga de los buques tanqueros.
“El cuello de botellas de este proyecto es el puerto”, remarcó en alusión a la construcción de la estación de tanques de almacenamiento del crudo en la zona portuaria en desarrollo, y la terminal marítima de carga de buques de gran porte.
“Confío en que en enero del 2027 comiencen las operaciones de exportación” sostuvo Marín, acerca de la finalización de las obras de infraestructura del VMOS, un proyecto que YPF comparte con PAE, Pampa Energía, Vista, Pluspetrol, Shell, Tecpetrol, y Chevron. y que demanda una inversión del orden de los 3 mil millones de dólares.
En el marco del Plan 4X4 de reestructuración de actividades y negocios de la compañía, Marín se declaró “muy contento con los resultados. Se consolidó un cambio de gestión, desde las estaciones de servicios hasta los campos de producción”.
“Estamos completando nuestra salida de los campos maduros (Convencionales) que eran pérdida de valor para YPF, en base a un proceso de negociación con los Estados provinciales”, puntualizó.
“También salimos de Brasil”, señaló con relación a la ventas de activos que la compañía tenía en ése país y que no resultaban redituables.
Enfocados en el No Convencional, destacó que “También hemos alcanzado una producción propia de 203 mil barriles día de crudo y una mejora (reducción) del 25 por ciento en los costos de perforación de pozos”.
En el mismo orden, destacó la incorporación de sistemas de última tecnología, aplicada en la operatoria de perforación teledirigida de pozos.
Un decisión del Directorio comunicada en los últimos días dió cuenta de la aceptación de una propuesta de venta a Adecoagro de la participación accionaria (del 50 por ciento) en Profertil, una compañía que YPF desarrolló desde finales de los 90 asociada con la canadiense Nutrien, y con muy buen resultado productivo y económico. Adecoagro había adquirido hace un par de meses la participación accionaria en manos de Nutrien.
Si la operación cierra en todos los términos que se están negociando, Profertil quedará en manos de Adecoagro al 90 % y 10 % para la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA).
Marín hizo referencia a su posición original de no desprenderse de ésa participación en Profertil, productora y comercializadora nutrientes para la tierra, que inició la producción en 2001.
Su planta ubicada en Ingeniero White (Bahía Blanca) genera 1.320.000 toneladas anuales de Urea y 790.000 toneladas anuales de amoníaco. Comercializa también otros nutrientes.
No obstante admitir que “no daba pérdidas”, explicó que recibimos “una oferta muy buena”, que no cuantificó pero que se estima rondaría U$S 600 millones, “y el Directorio decidió aceptar”.
Al respecto refirió que el monto a ingresar por esta venta tendrá por destino aligerar deuda de la compañía y además “afrontar inversiones en la producción No Convencional en 2026, en un contexto internacional de continuidad de bajos precios del petróleo, situación que se revertiría en el 2027”, estimó.
También en el marco del Plan 4X4, “que busca convertir a YPF en una empresa de clase mundial en el desarrollo del No Convencional” según señaló Marín, “está previsto avanzar con la venta de MetroGAS, la distribuidora de gas por redes en el AMBA.
“Ya hay un banco trabajando en el diseño de la operación y sólo resta que salga la extensión del período de concesión del servicio”, lo que haría atractiva la inversión de operadores privados, describió.
El Ministro de Gobierno de la provincia de Buenos Aires, Carlos Bianco, informó sobre el nuevo sistema de subsidios a la energía que se pondrá en marcha en 2026, con el objetivo de mejorar los criterios de inclusión y exclusión del mismo.
En este marco, anunció que se retirará el subsidio a 79.500 usuarios residentes en barrios cerrados.
Bianco también recordó que el Gobierno nacional eliminará la categoría N2 (TS – G2) correspondiente a sectores de bajos ingresos, por lo que quienes pertenezcan a dicha categoría en la segmentación provincial deberán registrarse en la web del Organismo de Control de Energía Eléctrica de la Provincia de Buenos Aires – OCEBA (http://www.oceba.gba.gov.ar) para sostener el subsidio, en caso de cumplir las condiciones necesarias.
“Estamos adelantando esta información porque no queremos que nuestros usuarios se enteren de golpe que se han quedado sin subsidio por la modificación regulatoria a nivel nacional”, explicó Bianco.
Camuzzi informa que las obras de repotenciación del Sistema de Cordillerano Patagónico – que actualmente la Distribuidora está ejecutando – se encuentran avanzando conforme lo planificado. En ese marco, a partir del 05 de enero del 2026, la compañía se encuentra en condiciones de liberar las factibilidades de gas natural en toda la región.
La medida implica que todos aquellos vecinos que deseen conectarse al gas natural y cuenten con la aprobación técnica de sus instalaciones internas podrán, desde la fecha indicada, solicitar suministro.
Es importante destacar que en julio de 2022 y ante la falta de concreción de las obras necesarias para acompañar el crecimiento de la demanda – ajenas a Camuzzi – la compañía se vio obligada a restringir el acceso de nuevos usuarios a la red. Esta medida tuvo como objetivo garantizar el suministro a los vecinos ya conectados por sobre las futuras conexiones, en cumplimiento de lo establecido por el marco regulatorio.
Gracias al trabajo articulado por Camuzzi con las provincias del Neuquén, Rio Negro y Chubut, y tras una inversión que será superior a los $51.800 millones de pesos (de los cuales casi $25.000 millones fueron financiados por los bancos provinciales del Chubut y Neuquén), la obra pudo reiniciarse para dar solución definitiva a esta problemática energética que atravesaba la región.
La repotenciación del Sistema Cordillerano Patagónico contempla la construcción de una nueva Planta Compresora en Alto Rio Senguer, otra Planta Compresora en la localidad de Holdich, como así también el montaje de un nuevo equipo de compresión en la actual Planta Compresora que Camuzzi posee en la localidad de Gobernador Costa.
En paralelo, ya se concretó otro hito clave de esta obra: la interconexión del Gasoducto Patagónico con el Gasoducto General San Martín. Esta vinculación permitió dejar atrás la inyección de gas desde un único yacimiento cercano a Comodoro Rivadavia y conectar de manera directa y permanente la infraestructura regional con el sistema troncal de gasoductos de la Argentina, fortaleciendo la confiabilidad y la sostenibilidad del servicio.
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.
La culminación de esta obra, pendiente durante tantos años, refuerza el compromiso de Camuzzi con el desarrollo de toda la región, posibilitando que en el corto plazo miles de usuarios, comercios e industrias puedan conectarse al gas natural y, de esta forma, potenciar el crecimiento del país en su conjunto.
